Обработка призабойных зон растворами ПАВ

Наиболее широко химические реагенты используются в собственно химических методах воздействия кислотных обработках, обработках ПЗП растворами ПАВ и ПАА, мицеллярными растворами, растворителями, В табл, 1 приведены некоторые составы, используемые для обработки призабойных зон (ОПЗ). [c.8]

Агрегат АзИНМАШ-30. Предназначен для солянокислотной обработки призабойной зоны скважины, транспортирования, смешения и нагнетания раствора кислоты в скважины. Может быть использован для гидрокислотных разрывов пластов. [c.279]

Для очистки призабойной зоны применяется нагнетание в пласт пефти или 8—10%-ного раствора соляной кислоты, промывка фильтра и примыкающей зоны пласта некоторыми растворителями для удаления смолистого остатка нефти, повышение температуры в призабойной зоне и дополнительная перфорация колонны против продуктивного пласта. Применяют также обработку призабойной зоны поверхностно-активными веществами, торпедирование пласта и гидравлический разрыв. [c.128]

Множество новых методов обработки призабойной зоны и методов увеличения нефтеотдачи связано с применением различных химических реагентов углеводородных растворителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ), полимеров, кислот, щелочей и композиций на их основе (пенокислотные системы, микроэмульсии, мицеллярные растворы, композиции различных кислот и т. д.). [c.4]

Для моделирования смены жидкостей, происходящей при обработке призабойной зоны, приборы устанавливаются в растворы, подобные пластовым водам, до момента окончания набухания глины. После этого модель пластовой воды заменяется на исследуемые растворы, которые после окончания набухания глины заменяются на модель пресной воды. [c.133]

На глубине 2586 м в колонне насосно-компрессорных труб была установлена толстостенная муфта, и колонна разгружена на 13 000 кг. Глинистый раствор в скважине заменили на 0,1 %-ный раствор ЫаОН. После обработки призабойной зоны нефтекислотной эмульсией скважину промыли 0,1 7о-ным раствором ЫаОН, заполнили [c.141]

Доступным и эффективным способом уменьшения аномалий вязкости пластовой нефти можно считать использование поверхностно-активных веществ (ПАВ). Известно использование ПАВ для воздействия на пласт с целью увеличения его нефтеотдачи, а также для обработки призабойной зоны пласта с целью повышения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин. Эффект от использования ПАВ при этом связывают в основном с изменением процессов, происходящих в пласте на контакте нефть-газ-вода-порода. Паши исследования позволили выявить действие водных растворов ПАВ и на объемные или реологические свойства пластовой нефти. [c.19]

Один из старейших, широко применяемых методов — это обработка призабойной зоны раствором соляной кислоты, которая растворяет карбонатные породы или карбонатную связку терригенных пород продуктивного пласта, создавая и расширяя сеть каналов для притока пластовой жидкости в скважину. [c.3]

Наиболее благоприятными условиями для обработки призабойной зоны нагнетательных скважин мицеллярными растворами, как считают авторы [20, 21, 481. являются пласт, представленный песчаником (с незначительным содержанием глин и карбонатов) с пористостью не менее [c.21]

Обработка призабойных зон растворами ПАВ [c.215]

В зависимости от назначения можно выделить следующие группы химических реагентов для буровых растворов для обработки призабойной зоны пласта для увеличения нефтеотдачн пластов для борьбы с соле-, асфальтосмолнстыми и парафиновыми отложениями, с коррозией. [c.184]

Мархасин И.Л, Гафаров Ш.А., Жданов А.Г. Об обработке призабойной зоны нагнетательных скважин растворами монокарбоновых кислот//Состояние науч.-ис-след, работ в решении проблем по комплексным программам нефтегазовой промышленности. Уфа УНИ, 1979. [c.25]

Химические вещества и их композиции, применяемые для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, должны растворяться в воде и органических соединениях [c.108]

Обработка призабойной зоны соляной кислотой. Метод солянокислотной обработки скважин основан на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы — известняки, доломиты и др.,— слагающие продуктивные горизонты некоторых нефтяных месторождений, или растворять карбонатные породообразующие минералы, входящие в состав продуктивных кварцевых песчаников в форме рассеянных включений или в форме материала, цементирующего кварцевые песчаники. [c.208]

Обработку призабойных зон нефтяных и нагнетательных скважин растворами ПАВ проводят при освоении нефтяных и нагнетательных скважин, для восстановления приемистости нагнетательных и дебитов эксплуатационных скважин, уменьшившихся в процессе их работы. При обработке растворами ПАВ призабойных зон скважин, вышедших из бурения, используется в основном их мою- [c.215]

