Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Татарстан

Мишкин, Андрей Григорьевич

Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Татарстан тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.11 ВАК РФ

Мишкин, Андрей Григорьевич АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Москва МЕСТО ЗАЩИТЫ

2009 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.11 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Татарстан»

Автореферат диссертации на тему "Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Татарстан"

На правах рукописи

МИШКИН АНДРЕЙ ГРИГОРЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА КИСЛОТНЫХ СОСТАВОВ, СОДЕРЖАЩИХ ПАВ, ДЛЯ КИСЛОТНОГО ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА В КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН

02.00.11-

«Коллоидная химия и физико-химическая механика»

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

□ □34г4(

2009 г.

003479747

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре Технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности.

Научный руководитель: - доктор технических наук

Магадова Любовь Абдулаевна

Официальные оппоненты: - доктор технических наук

Крупин Станислав Васильевич - доктор технических наук Хлебников Вадим Николаевич

Ведущая организация: НП ОАО «Синтез-ПАВ»

Защита состоится «10» ноября 2009 г. в 15 часов в аудитории 541 на заседании Диссертационного совета Д 212.200.04 при РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, Ленинский проспект, дом 65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина.

Автореферат разослан « 9 » октября 2009 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета, .

доктор технических наук, профессор Р . Сафиева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одной из наиболее эффективных технологий интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах является кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП).

В этом процессе, при давлении, превышающем давление разрыва, в скважину последовательно закачивается высоковязкая жидкость и раствор соляной кислоты. Высоковязкая жидкость (жидкость разрыва), с одной стороны, образует магистральную трещину, а с другой, заполняет каверны и естественные трещины с высокой проницаемостью, не позволяя попадать в них кислоте, поступающей следом. Закачиваемый раствор соляной кислоты разъедает породу вдоль направления трещины, не обрабатывая естественные каверны и трещины, которые заполнены высоковязкой жидкостью. Последующая закачка жидкости разрыва и раствора соляной кислоты еще больше увеличивает протяженность трещины, и, таким образом, поверхность фильтрации.

В качестве жидкости разрыва в процессе кислотного ГРП применяются водонефтяные эмульсии, а также водные или углеводородные гели без применения деструкторов, поскольку разрушение гелей происходит за счет взаимодействия с кислотой.

Однако, при использовании растворов соляной кислоты, возникают проблемы, связанные с высокими значениями коррозии стали, межфазного натяжения на границе с углеводородами, а также вторичным осадкообразованием, повышенной скоростью реакции с водонасыщенной породой и с образованием осадков и эмульсий с пластовыми флюидами. Все это приводит к снижению эффективности солянокислотного ГРП, а также может привести к увеличению обводненности продукции скважин.

В настоящее время для обработки соляной кислоты применяется ряд добавок: ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, деэмульгато-ров, понизителей скорости реакции, ПАВ и т.д. число которых достигает 5 и более компонентов.

Поэтому разработка эффективных многофункциональных добавок для растворов соляной кислоты, применяемых при кислотной обработке карбонатных коллекторов, в т.ч. при кислотном ГРП, предотвращающих вышеуказанные проблемы, является научно-значимой и практически важной задачей. Цель работы Целью работы является:

- исследование и разработка многофункциональной композиции ПАВ и составов на ее основе для кислотного гидравлического разрыва пласта, обладающих низкими значениями коррозии стали и межфазного натяжения на границе с углеводородами, сниженной скоростью реакции с карбонатной породой, не вызывающих вторичного осадкообразования, а также осадков и эмульсий при контакте с пластовыми флюидами;

- совершенствование технологии кислотного гидравлического разрыва пласта путем поочередной закачки водного полисахаридного геля и кислотных составов на основе разработанной многофункциональной композиции ПАВ и 12-24%-ной ингибированной соляной кислоты.

Обоснование темы диссертации и постановка задач для исследования Диссертация посвящена совершенствованию технологии кислотного гидравлического разрыва пласта с поочередной закачкой водного полисахаридного геля и соляной кислоты, путём разработки кислотных составов, содержащих ПАВ, для использования их в карбонатных коллекторах месторождений Республики Татарстан.

В связи с этим в работе были поставлены и решались следующие основные задачи:

- установление и обоснование функциональной роли компонентов многофункциональных добавок в поверхностных явлениях на границах раздела фаз, протекающих в эмульсионных и дисперсных системах при солянокислотной обработке карбонатных коллекторов;

- разработка, обоснование и оптимизация состава многофункциональной добавки к кислотным составам на основе композиции ПАВ для проведения эффективного КГРП;

- исследование физико-химических процессов, связанных с использованием предлагаемых ПАВ в составе кислотных композиций: растворения карбонатной породы, коррозии стали, вторичного осадкообразования, взаимодействия с пластовыми флюидами;

- разработка кислотных составов с применением полученной товарной формы композиции ПАВ и соляной кислоты;

- экспериментальные исследования для оценки эффективности полученных кислотных составов в лабораторных условиях;

- разработка технологии кислотного гидравлического разрыва пласта с применением поочередной закачки жидкости разрыва - водного полисахаридного геля и полученных кислотных составов, содержащих разработанную композицию ПАВ - «технологии циклического КГРП»;

- промысловые испытания «технологии циклического КГРП» в карбонатных коллекторах месторождений Республики Татарстан.

Методы решения поставленных задач

Задачи решались путем теоретических и лабораторных исследований и промысловых испытаний. Научная новизна

- На основе исследования комплекса поверхностно-активных характеристик ряда промышленно выпускаемых ПАВ установлена возможность создания эффективных многофункциональных композиционных составов для КГРП с использованием ПАВ различной химической природы.

- Показано, что композиции, включающие диметилбензилкокааминхлорид (ка-тионноактивный ПАВ) и натриевую соль карбоксиметилированного оксиэти-лированного алкилфенола (анионноактивный ПАВ) обладают синергитическим эффектом в отношении снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами и скорости реакции с карбонатной породой за счет образования

межмолекулярного комплекса. Определен оптимальный состав композиции ПАВ.

- Определены поверхностно-активные свойства и закономерности изменения способности кислотных составов, содержащих ПАВ, к растворению карбонатной породы в зависимости от типа и концентрации ПАВ и времени взаимодействия с породой.

- Установлено, что кислотные композиции, содержащие вышеуказанные вещества, за счет образования мицелл, способны удерживать осадки гидрата окиси железа, а также препятствуют образованию осадков и эмульсий при контакте с пластовыми флюидами.

Практическая ценность работы

- Разработана и обоснована рецептура многофункциональной композиции ПАВ и ее товарной формы - Нефтенола К.

- Разработаны составы, содержащие многофункциональную композицию ПАВ и 12-24%-ную ингибированную соляную кислоту, включающую 0,3-0,5% масс, ингибитора ИКУ-1М, обладающие высокой технологичностью при использовании в процессах КГРП.

- Разработана и внедрена на 40 добывающих скважинах, технология кислотного гидравлического разрыва пласта путем поочередной закачки водного поли-сахаридного геля и кислотных составов на основе разработанной многофункциональной композиции ПАВ и 12-24%-ной ингибированной соляной кислоты, успешность проведения процесса составляет более 85 %.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 28 июня 2007 г., г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

- на IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 26-27 июня 2007 г., г. Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина;

- на презентации циклического кислотного ГРП перед ведущими специалистами ООО «Байтекс» 15 сентября 2008г., Оренбургская область, г. Бугуруслан;

- на научно-техническом совете ведущих специалистов ОАО «БелКамнефть» по технологиям повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин, выполняемых Управляющей компанией «РемСервис», 5 октября 2008 г., г. Ижевск.

