Файл: Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич.pdf

41 хорошо промытых пластах высокоэффективны гелеобразующие составы. Геле- вые композиции могут быть закачаны и в добывающие скважины для образова- ния барьеров на пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды.
Радиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных объемов закачи- ваемых водных растворов гелеобразующих реагентов на единицу толщины пласта. Объемы растворов и технологии их закачки необходимо выбирать на основе тщательного изучения характера неоднородности пластов, их гидроди- намической связи и степени промывки отдельных прослоев, и т. д.
Для пластов Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью и температурой, Л. К. Алтуниной и ее сотрудниками (ИХН г.Томск) экспериментально обоснован и внедрен технологический процесс применения неорганических гелей для увеличения нефтеотдачи пластов. Метод основан на способности системы соль алюминия — карбамид — вода непо- средственно в пласте генерировать неорганический гель и СО
2
. В методе реали- зован известный принцип возникающих реагентов (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразную си- стему. При температуре выше 70°С в нем происходит гидролиз карбамида. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего через определенное время про- исходит гидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем растворе мгновенно образуется гель.
При реализации рассматриваемого метода используются гелеобразующие композиции ГАЛКА, представляющие собой маловязкие растворы с рН = 2,5 —
3, содержащие соль алюминия, карбамид и некоторые добавки, улучшающие их технологические параметры. Они способны растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать набухаемость глин. В пласте за счет его тепловой энер- гии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с обра- зованием аммиака и CO
2
, что ведет к повышению рН раствора. При рН = 3,8 —
4,2 происходит мгновенное образование гидроксида алюминия во всем объеме раствора. Это проявляется в скачкообразном возрастании рН и динамического напряжения сдвига гелеобразующего раствора.
Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения компо- нентов гелеобразующей системы. Растворы солей алюминия без карбамида ге- лей не образуют. При изменении температуры на каждые 10°С время гелеобра- зования изменяется в 3,5 раза. Энергия активации гидролиза карбамида в геле- образующем растворе равна 115 кДж/моль, при отсутствии соли алюминия до- стигает 134 кДж/моль, что указывает на катализ кислотой, образующейся в ре- зультате гидролиза соли алюминия. Другими словами, кинетика гелеобразова- ния в системе соли алюминия — карбамид — вода определяется гидролизом карбамида, который происходит медленнее коагуляционного процесса гелеоб- разования гидрооксида алюминия.
Исследованы реологические свойства рассматриваемых гелей. Установ- лено, что гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластиче- ским твердообразным телом коагуляционной структуры.
Исследовано влияние геля гидроксида алюминия на фильтрацию пласто-

42 вых флюидов, выполненных на линейных и насыпных моделях пласта из при- родных кернов месторождений Западной Сибири. В результате образования ге- ля проницаемость породы для воды снижается в 2—70 раз. Статическое напря- жение сдвига для геля гидроксида алюминия в моделях пласта зависит от кон- центрации гелеобразующего раствора и равно 3—8 МПа.
В 1990—1992 гг. проведены их опытно-промышленные испытания на ме- сторождениях Западной Сибири. Объем закачки композиций составил около 3 тыс. т. В 1991 г. в ПО «Лангепаснефть» технология сдана Ведомственной Ко- миссии (ВК) и рекомендована для промышленного внедрения. В ПО «Нижне- вартовскнефтегаз» технология выдержала приемочные испытания и сдана в ВК в 1992 г. В ходе промышленного внедрения отмечено, что добывающие сква- жины реагируют стабилизацией или снижением обводненности на 10—50%, увеличением дебита нефти. Дополнительная добыча нефти составляет 40—60 т на 1 т закачанных композиций.
1.3.7.Организация безопасного применения химреагентов
Источники загрязнения
Применение в добыче нефти химических реагентов в последние годы возросли. Нефть губительно воздействует на растительный и животный мир.
Нефть и газ пожароопасны, разливы и утечки могут вызвать пожары. Применя- емые хим.реагенты усиливают токсичность окружающей среды. Источником токсичности могут быть различные утечки на местах приготовления компонен- тов хим.реагентов к закачке их в пласт. Утечка и разлив нефти и хим.реагентов возможны при ремонте, исследовании скважин, негерметичность э/к, наруше- ние технологии ведения процесса работ. Скважина как источник загрязнения при проводке, бурении, герметичности скважины.
Попадание технологических жидкостей в другие пласты могут привести к загрязнению питьевых источников. Растворы хим.реагентов поднимаясь на по- верхность могут привести к засорению водоемов, что может вызвать гибель животных и растений.
При переводе добывающих скважин под нагнетание проводят следующий вид работ:
- определяют состояние цементного камня и обсадной колонны
- проводят опрессовку обсадной колонны (воздухом или жидкостью, проверяют герметичность колонны)
- в случае отсутствия цемента в затрубном пространстве до устья – наращивают.
-
Восстанавливают при необходимости герметичность колонн.
-
Спускают НКТ с пакером, проводят, проводят опрессовку, межтрубное пространство оборудуют манометром.
Все категории скважин в процессе их эксплуатации должны обследовать- ся на состояние колонн, т.к. они подвергаются коррозии. Для сохранения об- садных колонн от коррозии применяют жидкости – формалин, гидрат гидрази- на. При потере герметичности и невозможности ее устранения скважина долж- на быть ликвидирована.