Обработка призабойной лоны водным раствором ПАВ [c.100]

В чем заключается методика обработки призабойной зоны водным раствором ПАВ [c.114]

Для совместимости ингибиторов солеотложения акрилатного ряда с пластовыми водами, содержащими большое количество ионов кальция (от 5 до 30 г/л), успешно применены НТФ и ДПФ, при этом концентрации (в %) составили ДПФ — 0,009— 0,042 и НТФ — 0,01—0,04. Рабочий 10%-ный раствор полимера с комплексоном закачивают в пласт минерализованной водой без применения буферной жидкости под давлением. Обработка призабойной зоны гипсующихся скважин по этой технологии увеличивает время, в течение которого продуктивность скважины снижается на 50%, т. е с 3—4 до 7—17 месяцев [849] [c.449]

Анализ проведенных исследований показал, что в целом решается комплекс проблем по повышению нефтеотдачи от фундаментальных исследований физико-химических основ подбора химреагентов, изучения свойств и вытеснения нефти до опытнопромышленных работ и внедрения разработок. Проведен комплекс работ по созданию химических композиций на основе полифункциональных органических соединений с регулируемыми вязкоупругими, вытесняющими и поверхностно-активными свойствами с целью избирательного воздействия на нефтенасыщенный пласт в тex юлoгияx повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта применительно к исследуемым месторождениям Республики Башкортостан. Теоретически разработана и экспериментально подтверждена концепция эффективного применения полифункциональных реагентов, обладающих свойством межфазных катализаторов. Изучен механизм взаимодействия полифункциональных реагентов с нефтью и поверхностью коллектора с использованием различных методов спектрофотометрии. Выявлены основные закономерности, происходящие в пласте под воздействием химреагентов. Установлено, что при взаимодействии ПФР с металлопорфиринами нефтей происходит процесс комплексообразования по механизму реакции экстра координации. Образование малоустойчивых экстракомплексов приводит к изменению надмолекулярной структуры МП и изменению дисперсности системы. Проведены сравнение реакционной способности различных ПФР и расчет констант устойчивости экстракомплексов. Показано, что наибольшей комплексообразующей способностью обладают ими-дозолины. Определены факторы кинетической устойчивости различных нефтей до и после обработки реагентами. Установлено, что реагенты уротропинового ряда обладают большей диспергирую-и ей способностью, чем имидозолины. Уменьшение размера частиц дисперсной системы вызывает снижение структурной вязкости нефти, что в конечном счете положительно сказывается на повышении нефтеотдачи. Показано, что вязкость нефти после контакта с водными растворами ПФР снижается в 3-8 раз. Оптимальные концентрации реагентов зависят как от структуры применяемого ПФР, так и от состава исследуемой нефти. [c.178]

В случае получения притока нефти скважины не достигают своего потенциального дебита из-за существенного поражения околоскважинной зоны перфорационной жидкостью, уплотнения и оплавления поверхности перфорационных каналов. В результате в течение нескольких месяцев (3...6 и более) эксплуатации призабойная зона пласта очищается от загрязняющих продуктов, что хорошо прослеживается на росте дебитов. Такие скважины также требуют дополнительных работ по очистке ПЗП и интенсификации дебитов техническими средствами (эжекторы, вибраторы и др.) и/или химическими обработками (СКО, растворами ПАВ и др.). [c.50]

Мы считаем, что с целью повышения качества работ при кумулятивной перфорации кварцевых коллекторов наиболее оптимальными добавками как в водные растворы, так и в нефть, являются синтетические катионные ПАВ. Однако они при перфорации и освоении скважин практически не применялись. Добавки КПАВ лишь ограниченно использовались в составе соляной кислоты при обработках призабойных зон (ОПЗ) в процессе КРС. [c.71]

При проверке нескольких партий кислоты, использовавшейся в ПО Ноябрьскнефтегаз для обработки призабойных зон пласта, отмечено недопустимо высокое содержание железа в растворе — от 0,040 до 0,053 %, т. е. превышающее допустимые нормы в 2,0...2,5 раза, и от 0,121 до 0,175 %, т. е. превышающие допустимые нормы в 6,0...8,8 раза, — в партиях кислоты, доставленных непосредственно к скважине. Это железо, вероятнее всего, выпадает затем в форме объемистого осадка гидратных соединений окиси в пласте и на забое скважин. К примеру, при использовании 6 м соляной кислоты количество указанного осадка может достигать 10,5 кг. Последнее требует постоянного контроля качества кислоты, поступающей на базу, и соблюдения правил ее хранения и транспортировки. [c.256]