Публикации

По диссертации опубликованы 3 статьи, 2 тезиса доклада и 1 руководящий документ.

Структура и объем работы

Диссертация изложена на 111 страницах машинописного текста, содержит 19 таблиц и 7 рисунков. Диссертация состоит из введения; 4-х глав, включающих характеристики исходных веществ и методики экспериментов, описания лабораторных и промысловых исследований, обсуждения результатов и выводов; основных выводов; списка использованной литературы, приложения.

СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ

В первой главе приводятся данные о реагентах, применяемых для обработок карбонатных коллекторов и технологиях интенсификации добычи нефти с использованием кислотных составов, даются современные представления о характере кислотных обработок, приводится понятие кислотного гидравлического разрыва пласта, дана классификация КГРП.

Для кислотных обработок карбонатного коллектора преимущественно используются растворы соляной кислоты. Метод солянокислотных обработок скважин (СКО) основан на способности кислоты растворять карбонатные породы, слагающие пласт, преимущественно известняк и доломит.

Для повышения эффективности кислотных обработок, в растворы соляной кислоты дополнительно вводятся следующие реагенты: ингибиторы коррозии, стабилизаторы осадков гидрата окиси трехвалентного железа, деэмульга-торы, ПАВ - для снижения межфазного натяжения, реагенты, для снижения скорости реакции кислоты с породой и др.

При проведении кислотных обработок в карбонатных коллекторах возможны различные технологические приемы. Например, используется замедление скорости реакции кислотного раствора с породой, с целью увеличения охвата пласта обработкой, за счет применения дисперсных систем (пен, гидрофобных эмульсий, гелей) или замедлителей скорости реакции кислоты с породой.

Глубина проникновения активной кислоты в пласт определяется, при прочих равных условиях, темпом её нагнетания и скоростью реагирования с горной породой. При увеличении темпа нагнетания кислотных растворов в карбонатных породах происходит кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП). В результате КГРП, за счет снижения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и увеличения поверхности фильтрации, значительно, в 3-5 раз, повышается продуктивность добывающих и приемистость нагнетательных скважин.

Существенным отличием кислотного гидравлического разрыва пласта (КГРП) от классического ГРП является то, что вместо проппанта используется кислотный раствор. При КГРП происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте, а при дальнейшей закачке кислоты разъедание кислотой образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления. Сохранность раскрытия трещины достигается за счет неоднородности химического состава породы пласта. В результате реакции с кислотой, поверхность трещины приобретает неровную «щербатую» форму. После кислотного гидроразрыва трещина представляет собой систему сообщающихся гидродинамических каналов. Поэтому отпадает необходимость закрепления трещины.

В результате проведенного анализа патентной и научно-технической литературы выявлены основные недостатки технологий применения КГРП. При использовании базовой жидкости - соляной кислоты, возникает ряд трудностей, связанных с высокими коррозией стали, межфазным натяжением, скоро-

стью фильтрации, вторичным осадкообразованием, образованием эмульсий, повышенной скоростью реакции в высокопроницаемых водонасышенных пластах, по сравнению с нефтенасышенными, что неизбежно приводит к увеличению содержания воды в продукции скважины. Все это приводит к снижению эффективности кислотного ГРП с применением соляной кислоты. Поэтому дальнейшее развитие КГРП должно быть связано с разработкой эффективных многофункциональных поверхностно-активных добавок и улучшению, за счет этого функциональных характеристик кислотных составов.

На основе анализа данных, приведенных в этой главе, сформулированы цель и задачи настоящего исследования.

Во второй главе представлены объекты и методы исследований. В качестве объектов исследований использовали:

- нефть группы месторождений НГДУ «Нурлатнефть», обладающую следующими физико-химическими характеристиками при температуре 20°С: динамическая вязкость - 44 мПа*с, плотность пластовой нефти - 895,0 кг/м3, плотность сепарированной нефти - 20°С - 926,0 кг/м3, нефть является высокосернистой, массовое содержание серы - 3,6 %;

- керосин - реактивное топливо (ТС-1) по ГОСТ 10227;

- пластовую воду, обладающую следующими физико-химическими характеристиками при температуре 20°С: плотность воды - 1121 кг/м3, динамическая вязкость 1,41-1,8 мПа*с, рН - 6,0;

- 24%-ную ингибированную соляную кислоту (производство г. Кирово-Чепецк, ТУ 2458-264-5765670-99), содержащую ингибитор коррозии ИКУ-1М (ТУ 035-00203306-98) в концентрации 0,3-0,5 % масс.;

- поверхностно-активные вещества, представленные в таблице 1.

В качестве образцов при создании композиций, вводимых в ингибиро-ванные кислотные составы для КГРП были рассмотрены представители неио-ногенных, катионоактивных, анионоактивных, а также смеси неионогенных и анионоактивных ПАВ.

Поверхностно-активные вещества, использованные в работе

№ Название Структурная формула Тип ПАВ

1. Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования п=6 СНеонолАФ 9-6) 0(С2Н40)лН Л С9Н19 П=6 Неионогенный

2. Оксиэтилированный алкилфенол, со степенью оксиэтилирования п=9-10 (НеонолАФ 9-10) 0(С211,0)«Н Л С9П19 п=9-10 Неионогенньа

3. Диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ) СНз [СЛпч^СНзСГ 1 СН^СьН} п=12-14 Катионоактивш.

4. Алкилтрипропилентетрамин солянокислый (Тетрамин солянокислый) С„Н2„ч-КН-НС1(СН2 ) ¡-МНИС1(СИ2) 1-мниа- (сн2)з-т2-нс1 п=16-20 Катионоактивнь

5. Смесь:50%- оксиэтилированный но-нилфенол, 50%- триэтаноламиновая соль сульфоэтоксилата оксиэтялиро-ванного нонилфенола (Нефтенол ВВД) 1)Н,9С9-С6НгО -(СН2 СН20)М 17=10-12 2) Н19С9-С6Н4-0- -(СН2 СН20)„-803Н ТЭА N=10-12 Смесь: неионогенный и анионоактив ный

6. Карбоксиметилированный оксиэтилированный алкилфенол, Ка- форма (Нежеголъ) О(С2Н4О),0.|2СН2СООЫа & Анионоактивнь

Изучение поверхностно-активных и некоторых других свойств широкого ряда известных реагентов позволило выделить из них несколько наиболее эффективных применительно к процессу КГРП.

При создании новых кислотных составов, содержащих ПАВ, использовались методики ВНИИнефть и РГУ нефти и газа им. И-М.Губкина. В работе проводились исследования:

- скорости растворения стали (скорости коррозии);

- совместимости добавок ПАВ с ингибированной соляной кислотой;

- межфазного натяжения на границе с углеводородами;

- кинетики растворения карбонатной породы методом последовательного растворения кубиков породы в растворе кислоты в течение 10, 30, 90 и 300 мин;

- взаимодействия полученных кислотных составов с пластовыми флюидами;

- вторичного осадкообразования нейтрализацией кислотного состава, содержащего хлорное железо.

В третьей главе представлены результаты лабораторных исследований ПАВ и кислотных составов. Первоначальной задачей при разработке композиции ПАВ явилось исследование их поверхностно-активных свойств и определение закономерностей изменения скорости растворения модельной породы и растворимости карбонатной породы и скоростей коррозии стали в ингибиро-ванных кислотных растворах, содержащих предложенные ПАВ, а также способность этих растворов удерживать осадки гидроокиси трехвалентного железа

- в зависимости от строения и концентрации ПАВ.

