АННОТАЦИЯ 2
СОДЕРЖАНИЕ 3
СПИСОК РИСУНКОВ 4
СПИСОК ТАБЛИЦ 5
СПИСОК ОБОЗНАЧЕНИЙ И СОКРАЩЕНИЙ 6
ВВЕДЕНИЕ 7
1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 9
1.1 Происхождение добываемой воды 9
1.2 Типы воды в месторождении 9
1.3 Характеристики, учитываемые при удалении воды 10
1.4 Причины добычи воды 13
1.4.1 Проблемы, связанные со скважиной 13
1.4.2 Параметры выбора технологий для ограничения потока воды 17
1.4.3 Источники воды 19
1.4.4 Типичные причины избыточных водопротоков 19
1.5 Классификация методов ограничения водопритока 24
1.6 Гидрофобизующие составы 32
2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ 35
2.1 Объекты исследования 35
2.2 Методы исследования 36
2.2.1 Приготовление композиций гидрофобизаторов 36
2.2.2 Определение температуры размягчения по кольцу и шару 36
2.2.3 Определение адгезии к поверхности минерального материала 38
2.2.4 Оценка гидрофобизирующего действия по поднятию воды в пористой среде 39
3. ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ 40
4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЧАСТЬ 46
5. ОХРАНА ТРУДА 51
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 54
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
В настоящее время одной из основных проблем, которая приводит к снижению эффективности нефтедобычи, является чрезмерная добыча воды. На истощенных месторождениях нефтяные компании добывают в среднем три барреля воды на баррель нефти. По различным оценкам, для решения нежелательных проблем с водой они тратят до 40 миллионов долларов в год и более [1]. Для этого необходимо применять инновационные технологии для улучшения контроля добычи нефти, уменьшения или устранения притока воды в скважины, что может означать снижение затрат и увеличение добычи углеводородов.
Самое главное для решения проблемы добычи воды, это правильно диагностировать источник воды. Для этой цели для проведения комплексного исследования коллектора используются различные виды каротажа, строятся профили скважин, диагностические кривые, анализируется история добычи и вся доступная информация о производительности скважины и пласта.
За прошедшие годы в нефтяной промышленности были разработаны различные технологии, от самых простых до самых сложных, для решения конкретных проблем попадания воды в нефтедобывающие скважины. Технологии контроля поступления воды можно классифицировать как механические и химические.
Снижение негативных последствий наводнений может быть частично достигнуто за счет ограничения движения воды через каналы с низким сопротивлением фильтрации.
Основными факторами заводнения влияющими на обводнение добывающих скважин являются:
• Тип и режим заводнения;
• Продолжительность искусственного заводнения;
• Расстояние от добывающих скважин до нагнетательных;
• Состав воды использующейся для заводнения.
Указанных факторов в значительной степени определяют скорость и тип обводнения добываемой продукции, полноту охвата пласта заводнением, коэффициент конечной нефтеотдачи, применимость различных методов ограничения водопритока и повышения нефтеотдачи.
Целью данной работы является разработка составов реагентов-гидрофобизаторов для ограничения водопритока к добывающим скважинам.
Задачи исследования:
1. Подбор исходных реагентов;
2. Приготовление композиционных составов гидрофобизаторов с различным содержанием полимеров - модификаторов;
3. Исследование физико-химических и физико-механических свойств полученных составов: температура размягчения, оценка сцепляемости с поверхностью минерального материала (адгезии), силы взаимодействия внутри фазы (когезии); оценка гидрофобизирующего действия по высоте поднятия в капилляре по активированному и неактивированному песку
Объемы и эффективность применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов являются важнейшими характеристиками существующего уровня разработки нефтяных месторождений, что, в свою очередь, позволяет планировать возможности использования сырьевой базы страны. Для России и мира в целом, в условиях постоянного роста доли трудноизвлекаемых запасов, это особенно важно. Между тем, отсутствие объективной информации по технологиям и методам интенсификации нефтедобычи, реагентной базе для их реализации, не позволяет проводить быстрое внедрение новых эффективных технологий.
Весь опыт работ в области разработки малопродуктивных нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации свидетельствует об экономической целесообразности введения их в промышленную разработку, что может явиться существенным резервом для развития сырьевых отраслей промышленности России. И роль создаваемых методов и технологий селективной изоляции водопритока в реализации указанных проблем трудно переоценить.
Геолого-промысловые условия, приводящие к формированию протяженных и значительных по размерам промытых зон, требуют применения более доступных и дешевых реагентов или их композиций (биополимеров, жидкого стекла, отходов производства капролактама, алюмохлорида, гидрофобизирующих веществ и т.п.).
С учетом вышесказанного, в ходе выполнения квалификационной работы проведены комплексные теоретические и экспериментальные исследования, направленные на разработку гидрофобизирующих составов для ограничения водопритока к добывающим скважинам.
В ходе данной работы:
1. Показана возможность применения тяжелых нефтяных остатков (ТНО) в качестве гидрофобизаторов для обработки призабойной зоны пласта, обосновано применение в качестве модификаторов полимеров.
2. Исследован остаточный эффект от применения разработанных составов по высоте поднятия воды в пористой среде; Битум, модифицированный полимерами с различным содержанием ДСТ показал лучший гидрофобизирующий эффект при обработке активированного песка против использования неактивированного песка.
3. C учетом того наилучшего эффекта, а также экономических расчетов, рекомендуется: применение гидрофобизирующих составов на основе битума с добавлением полимера ДСТ (в количестве 1%), а также битума с полимерам П-20 (в количестве 1%).
4. Результаты анализа показали, что лучшая температура размягчения в битуме в сочетании с П-20 имеет образец, который имеет 5%, а в битуме в сочетании с ДСТ имеет образец, который
имеет концентрацию 4%. Температура размягчения возрастает пропорционально с увеличением содержания полимеров в разрабатываемом составе. Высокое значение КИШ будет оказывать влияние на сопротивляемости десорбции реагента с поверхности породы, с другой стороны - будет влиять на технологию нанесения состава на поверхность породы в скважине.
5. Наилучшие показатели адгезии и когезии имеют образцы, которые были нанесены на активированный песок, для П-20 это образец с концентрацией 1%, а для ДСТ - это образец, содержащий 3%.
Помощь студентам и аспирантам в выполнении работ от наших партнеров