Данные по растворимости отложений скв. № 422 Карамовского месторождения в 12 и 6 % технической соляной кислоте приводятся в табл. 3.24. В ходе исследований получены данные по определению межфазного натяжения на границе с керосином отработанных растворов после реакции 12 и 6 % растворов соляной кислоты с мрамором и образцами стали из НКТ (табл. 3.25). Существенное увеличение межфазного натяжения отработанных кислотных растворов, по сравнению с исходными, может осложнять извлечение продуктов реакции из порового пространства пласта. Прослеживается необходимость ввода в кислотные композиции, предназначенные для обработки призабойной зоны, неионогенных и/или катионных ПАВ. [c.277]

В настоящее время в РФ и за рубежом запатентовано и выпускается значительное количество реагентов, представляющих комплексоны и композиции на их основе, которые широко используются в нефтяной и газовой промышленности. Основными областями их применения являются борьба с отложением неорганических солей в скважине, обработка тампонажных и буровых растворов, использование при обес-соливании и обезвоживании нефтей, обработка призабойной, зоны эксплуатационных скважин с целью интенсификации притока. [c.351]

Расчетный объем водопоглотителя определяют в зависимости от объема порового пространства, толщины пласта, водореагентного (отношение объема реагента к объему воды) фактора и необходимого радиуса обработки призабойной зоны пласта. При использовании метилового спирта обычно исходят из нормы расхода 1 м реагента на 1 м толщины пласта. Эта цифра для рассматриваемых условий получена в предположении, что средний радиус проникновения загрязняющего ПЗП фильтрата бурового раствора составляет 60 см, а объем метилового спирта равняется 4—5 объемам растворяемой воды. [c.27]

Помимо работ по ремонту скважин, цементированию и гидроразрыву пластов, с их помощью выполняется транспортировантте, смешение, нагнетание в коллектор воды, растворов кислоты, гидравлические и гидрокислотные разрывы пластов, соляно-кислотная обработка призабойных зон скважин, цементирование нефтяных скважин промывочно-продавочные работы при давлении до 400 кгс/см2 (ЗЦА-400А и ЦА-320М), приготовление и нагнетание жидкостно-песчаных смесей (2АН-500 и 4АН-700), замораживание гидроразрыва путем внедрения в коллектор твердых песчаных частиц (ПА) перевозка специальных жидкостей для гидроразрыва, подача их в пескосмесительный и насосный агрегаты (ЦР-1500, 4ЦР, 4ЦР-200) и др. [c.106]

Технология обработки призабойной зоны нефтяного пласта с помощью реагентов-гидрофобизаторов аналогична технологии солянокислотной обработки. В скважину насосным агрегатом закачивают раствор реагента-гидрофобизатора соответствующей концентрации в количестве, необходимом для заполнения раствором всего норового пространства намечентгой зоны обработки. При этом в качестве мродавочной жидкости используют нефть. Радиус [c.30]

Обработка призабойной зоны глинокислотной (смесью соляной и плавиковой кислот). Для обработки призабойных зон скважин с терригенными коллекторами (песчаниками с карбонатным или глинистым цементом), а также для удаления с фильтрующей поверхности глинистой корки, отложившейся во время бурения, используется смесь соляной и плавиковой кислот, называемая глинокислотой. Содержание плавиковой кислоты в водном растворе кислот составляет от 3 до 5%, соляной— 10—15%. В последнее время плавиковую кислоту стали заменять бифторндом натрия, обращение с которым значительно проще. В солянокислотной среде бифторид натрия постепенно превращается в хлорид натрия с образованием фтористоводородной кислоты. [c.214]

Все более широкое применение находят методы освоения и обработки ПЗП водными растворами ПАВ и их композиций, мицеллярными растворами, растворами полимеров и других химических реагентов. Лабораторные, а затем и опытно-промышленные эксперименты подтвердили лффе - тивность этих методов при освоении и обработке призабойной зоны нагие тательных скважин в связи с их высокой нефтеотмывающей способностью, резким понижением поверхностного натяжения на границе раздела фаз, улучшением вымьшания глинистых частиц и т.д. Все эти свойства водных растворов ПАВ, мицеллярных и других растворов позволяют повысить [c.19]