Результаты исследований межфазного натяжения водных растворов ПАВ на границе с углеводородами представлены на рисунке 1, который показывает, что наиболее эффективными ПАВ являются оксиэтилированные алкилфенолы, со степенью оксиэтилирования п=6 (Неонол АФ 9-6) и п-9-10 (Неонол АФ 910), натриевая соль карбоксиметилированного оксиэтилированного алкилфено-ла (Нежеголь) и диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ), так как они обладают наименьшими значениями межфазного натяжения в интервале ис-

следуемых концентраций (0,1 - 1,0 % масс, содержания активного вещества). Наименьшие значения межфазного натяжения наблюдаются при концентрации этих ПАВ в водных растворах более 0,5 % масс.

При исследовании совместимости ПАВ и ингибированной соляной кислоты использовалась 24%-ная ингибированная соляная кислота и все испытуемые поверхностно-активные вещества, при концентрации их в кислотном составе 0,5 и 2% масс, (в расчете на активное вещество).

Концентрация ПАВ. ° Ь масс

Рис. 1 Межфазное натяжение водных растворов ПАВ на границе

с керосином

В результате испытаний было установлено, что все исследуемые ПАВ при указанных концентрациях в 24%-ной ингибированной соляной кислоте осадков, пленок либо помутнения кислотного раствора не образуют.

Далее проводились исследования скорости растворения карбонатной породы в кислотном составе, содержащем ПАВ, с целью определения состава, обладающего замедленной скоростью реакции с породой. При этом определялась скорость растворения породы в течение 10,30,90 и 300 мин.

На рис 2 приведены результаты растворения породы в 12%-ной соляной кислоте через 90 мин (1,5 часа) воздействия в зависимости от химической природы и концентрации ПАВ. Данный отрезок времени является наиболее характерным для оценки пролонгированного действия кислотного состава, т.к. 12%-ная соляная кислота без добавок ПАВ через 90 мин уже практически не реагирует с карбонатной породой. № приведенных данных видно, что максимальная скорость растворения породы через 1,5 часа после воздействия наблюдается при концентрации ПАВ 0,8 % масс., которая соответствует минимальному межфазному натяжению, что не противоречит результатам, полученным при изучении межфазного натяжения в водных растворах ПАВ на границе с керосином.

Максимальная скорость растворения породы через 1,5 часа после воздействия достигается при использовании неионогенных ПАВ - оксэтилированных алкилфенолов.

О ОД 0,4 0,5 0,(5 0.8 1 1.1 1,-4 1.6 1.8 2 Концетращи ПАВ. % масс

Рис. 2 Зависимость скорости растворения образца карбонатной породы от концентрации ПАВ в 12 % ингибированной соляной кислоте через 1,5 часа от начала кислотного воздействия при температуре 20°С

Уменьшение концентрации ПАВ, как и ее увеличение, снижают скорость растворения породы. Экстремальный вид зависимости, по-видимому, связан с конкурирующими процессами снижения поверхностного натяжения растворов с ростом концентрации ПАВ с одной стороны и одновременной адсорбцией ПАВ на поверхности породы, что препятствует ее контакту и, следовательно, взаимодействию с кислотой. Поэтому в дальнейших исследованиях использовался кислотный состав, содержащий ПАВ в концентрации 0,8 % масс.

Далее проводились исследования скорости реакции кислотных растворов с карбонатной породой с применением товарных форм ПАВ - 20%-х растворов ПАВ в водно-гликолевом составе, при этом 4 %-ная концентрация раствора содержала 0,8% масс, активного вещества. В экспериментах использовалась 12%-ная ингибированная соляная кислота, полученная разбавлением 24%-ной инги-бированной соляной кислоты. Результаты исследований представлены на рис.3.

Из приведенных кинетических зависимостей видно, что введение ПАВ в соляную кислоту приводит к снижению скорости растворения образца в начале кислотного воздействия (10 мин) и последующему увеличению скорости реакции через 30, 90, и 300 мин. Первоначально (в первые 10 мин) исследуемые ПАВ снижают скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой в следующей последовательности: Нефтенол ВВД (в 5,5 раза), Неонол АФ 9-6 (в 5 раз), Неонол АФ 9-10 (в 4,5раза), Нежеголь (в 4,3 раза), Нефтенол ГФ (в 3,5 раза), тетрамин солянокислый (в 1,1 раза).

В течение 90 мин, исследуемые ПАВ увеличивают скорость реакции соляной кислоты с карбонатной породой в следующей последовательности: Неонол АФ 9-6 (в 6,7 раз ), Неонол АФ 9-10 (в 4,7 раз), Нефтенол ВВД (в 3,6 раз), Нефтенол ГФ (в 3,3 раз ), Нежеголь (в 1,9 раз), а тетрамин солянокислый, наоборот уменьшает скорость реакции.

По количеству растворенной породы в образцах за 5 часов реакции исследуемые ПАВ можно расположить в следующий ряд: Неонол АФ 9-6

Рисунок 3

Кинетика растворимости карбонатной породы в кислотных растворах на основе 12 %

ингибированной

оляной кислоты и 4 % масс, водно-гликолевых растворов ПАВ при температуре 20°С

Без ПАВ

Окстпгонроьанньйалкшхфенол 1 со степенью ошвппцроьашИ11=<5,' (НеонолАФй-б) |

ОксгоптнровшныЙ !

алыпфеиол, со степенью |

оксгошлирования и-9-10 (Неонол АФ9-10) |

Дныспибагишкокаамихлорвд (НефгеналГФ)

Ашшр1тратяенге1рампн солянокислый (Тпрамщ Солянокислый)

Сыеа:.'0?о- окавлотфоеанньЛ

ногаифшал.'ОН-

трютзналаыщгоыясоль

сульфоэтошиага

окшчппнробанногокошгафеноля

(НефииаяВВД)

Карбокашеиишровзнный океиэшегнроеанный злишфшол.Кз- форма (Нежеголь)

50 90

Вршя ргакцш* мин.

(97,7% масс.), тетрамин солянокислый (83,2%масс.), Неонол АФ 9-10 56,2%масс.), Нефтенол ВВД (52,5%масс.), Нефтенол ГФ (48,7%масс.), Неже-галь (34%масс.). Тогда как у соляной кислоты без ПАВ, общее количество растворенной породы составляет 76,4 %масс.

На основе проведенных исследований по замедлению скорости реакции и количеству прореагировавшей породы, наилучшими можно признать кислотные составы, содержащие следующие ПАВ: оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования п=6 (Неонол АФ 9-6), Оксиэтилированный алкилфенол, со степенью оксиэтилирования п=9-10 (Неонол АФ 9-10) и смесь: 50%-оксиэтилированный нонилфенол, 50%- триэтаноламиновая соль сульфоэтокси-лата оксиэтилированного нонилфенола (Нефтенол ВВД).

Затем проводилось определение скорости коррозии стали в растворах 12%-ной ингибированной соляной кислоты с добавкой товарных форм исследуемых ПАВ. Данные представлены в таблице 2.

Таблица 2

Результаты исследований скорости коррозии стали в кислотных составах на основе 12 % ингибированной соляной кислоты и 4 % масс, водно-гликолевых растворов ПАВ

№ п/п ПАВ Скорость коррозии, г/м2*час

1 - 0,16

2 Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования п=б (Неонол АФ 9-6) 0,19

3 Оксиэтилированный алкилфенол, со степенью оксиэтилирования п=9-10 (Неонол АФ 9-10) 0,28

4 Диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ) 0,17

5 Алкилтрипропилентетрамин солянокислый (Тетрамин солянокислый) 0,17

6 Смесь:50%- оксиэтилированный нонилфенол, 50%- триэтаноламиновая соль сульфоэтоксилата оксиэтилированного нонилфенола (Нефтенол ВВД) 0,16

7 Карбоксиметилированный оксиэтилированный алкилфенол, форма (Нежеголь) 0,19

Из данных, приведенных в таблице 2, следует, что изучаемые кислотные составы, содержащие ПАВ, практически не увеличивают скорость коррозии стали по сравнению с ингибированной соляной кислотой. Исключение составляет состав, содержащий Неонол АФ 9-10, скорость коррозии стали у которого в 1,75 раза больше, чем у образца 12 % -ной ингибированной соляной кислоты.

Одним из требований к кислотным составам для обработки карбонатных коллекторов является низкое межфазное натяжение на границе кислотного раствора с углеводородами, способствующее притоку нефти. Результаты исследований представлены на рисунке 4.

Рис. 4 Межфазное натяжение кислотных составов на основе 12%-ной ингибированной соляной кислоты, содержащих 4 % масс, водно-гликолевых растворов ПАВ на границе с керосином I - без ПАВ, II - Нефтенол АФ 9-6, III - Нефтенол АФ 9-10, IV- Нефтенол ГФ, V- Тетрамин солянокислый, VI - Нефтенол ВВ Д, VII- Нежеголь

Из представленных результатов видно, что все исследуемые ПАВ значительно снижают межфазное натяжение ингибированной соляной кислоты на границе с керосином, при этом в наибольшей степени снижают межфазное натяжение диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ) - 1,5 мНУм, карбокси-

метилированный оксиэтилированный алкилфенол, Ка- форма (Нежеголь) - 2,3 мН/м и оксиэтилированный алкилфенол, со степенью оксиэтилирования п=9-10 (Неонол АФ 9-10) - 3,6 мН/м.

Другим требованием, предъявляемым к кислотным составам, является способность удерживать осадки гидрата окиси трехвалентного железа при обработке карбонатной породы. Результаты определения предельного содержания РеС13 при котором отсутствует осадкообразование представлены в таблице 3.

Таблица 3

Вторичное осадкообразование в кислотных составах на основе 12 %-ной ингибированной соляной кислоты и 4 % масс, водно-гликолевых растворов ПАВ при температуре 20°С

№ п/п ПАВ Предельное содержание БеСЬ, при котором отсутствует осадкообразование, г/л

1 - 0,001

2 Оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования п=6 (Неонол АФ 9-6) 3,5

3 Оксиэтилированный алкилфенол, со степенью оксиэтилирования п=9-10 (Неонол АФ 9-10) 4,2

4 Диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ) 7,4

5 Алкилтрипропилентетрамин солянокислый (Тетрамин солянокислый) 2,8

6 Смесь:50%- оксиэтилированный но-нилфенол, 50%- триэтаноламиновая соль сульфоэтоксилата оксиэтилиро-ванного нонилфенола (Нефтенол ВВД) 3,7

7 Карбоксиметилированный оксиэтилированный алкилфенол, Ыа- форма (Нежеголь) 6,3

Из приведенных результатов, видно что наибольшее количество осадков гидроокиси железа удерживают кислотные композиции, содержащие карбок-симетилированный оксиэтилированный алкилфенол, Ка- форма (Нежеголь) и

диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ). Это свидетельствует о наименьшем вторичном осадкообразовании при использовании этих ПАВ, за счет образования мицелл, способных предотвращать образование осадков.

Из проведенных экспериментов следует что, по совокупности свойств, для ингибирования кислотных составов наилучшими характеристиками обладают карбоксиметилированный оксиэтилированный алкилфенол, Ыа- форма (Нежеголь) и диметилбензилкокааминхлорид (Нефтенол ГФ).

Добавка этих ПАВ снижает скорость реакции ингибированной 12%-ной соляной кислоты с карбонатной породой в первые 10 мин воздействия более, чем в 3 раза, не увеличивает скорость коррозии, в наибольшей степени снижает межфазное натяжение, удерживает наибольшее количество осадков гидроокиси трехвалентного железа, поэтому дальнейшие исследования были проведены с целью подбора композиции, содержащей оба этих ПАВ и обладающей оптимальными свойствами.

При выборе композиции ПАВ учитывалось то, что катионоактивный и анионоактивный ПАВ при взаимодействии могут создавать межмолекулярный комплекс поверхностноактивного катиона катионоактивного ПАВ и поверхно-стноактивного аниона анионоактивного ПАВ, что может позволить получить синергетический эффект. В частности, известны межмолекулярные комплексы, образующиеся в результате их ассоциации через противоион, для ЫаКМЦ с по-лиалкиленгликолями. Поэтому дальнейшие исследования были проведены с ка-тионоактивным ПАВ - Нефтенолом ГФ и анионоактивным ПАВ - Нежеголем.

На первом этапе исследовалось влияние соотношения анионо- и катионоактивного ПАВ на технологичность композиции.

Были приготовлены три композиции из вышеназванных ПАВ с содержанием 20°/о активного вещества, 20% полигликоля и пресной воды (остальное), отличающиеся соотношениями этих реагентов. По активному веществу композиция 1 содержала Нефтенол ГФ/ Нежеголь в соотношении 0,75/0,25 и представляла собой прозрачный раствор, без расслоения; композиция 2 - Нефтенол ГФ/ Нежеголь 0,5/0,5 (мутный раствор, без расслоения); композиция 3 - Нефте-

нол ГФ/ Нежеголь 0,25/0,75 (раствор мутный, при стоянии происходит расслоение).

Поскольку композиция 3 при стоянии расслаивалась, для дальнейших исследований были выбраны композиции 1 и 2, содержащие, соответственно: Нефтенол ГФ/ Нежеголь 0,75/0,25; Нефтенол ГФ/ Нежеголь 0,5/0,5. Из них были приготовлены водно-гликолевые растворы, общая концентрация поверхностно-активных веществ, в которых составляла 20% масс.

Для кислотных составов, приготовленных на основе указанных композиций ПАВ, были определены скорость коррозии стали, межфазное натяжение на границе с керосином, показатели растворимости карбонатной породы.

В таблице 4 представлены физико-химические характеристики кислотных составов, содержащих эти композиции ПАВ, а также исходных ПАВ - Нефте-нола ГФ и Нежеголя и 12%-ной соляной кислоты без ПАВ. В кислотные составы вводилось по 4% масс. 20%-ного водно-гликолевого раствора ПАВ.

Из приведенных результатов, видно, что обе композиции ПАВ в соляной кислоте замедляют взаимодействие кислоты с образцом породы, обладают низким межфазным натяжением на границе с углеводородной средой и не увеличивают скорость коррозии стали. Несмотря на то, что кислотный состав с соотношением Нефтенол ГФ/ Нежеголь 0,5/0,5 обладает наименьшим межфазным натяжением, он представляет собой мутный раствор, который может вызвать технологические проблемы при закачке в низкопроницаемый коллектор, за счет возможного образования осадков и, в конечном итоге, снизить эффективность обработки. Поэтому для дальнейших исследований был выбран состав Нефтенол ГФ/ Нежеголь 0,75/0,25.

Для выбора оптимальной концентрации композиции ПАВ учитывалось, что при обработках карбонатных коллекторов месторождений Республики Татарстан используют в основном 24 % -ную ингибированную соляную кислоту.

В результате проведенных физико-химических исследований кислотных составов (таблица 5), содержащих 24%-ную ингибированную соляную кислоту с добавкой от 0,5 до 6 % масс, водно-гликолевого раствора композиции

Физико-химические характеристики кислотных составов, содержащих 12 %-ную ингибированн

и 4 % масс. ПАВ

№ п/п Состав композиции ПАВ %, масс. Скорость коррозии стальной пластины, г/м2*час Межфазное натяжение на границе взаимодействия ин-гибированного кислотного раствора, содержащего ПАВ, с керосином, мН/м Время реакции с породой, мин Скорость реаю с карбонатной породой, г/м2*

1 Без ПАВ 0,16 17,1 10 341,3

90 4,09

2 Композиция 1, содержание ПАВ- 20% масс, в соотношении: Нефтенол ГФ - 75 % Нежеголь - 25% 0,12 0,18 10 86,52

90 30,71

3 Композиция 2, содержание ПАВ- 20% масс, в соотношении: Нефтенол ГФ - 50 % Нежеголь - 50% 0,14 0,14 10 76,21

90 25,29

4 Нефтенол ГФ - 20% масс. 0,17 1,5 10 96,51

90 13,33

5 Нежеголь - 20% масс. 0,19 2,3 10 79,66

90 7,95

Результаты физико-химических исследований кислотных составов на основе 24%-ной ингибироваг

и разработанной композиции ПАВ

№ п./п. Содержание композиции ПАВ, % масс Скорость коррозии стальной пластины, г/м2*час Межфазное натяжение на границе с керосином ТС-1, мН/м Время реакции с породой, мин Скорость реакции с карбонатной породой, г/м2*мин

1. - 0,14 20,1 10 429,47

30 110,03

90 2,43

300 0,08

2. 0,5 0,14 4,35 10 236,9

30 102,76

90 8,65

300 1,26

3. 2 0,13 2,10 10 120,25

30 67,24

90 11,45

300 5,73

4. 4 0,12 0,85 10 99,93

30 78,44

90 12,17

300 12,60

5. 6 0,12 0,80 10 98,96

30 65,10

90 12,25

300 12,57

ПАВ, содержащей 20 % активного вещества, состоящей из Нефтенола ГФ -75% масс, и Нежеголя -25% масс, было установлено, что эти растворы также обладают низким межфазным натяжением на границе с углеводородами, не увеличивают скорость коррозии стали, замедляют скорость реакции кислоты с породой, эффективно удерживают в растворе осадки гидроокиси трехвалентного железа.

При проведении кислотных обработок происходит взаимодействие кислотных составов не только с породой пласта, но и с пластовыми флюидами. Так при взаимодействии кислотных составов с нефтями могут образовываться устойчивые эмульсии и осадки асфальтенов и смол, а при взаимодействии с пластовыми водами возможно образование осадков.

В диссертационной работе проводилась оценка совместимости разработанной кислотной композиции, содержащей смесь катионо- и анионоактивных ПАВ (Нефтенол ГФ -75% масс., Нежеголь -25% масс.) с нефтью и пластовой водой.

Содержание композиции ПАВ в кислотном составе составляло от 2 до 6% масс. Результаты исследований показали, что составы, приготовленные на основе 12 и 24%-ной ингибированной соляной кислоты, содержащие 4-6 % масс, разработанной композиции ПАВ, практически не образуют эмульсий и осадков с указанными пластовыми жидкостями.

Основываясь на результатах исследований, можно сделать вывод о том, что разработанные кислотные составы позволят:

- снизить межфазное натяжение на границе с углеводородами, что обеспечит большее (по сравнению с ингибированной соляной кислотой без ПАВ) проникновение кислотного состава вглубь нефтенасыщенного пласта и увеличение эффективности соляно-кислотной обработки коллектора, а также более легкое освоение скважины после обработки;

- снизить скорость реакции кислотного раствора, содержащего ПАВ, с карбонатной породой, что также обеспечит более глубокое проникновение кислоты в пласт;

- значительно снизить вторичное осадкообразование;

- исключить образование осадков и эмульсий при контакте с пластовыми флюидами;

- не увеличить скорость коррозии стали.

Таким образом, разработанные кислотные составы, содержащие смесь ка-тионо- и анионоактивных ПАВ (Нефтенол ГФ -75% масс., Нежеголь -25% масс.) удовлетворяют всем необходимым требованиям, предъявляемым к составам, предназначенным для кислотных обработок карбонатных коллекторов, что позволило рекомендовать их для промышленного использования.

В четвертой главе представлено описание технологии циклического кислотного ГРП, дана характеристика карбонатных коллекторов месторождений Татарстана, дан анализ первых экспериментальных процессов КГРП, представлены результаты промышленных работ с применением технологии КГРП. Показано, что для карбонатных залежей Татарстана характерны высокие темпы обводнения и относительно большой водонефтяной фактор, что обусловлено значительной вязкостью добываемой нефти, небольшими размерами залежей, низкими коллекторскими характеристиками.

Первые КГРП были проведены с участием автора на скважинах Ново-Елховского месторождения НГДУ «Елховнефть» в 2002 г. Для выполнения операций был задействован стандартный комплекс спецтехники для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Анализируя первое практическое применение циклических кислотных ГРП на месторождениях Республики Татарстан были сделаны следующие выводы:

- для дальнейшего продолжения работ необходима разработка композиции ПАВ, эффективной в условиях карбонатных месторождений Татарстана;

- при закачке первых кубов вязкой жидкости в качестве «подушки» между объёмами кислотного раствора наблюдалось снижение вязкости геля. Это объясняется загрязнением геля остатками кислотного раствора при прохождении через смесительный агрегат. Для исключения загрязнения высоковязкой жидкости

остатками кислотного раствора необходимо увеличение объёма «подушек» по-лисахаридного геля между циклами кислотного раствора;

- для увеличения охвата воздействием и проникновения кислотного раствора в карбонатный коллектор требуется увеличение объёма соляной кислоты;

- с целью исключения прорыва трещин, создающихся при КГРП за перекрывающие экраны (перемычки), с учетом горно-геологических условий залегания карбонатных коллекторов Республики Татарстан, необходимо уменьшение темпа нагнетания жидкостей КГРП. При этом для увеличения глубины обработки матрицы необходимо снижение скорости реакции кислотного раствора с карбонатной породой.

Модифицированная технология циклического КГРП была испытана и принята в эксплуатацию в 2004 году. По этой технологии успешно проведены КГРП в карбонатных отложениях Ашальчинского, Чегодайского, Пионерского, Ивашкино - Мало - Сульчинского и ряда других месторождений Татарстана, где основные запасы нефти сосредоточены в пластах верей-башкирского горизонта и турнейского подъяруса. На данный момент проведено более 40 процессов КГРП Успешность работ составляет более 85%.

Выводы

1. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность создания эффективных многофункциональных композиционных составов для КГРП с использованием ПАВ различной химической природы.

2. Установлено, что композиции, включающие диметилбензилкокаамин-хлорид (катионноактивный ПАВ) и натриевую соль карбоксиметилированного оксиэтилированного алкилфенола (анионноактивный ПАВ) обладают синерги-тическим эффектом в отношении снижения межфазного натяжения на границе с углеводородом и скорости реакции с карбонатной породой за счет образования межмолекулярного комплекса.

3. Определен оптимальный состав композиции ПАВ в кислотных составах для проведения КГРП, содержащей катионоактивный компонент - Нефте-

нол ГФ (75% масс.) и анионоактивный компонент - Нежеголь (25% масс.), а также его товарная форма, содержащая 20 % активного вещества в водно-гликолевом растворе (ПАВ Нефтенол К).

4. Разработаны кислотные составы на основе раствора 12-24%-ной инги-бированной соляной кислоты и полученной композиции ПАВ, обладающие низкими значениями скорости коррозии стали, межфазного натяжения на границе с углеводородами, сниженной скоростью реакции с карбонатной породой, не вызывающие вторичного осадкообразования, за счет образования мицелляр-ной структуры, а также осадков и эмульсий при контакте с пластовыми флюидами и позволяющие, за счет вышеперечисленных свойств, увеличить эффективность кислотного ГРП.

6. Обоснована возможность совершенствования процесса кислотного гидравлического разрыва пласта путем создания модифицированной технологии циклического кислотного гидравлического разрыва пласта (ЦКГРП) с использованием высоковязких жидкостей разрыва на водной основе и разработанных кислотных составов с применением полученной композиции ПАВ.

7. С применением полученных кислотных составов разработана и внедрена в карбонатных коллекторах месторождений Республики Татарстан модифицированная технология циклического кислотного гидравлического разрыва пласта (ЦКГРП). В результате применения разработанной технологии ЦКГРП на 40 скважинах получены следующие результаты:

- увеличение дебита нефти в среднем в 1,5-2 раза при сохранении существующей обводненности.

- средняя продолжительность эффекта Составляет более 2 лет.

- успешность проведения КГРП составляет более 85 %.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1) Правдюк А.Н., Мишкин А.Г., Магадова Л.А. Развитие кислотного гидроразрыва карбонатных пластов на месторождениях ОАО "Татнефть'У/Нефтяное хозяйство.- 2005,- №3. - С.76.

2) Магадов P.C., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Магадова JI.A., Пахомов М.Д., Давлетшина Л.Ф., Мишкин А.Г. Совершенствование кислотных обработок скважин путем добавки многофункционального поверхностно-активного вещества - Нефтенола К//Нефть, газ и бизнес. 2007. №1-2. С.93-97.

3) Силин М.А., Магадова Л.А., Мариненко В.Н., Пахомов М.Д., Давлетшина Л.Ф., Ефанова О.Ю., Мишкин А.Г. Проблемы, возникающие при кислотных обработках добывающих и нагнетательных скважин. Технологические жидкости для решения этих проблем. //Нефтепромысловое дело.- 2009.- №.2. С.26-30.

4) Мишкин А.Г., Магадова Л.А., Магадов В.Р., Ефанова О.Ю., Давлетшина Л.Ф. «Разработка ПАВ-композиции для использования в технологии циклического кислотного гидравлического разрыва пласта в условиях карбонатных отложений Республики Татарстан» Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 28 июня 2007 г. С.58-59.

5) Мишкин А.Г., Силин М.А., Магадова Л.А., Магадов В.Р., Ефанова О.Ю., Давлетшина Л.Ф. «Разработка и применение ПАВ-композиции для технологии циклического кислотного гидравлического разрыва пласта в условиях карбонатных отложений республики Татарстан». Материалы IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 26-27 июня 2008 г. С.79-80.

6) Правдюк А.Н., Зотов А.М., Мишкин А.Г. и др. РД 153-39.0-588-08 Инструкция по технологиям гидравлического разрыва пластов// ОАО «ТатаНИ-ПИ». - г.Бугульма. - 2008. - 42 с.

7) Силин М.А., Магадова Л.А., Давлетшина Л.Ф., Пономарева В.В., Мухин М.М., Малкин Д.Н. (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), Мишкину А.Г. (ОАО «Татнефть-Лениногорск РемСервис) Разработка состава, содержащего многофункциональный ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах// Технологии нефти и газа,- 2009.- №4. - С.47-51.

Подписано в печать: 06.10.2009

Заказ № 2646 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.ru

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата технических наук, Мишкин, Андрей Григорьевич

Введение--------------------------------------------------------------- стр

Глава 1 Реагенты и технологии, используемые для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах------------------------------- стр

1.1 Реагенты, применяемые при кислотных обработках карбонатных коллекторов ------------------. стр

1.1.1 Ингибиторы коррозии---------------------------------------- стр

1.1.2 Применение уксусной и сульфаминовой кислот ----------------------------------------------------------------- стр

1.1.3 Деэмульгаторы------------------------------------------------ стр

1.1.4 Поверхностно-активные вещества, применяемые при кислотных обработках----------------------------------------- стр

1.2 Технологии интенсификации добычи нефти с использованием кислотных составов --------------------------- стр

1.2.1 Характер изменений в призабойной зоне в результате кислотных обработок----------------------------- стр

1.2.2 Модифицированные методы кислотных обработок--------------------------------------------— стр

Использование растворов с различными концентрациями соляной кислоты---------------------------------------------------- стр

Пенокислоты ------------------------------------------------------- стр

Кислотные эмульсии----------------------------------------------- стр

Применение в кислотных обработках гелированных и загущенных систем —-------------------------------------------- стр

Направленные кислотные обработки---------------------------- стр

Применение каверн-накопителей--------------------------------- стр

1.3 Кислотный гидравлический разрыв пласта---------------- стр

КГРП с использованием загущенного кислотного раствора------------------------------------------------- стр

КГРП с применением обратных нефтекислотных эмульсий------------------------------------- стр

КГРП с применением высоковязких материалов и кислотных растворов —. стр

1.4 Постановка задач экспериментальных исследований -------------------------------------------------------- стр

Введение диссертация по химии, на тему "Разработка кислотных составов, содержащих ПАВ, для кислотного гидравлического разрыва пласта в карбонатных коллекторах нефтяных месторождений Республики Татарстан"

Актуальность проблемы

В этом процессе, при давлении, превышающем давление разрыва, в скважину последовательно закачивается высоковязкая жидкость и раствор соляной кислоты. Высоковязкая жидкость (жидкость разрыва), с одной стороны, образует магистральную трещину, а с другой, заполняет каверны и естественные трещины с высокой проницаемостью, не позволяя отфильтровываться кислоте, поступающей следом. Закачиваемый раствор соляной кислоты разъедает породу вдоль направления трещины, не обрабатывая естественные каверны и трещины, которые заполнены высоковязкой жидкостью. Последующая закачка жидкости разрыва и раствора соляной кислоты еще больше увеличивает протяженность трещины, и, таким образом, поверхность фильтрации.

Однако при использовании растворов соляной кислоты, возникают проблемы, связанные с высокими значениями коррозии, межфазного натяжения на границе с углеводородами, а также вторичным осадкообразованием, повышенной скоростью реакции с водонасыщенной породой и с образованием осадков и эмульсий с пластовыми флюидами. Все это приводит к снижению эффективности солянокислотного ГРП, а также может привести к увеличению обводненности продукции скважин.

В настоящее время для обработки соляной кислоты применяется ряд добавок: ингибиторов коррозии, ингибиторов осадкообразования, деэмульгаторов, понизителей скорости реакции, ПАВ и т.д. число которых достигает 5 и более компонентов.

Цель работы

Целью работы является:

Обоснование темы диссертации и постановка задач для исследования

Диссертация посвящена совершенствованию технологии кислотного гидравлического разрыва пласта с поочередной закачкой водного полисахаридного геля и соляной кислоты, путём разработки кислотных составов, содержащих ПАВ, для использования их в карбонатных коллекторах месторождений Республики Татарстан.

В связи с этим в работе были поставлены и решались следующие основные задачи:

- установление и обоснование функциональной роли компонентов многофункциональных добавок в поверхностных явлениях на границах раздела фаз, протекающих в эмульсионных и дисперсных системах при солянокис-лотной обработке карбонатных коллекторов;

- разработка кислотных составов с применением полученной товарной формы композиции ПАВ и соляной кислоты;

- разработка технологии кислотного гидравлического разрыва пласта с применением поочередной закачки жидкости разрыва - водного полисахаридно-го геля и полученных кислотных составов, содержащих разработанную композицию ПАВ - «технологии циклического КГРП»;

Методы решения поставленных задач

Задачи решались путем теоретических и лабораторных исследований и промысловых испытаний. Научная новизна

- Показано, что композиции, включающие диметилбензилкокааминхлорид (катионноактивный ПАВ) и натриевую соль карбоксиметилированного окси-этилированного алкилфенола (анионноактивный ПАВ) обладают синергитическим эффектом в отношении снижения межфазного натяжения на границе с углеводородами и скорости реакции с карбонатной породой за счет образования межмолекулярного комплекса. Определен оптимальный состав композиции ПАВ.

Практическая ценность работы

- Разработана и обоснована рецептура многофункциональной композиции ПАВ и ее товарной формы — Нефтенола К.

- Разработаны составы, содержащие многофункциональную композицию ПАВ и 12-24%-ную ингибированную соляную кислоту, включающую 0,30,5% масс, ингибитора ИКУ-1М, обладающие высокой технологичностью при использовании в процессах КГРП.

- Разработана и внедрена на 40 добывающих скважинах, технология кислотного гидравлического разрыва пласта путем поочередной закачки водного полисахаридного геля и кислотных составов на основе разработанной многофункциональной композиции ПАВ и 12-24%-ной ингибированной соляной кислоты, успешность проведения процесса составляет более 85 %.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на презентации циклического кислотного ГРП перед ведущими специалистами ООО «Байтекс» 15 сентября 2008г., Оренбургская область, г. Бугурус-лан;

Публикации

По диссертации опубликованы статьи и тезисы доклада:

1) Правдюк А.Н., Мишкин А.Г., Магадова JI.A. Развитие кислотного гидроразрыва карбонатных пластов на месторождениях ОАО "Тат-нефть'7/Нефтяное хозяйство.- 2005.- №3. - С.76.

2) Магадов Р.С., Силин М.А., Гаевой Е.Г., Магадова JI.A., Пахомов М.Д., Давлетшина Л.Ф., Мишкин А.Г. Совершенствование кислотных обработок скважин путем добавки многофункционального поверхностно-активного вещества - Нефтенола К//Нефть, газ и бизнес. 2007. №1-2. С.93-97.

3) Силин М.А., Магадова JI.A., Мариненко В.Н., Пахомов М.Д., Давлетшина Л.Ф., Ефанова О.Ю., Мишкин А.Г. Проблемы, возникающие при кислотных обработках добывающих и нагнетательных скважин. Технологические жидкости для решения этих проблем. //Нефтепромысловое дело.- 2009.-№.2. С.26-30.

4) Мишкин А.Г., Магадова JI.A., Магадов В.Р., Ефанова О.Ю., Давлетшина Л.Ф. «Разработка ПАВ-композиции для использования в технологии циклического кислотного гидравлического разрыва пласта в условиях карбонатных отложений Республики Татарстан» Материалы III Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 28 июня 2007 г. С.58-59.

5) Мишкин А.Г., Силин М.А., Магадова JI.A., Магадов В.Р., Ефанова О.Ю., Давлетшина Л.Ф. «Разработка и применение ПАВ-композиции для технологии циклического кислотного гидравлического разрыва пласта в условиях карбонатных отложений республики Татарстан». Материалы IV Всероссийской научно-практической конференции «Нефтепромысловая химия» 26-27 июня 2008 г. С.79-80.

6) Правдюк А.Н., Зотов A.M., Мишкин А.Г. и др. РД 153-39.0-588-08 Инструкция по технологиям гидравлического разрыва пластов// ОАО «Тата-НИПИ». - г.Бугульма. - 2008. - 42 с.

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М. Губкина на кафедре технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности.

Автор выражает глубокую благодарность преподавателям кафедры технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности - заведующему кафедрой технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности, профессору, д.х.н. Силину Михаилу Александровичу, научному руководителю, д.т.н. Магадовой Любови Абдулаевне, профессору кафедры, д.х.н. Низовой Светлане Алексеевне, а также заведующему лабораторией ИПХ при РГУ нефти и газа, к.т.н. Магадову Рашиду Сайпуевичу| за большую помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией.

Заключение диссертации по теме "Коллоидная химия и физико-химическая механика"

Основные выводы

3. Определен оптимальный состав композиции ПАВ в кислотных составах для проведения КГРП, содержащей катионоактивный компонент - Нефтенол ГФ (75% масс.) и анионоактивный компонент - Нежеголь (25% масс.), а также его товарная форма, содержащая 20 % активного вещества в водно-гликолевом растворе (ПАВ Нефтенол К).

4. Разработаны кислотные составы на основе раствора 12-24%-ной ингибированной соляной кислоты и полученной композиции ПАВ, обладающие низкими значениями скорости коррозии стали, межфазного натяжения на гра--. . нице с углеводородами, сниженной скоростью реакции с карбонатной породой, не вызывающие вторичного осадкообразования, за счет образования мицелляр-ной структуры, а также осадков и эмульсий при контакте с пластовыми флюидами и позволяющие, за счет вышеперечисленных свойств, увеличить эффективность кислотного ГРП.

- увеличение дебита нефти в среднем в 1,5-2 раза при сохранении существующей обводненности.

- средняя продолжительность эффекта составляет более 2 лет.

- успешность проведения КГРП составляет более 85 %.

Список источников диссертации и автореферата по химии, кандидата технических наук, Мишкин, Андрей Григорьевич, Москва

1. Рахмангулов К.Х., Сергиенко В.Н., Земцов Ю.В. Геолого-промысловые факторы, определяющие эффективность кислотных обработок скважин Ватьеганского месторождения// Нефтепромысловое дело. 2000. №7.-С.44-46.

2. ОСТ 39-099-79. Ингибиторы коррозии. Метод оценки эффективности защитного действия ингибиторов коррозии в нефтепромысловых сточных водах. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1980.- С.25.

3. Гоголашвили Т.Л., Ю.В. Баранов. Ингибиторы кислотной коррозии на базе отходов азотсодержащих соединений// Нефтепромысловое дело. 2000.-№11. С.32-33.

4. Сидоровский В.А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин. М.: Недра, 1978. С.256.

5. Ибрагимов Г.З. и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти: справочник. М.: Недра,1991.- С.384.

6. Физико-химические методы повышения производительности скважин. М.:ВНИИОЭНГ, 1974.С. 67.

7. Ибрагимов Г.З. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. М.: Недра, 1983.- С.312.

8. Кузьмин B.C., Руднев А.Г. Опыт применения композиции ДН-9010 для интенсификации нефти из карбонатных коллекторов месторождений ЗАО «СП Нафта-Ульяновск »// Интервал. 2001. №7. -С.20-23.

9. Шаров В.Н.,. Гусев В.И. Оператор по химической обработке скважин. М.: Недра, 1983.-С. 142.

10. Ибрагимов Л.Х. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2000.

11. Сургучев М.Л. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра 1987, С.230.

12. Комисаров А.И. Повышение эффективности обработки глубокозалегающих карбонатных коллекторов// Нефтяное хозяйство. 1993.-№8.-С. 24-26.

13. Тухтеев P.M. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов // Нефтяное хозяйство.2002. №4.- С.68-70.

14. Сучков Б.М. Влияние краткости солянокислотных обработок на их эффективность// Нефтяное хозяйство, 1988 г. №5. - С. 52-54.

15. Куртис Кроуи., Жак Масмонтейл., Рон Томас. Тенденции в кислотной обработки матрицы// Нефтяное обозрение. 1996г. С.59-63.

16. Телин А.Г. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах// Нефтяное хозяйство. 2001. №8. - С. 69-74.

17. Временная инструкция для проведения соляно-кислотных обработок в газовых скважинах. Нижне-Волжский научно-исследовательский институт геологии и геофизики. Саратов, 1970. С.20-21.

18. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Скороход А.Г. Приросты коэффицента вытеснения нефти из песчаных и карбонатных коллекторов для различных по размеру оторочек пены. Тр. БашНИПИнефть, Уфа, 1990. -С.71-79.

19. Орлов Г.А.,. Кендис М.Ш, Глущенко В.Н. Применение обратныхэмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991.- С.224 .

20. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х Способ кислотной обработки нефтяного пласта/ Патент на изобретение № 2172401. Приоритет от 28.08.2001г.

21. Микаэл Дж. Экономидис, Кеннет Г. Нольте. Воздействие на нефтяные и газовые пласты (2 часть). Пер. с англ. Под ред. А.И. Булатова. Краснодар, 1992 .- С. 84-87.

22. Глазова В.М. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. М.,ВНИИОЭНГ, 1986 .С.57.

23. Муслимов Р.Г., Орлов Г.А. Комплекс технологий обработки призабойной и удаленной зон карбонатных пластов// Нефтяное хозяйство. 1995. №3.- С.47-49.

24. Хисамов Р.С., Орлов Г.А., Мусабиров М.Х. Концепция развития и рационального применения солянокислотных обработок скважин// Нефтяное хозяйство. -2003. №4. - С.43-46.

25. Магадова JI.A. Технология гидроразрыва пласта с использованием отечественных материалов и оборудования//Материалы научно-технической конференции по проблемам применения ГРП в России, 17 декабря 1998 г., ОАО НТК РМНТК «Нефтеотдача». М., 1999. - С. 120

26. Магадов Р. С. |, Магадова Л., Силин М., Гаевой Е. Отечественные химические реагенты для гидроразрыва пласта// Нефть и капитал. 1996. -№ 17.-С. 49-50.

27. Каневская Р.Д. Зарубежный и отечественный опыт применения гидроразрыва пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. С.З.

28. Мусабиров М.Х., Орлов Г.А., Муслимов Р.Х., Мусабиров М.Х. Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта/ Патент РФ на изобретение № 1838429. Приоритет от 21.02.1992 г.

29. Орлов Г.А., Мусабиров М.Х., Денисов Д.Г. Системное применение технологий кислотной стимуляции скважин и повышения нефтеотдачи пластов в карбонатных коллекторах// Интервал. -2003. №10. - С.12-16.

30. Правдюк А.Н., Мишкин А.Г., Магадова JI.A. Развитие кислотного гидроразрыва карбонатных пластов на месторождениях ОАО "Татнефть"// Нефтяное хозяйство.- 2005.- №3. С.76.

31. Методическое руководство по освоению и повышению производительности карбонатных коллекторов РД 39 1 - 442 - 80. ВНИИ. М. 1980 г.

32. Хисамов Р.С., Базаревский В.Г., Тарасова Т.И., Бадуртдинова Н.А., Галлямова JI.A. Основные источники прироста запасов нефти на месторождениях ОАО «Татнефть» на современном этапе// Татнефть. Корпоративная библиотека. 2006. С.77.

33. Ибатуллин P.P., Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С. Результаты и перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в ОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство.2002. № 5. - С.74-76.

34. Тахаутдинов Ш.Ф., Ибрагимов Н.Г., Хисамов Р.С., Ибатуллин P.P. Техника и технологии интенсификации добычи нефти на объектах ОАО «Татнефть»// Нефтяное хозяйство.2003. № 4. - С.39-42.

35. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта: Учебное пособие для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. М.: Недра, 1986.-С.98.

36. Константинов С.В., Матвеев Ю.М. Результаты опытных работ по гидроразрыву канадской фирмы «Фракмастер» на месторождениях ПО «Юганскнефтегаз»// Нефтяное хозяйство. 1989. - № 6. - С.20-26.

37. Состав полисахаридного геля для гидравлического разрыва пласта.

38. Патент РФ №2173772/ Магадова Л.А., Магадов Р. С.|, Дябин А.Г., Силин М.А., Мариненко В.Н., Беляева А.Д., Чекалина Г., Максимова С.В., Поддубный Ю.А., Соркин А.Я., Кан В.А., Гаевой Е.Г., Рудь М.И. Опубликован 20.09.2001. Бюл. №26.

39. К 75-летию РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина). Тезисы докладов. М.,2004. С.86.

40. Заволжский В.Б. «Флот» открывает новые горизонты// Конверсия в машиностроении. 1999. - № 1. - С. 23-25.

41. Константинов С.В., Гусев В.И. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом: Обз. инф. ВНИИОЭНГ. Сер. Нефтепром. дело. 1985. С.60.

42. Сборник типовых технологических процессов при ремонте скважин ОАО «ТАТНЕФТЬ» РД 153 39.1 - 407 - 05.

43. Polymer-based preflush allows fracing near water intervals/ Carlos Brocco, E.Dwyann Dalrymple, Prentice Creel, Horacio Peacock//Oil & Gas Journal. -June 28, 1999. -Vol. 97, No. 26, - P. 66-68.

44. Harris P.C.: "Dynamic Fluid-Loss Characteristics of Nitrogen Foam Fracturing Fluids", JPT (Oct. 1985) P.47-52.

45. Harris P.C.: "Dynamic Fluid-Loss Characteristics of C02-Foam Fracturing Fluids," SPEPE (May 1987) P. 89-94.

46. Yeager V., Shuchart C. // In situ gels improve formation acidizing. Oil and Gas Journal/ Jan.1997.- P. 70-71.

47. Daneshy A.A.: "Hydraulic Fracture Propagation in Layered Formations",1. SPEJ (Feb. 1978) P.33-41.

48. Shumaker E.F., Raines V.B. and Warenbourg P.A.: "Leak-Off Control Techniques Improve Efficiency of Acid Fracturing Treatments", paper SPE 7168 presented at the 1978 SPE Regional Gas Technology Symposium, Omaha, NE, June P. 7-9.

49. Smith M.B. and Hannah R.R.// «High Permeability Fracturing: The Evolution of Technology» , JPT (July, 1996). P. 628.

50. Hubbert M.K., Willis D.G. Mechanics of hydraulic fracturing// Trans. AIME. 1957. - Vol. 210. - P.153-166.

51. John W. Ely "STIMULATION ENGINEERING HANDBOOK", 1994, P.233 -238.

52. Ely j.W. Stimulation engineering handbook: Tulsa, Oklahoma. Penwell Books.-1994. P. 357.

53. Economides M.J., Nolte K.G. Reservoir Stimulation: Prentice Hall, Eglewood Cliffs, New Jersey 07632. 1989. P.430.

54. Clark J. B. Hydraulik process for increasing productivity of wells// Trans. AIME, 1949. -Vol.186. P. 1 -8.

55. RP42, Recommended Practices for Laboratory Testing of Surface-Active Agents for Well Stimulation, API, Dallas. 1977.

56. Орлов Г.А., Мусабиров M.X. Технология стимуляции продуктивности горизонтальных скважин в карбонатных коллекторах. //Татнефть. Корпоративная библиотека. С. 268.

57. Санников В.А. Разработка методов интенсификации добычи нефти и ограничения водопритоков в обводненных трещиноватых карбонатных пластах М., МИНГ им И.М. Губкина, 1988. С.204.

58. Антипин Ю.В., КарповА.А. Тухтеев P.M. Влияние обработок призабойных зон скважин на показатели разработки карбонатных коллекторов // Интервал. 2003. - № 8. - С. 39 - 42.

59. Можжерин В.А., Новиков А.Н., Сибирев С.П. Российские проппанты для гидроразрыва пластов // Нефтяное хозяйство. 2001. - № 1. - С. 57-58.

60. Кузин Ф.А. Кандидатская диссертация. Методика написания, правила оформления и порядок защиты. Пр. пособие для аспир. и соиск. уч.ст. — 2-е изд. М., 1998.