43
В процессе ведения работ возможно возникновение аварийных ситуаций по причинам:
- негерметичность э/к
- несоответствие плотности промывочной жидкости характеристике призабойной зоны.
-
Недостаточность объема жидкости при глушении скважин.
-
Нарушения технологии ведения ремонтных работ на скважине.
-
Отсутствия запорной арматуры и устройств перекрытия устья сква- жин, соответствующего типоразмеру и марки
-
Недостаточной обученности членов бригады, ведущей ремонт скважины с применением химреагентов или закачку их в пласт.
К работе у устья скважины допускаются работники, прошедшие обучение в соответствии с «Уставом о Положении». При работе с химреагентами суще- ствует «Положение...», где проходят обучение рабочие.

44 нюю часть технологических емкостей, которые необходимо периодически чи- стить.
Для сбора остатков (шлама) используют канализационные емкости, амба- ры или водовозы. В случае применения водовозов отходы вывозятся на пункты их переработки. При использовании сырой нефти и воды в качестве дисперсной среды для химреагентов (эмульсий) в канализационной емкости (амбаре) обра- зуется четыре слоя.
1. верхний (первый слой) – нефть высоковязкого состава и частично эмульсионной структуры, которую следует собирать и утилизировать в системе подготовки нефти и воды.
2.
Второй – водонефтяная эмульсия с примесью механических частиц
3.
Третий – выделившиеся вода с примесью взвешенных механиче- ских примесей.
4.
Четвертый – густой, уплотненный осадок или, как называют, дон- ный слой, в виде грубой суспензии, в нижней части которого имеются твердый осадок механических частиц в виде песка и твердого шлама.
При чистке и утилизации верхние три слоя затруднений не вызывают.
Нефть и нефтяную эмульсию при помощи плавающих трубных головок откачи- вают в систему подготовки нефти, а отделившуюся воду в систему водоподго- товки. Наиболее целесообразен метод чистки и утилизации шлама четвертого слоя с применением горения. Проблема чистки четырех слоев в том случае, ес- ли в ней содержатся токсичные вещества.
Шламосодержащая масса с нефтепродуктами и химреагентами после освобождения от первых трех слоев смачивается в жидкой фазе, например до- бавкой чистой нефти. Затем эта масса откачивается в специальные емкости (во- довозы) и подается на прием установок сжигания нефтешлама. Метод утилиза- ции отходов сжиганием считается освоенным и надежным, принято считать, что все токсичные вещества переходят в газообразное состояние. Технология сжигания обеспечивает уменьшение объема на 90 %. Оставшуюся твердую без- вредную массу (шлак) захороняют в котлованах или используют в строитель- стве, в качестве наполнителя. Применяют также и другие виды переработки и утилизации отходов, такие как химические, механические, сорбционные, био- логические. Но экологичным считается тот, который обеспечивает их полное использование.

45
1.4. Гидродинамические методы.
Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов, использу- емые при заводнении скважин, позволяют не только увеличить добычу сырья, но и снизить количество прокачиваемой воды и уровень обводненности выка- чиваемой жидкости.
1.4.1. Разработка месторождений с использованием заводнения
Заводнение нефтяного пласта это введение в нефтяной пласт воды через нагнетательные скважины для целей поддержания пластового давления при разработке залежи нефти.
Заводнение может быть искусственным и естественным.
Промышленное применение нашло искусственное заводнение, когда за- качка воды в пласт закачивается с поверхности.
Различают заводнение : законтурное, приконтурное, внутриконтурное.
Законтурное заводнение
Закачка воды производится через нагнетательные скважины, располо- женные в законтурной части месторождения. Нагнетательные скважины бурят за пределами залежи, вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины располагали рядами. Применяется в том случае, если ширина ВНЗ небольшая, пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами (кпор – 12-
17 %, Кпрн. – 5 мД). Пример – Туймазинское месторождение (Башкирия). Ши- рокого распространения не получило.
Приконтурное заводнение
Нагнетательные скважины располагаются внутри залежи, в непосред- ственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для раз- работки небольших залежей (ширина не более 5 км).
Применяют вместо законтурного, если наблюдается снижение проницае- мости в законтурной зоне. Нашло применение на Дмитровском месторождении
(Куйбышевская обл).
Внутриконтурное заводнение
Нагнетательные скважины располагаются в чисто нефтяной части пласта.
Впервые нашло применение на Ромашкинском месторождении (Татария).
Внутриконтурное заводнение подразделяется: на блоковое заводнение, площадное, избирательное, очаговое.
Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдель- ные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформен- ного типа с широкими водонефтяными зонами. Водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам.
Блоковое заводнение – нагнетательные скважины располагаются парал- лельными прямолинейными рядами, добывающие бурят рядами между нагне- тательными. Таким образом, залежь может разрабатываться по блокам незави- симо друг от друга. Делятся по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные системы.