Первые промысловые эксперименты по применению водных растворов ПАВ для обработки призабойных зон нагнетательных скважин были проведены на Арланском нефтяном месторождении. К настоящему времени уже накоплен достаточный промысловый материал и по другим месторождениям СССР, позволяющий сделать вьшод, что применение водных растворов ПАВ для освоения скважин, вЬшедпгих из бурения и обработки ПЗП, сокращает сроки освоения в 2—3 раза при давлении значительно ниже давления гидроразрьша пласта, способствует увеличению приемистости в 1,5-2 раза и росту охвата пласта заводнением на 15—25% [10, 15, 39, 67 и др. . Однако высокая стоимость, ограниченный ассортимент ПАВ, выпускаемых отечественной промышленностью, чувствительность многих ПАВ к повышенной температуре, химическому составу нефти и солевому составу пластовой воды, а также биологическая жесткость многих ПАВ сдерживают широкое применение этого метода как самостоятельно, так и в комплексе с другими методами для процессов интенсификации добьии нефти 4, 46]. [c.20]

В проведенных лабораторных исследованиях с ацеталями не отмечены отрицательные побочные явления. Добавление их в воду не способствует образованию стойких водонефтяных эмульсий, а при обработке глины этими растворами заметно снижается ее набухаемость, что также должно способствовать успеху при обработке призабойной зоны пласта нагнетательных скважин водными растворами ацеталей. [c.173]

Рассмотренные осложнения могут быть устранены путем специальной обработки призабойной зоны скважины. Методы обработки призабойных зон нефтяных и нагнетательных скважин в первом приближении могут быть разделены на три группы механические, тепловые и физико-химические. В данной главе рассмотрены фи-зико-химические методы обработки призабойной зоны, обеспечивающие повышение дебита и приемистости скважин под влиянием вводимых в призабойную зону растворов химических реагентов. К этим методам относятся кислотная и глинокислотная обработка призабойной зоны, а также обработка растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ). [c.207]

В последние годы разработаны новые биополимеры для обработки буровых растворов. К ним принадлежит реагент ХС, получаемый действием бактерий Xantahmonas ampestrie на полисахариды [130, 161]. Этот реагент применяется в растворах с малым содержанием твердой фазы. Он стабилизирует и загущает эти растворы, создавая возможность утяжеления. В то же время, вследствие высокой тиксотропии в призабойном пространстве при больших скоростях интенсивно снижается вязкость, восстанавливающаяся до исходной при движении за трубами. Реагент устойчив к соли и гипсу и обеспечивает термостойкость растворов до 150° С. Недостатками его является сравнительно высокая водоотдача (более 12 мл по нормам API) и ферментативная неустойчивость, требующая введения бактерицидов. [c.186]

Некоторое применение в нефтепромысловой практике нашли карбамидные смолы — продукты поликонденсации мочевины с фор 1-альдегидом. Известны опыты Ф. И. Романюка и др. по использованию их для борьбы с обводнением скважин и для селективной изоляции, А. И. Бережного [14] и М. Е. Торяника по креплению призабойной зоны, В. П. Белова, И. П. Пустовойтенко, С. А. Волкова, И. И. Рафиенко но борьбе с поглощением бурового раствора. Попытки применить эти смолы для обработки буровых растворов не дали положительных результатов. [c.200]

Способность полиаминополикарбоновых комплексонов, а также композиции ДПФ-1 растворять гипсосодержащие осадки позволили предложить их для обработки призабойной зоны карбонатного пласта После обработки призабойной зоны скважин 8—10%-ми растворами комплексонов увеличивается ее проницаемость, н производительность скважин возрастает [836]. [c.449]

Наряду с воздействием непосредственно на залежь для интенсификации добычи нефти используют различные химические, физические и тепловые — способы воздействия на призабойную зону. При кислотной обработке призабойной зоны поступающая в пласт кислота взаимодействует с карбонатными породами, которые связывают частицы песка, растворяет породы, что приводит к увеличению диаметра каналов пор и возрастанию проницаемости пористой породы. Весьма эффективными оказались методы газокислотной обработки скважин, термохимического и термогазохимического воздействия на призабойные зоны. [c.18]

Имеются примеры по использованию комплексонов при пенокислотной обработке призабойной зоны скважин. Ддя этих целей рекомендуется водный раствор соляной кислоты, пенообразователя и стабилизатора от 1,0 до 20,0 %. В качестве стабилизатора используется фосфонометилированное производное 1,3-диаминопропанола-2 (ДДФ-1) общего вида [c.354]

Для обработки призабойных зон нагнетательных скважин с целью восстановления их приемистости разработаны реагенты СНПХ-95 и СНПХ-9502 в виде водных растворов для условий пластовых температур от 20 до 100 С. Промышленные испытания составов показали, что после закачки реагентов приемистость увеличилась в 1,5 — 2 раза, а общий объем жидкости — на 12 %. Длительность эффекта изменялась от 8 мес до 2 лет. [c.581]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология