USD 69.0151

+0.67

EUR 77.3245

+0.7

BRENT 41.39

+1.36

AИ-92 42.32

+0.05

AИ-95 46.19

+0.22

AИ-98 52.5

-0.04

ДТ 47.32

0

4520

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

Поверхностно – активные вещества (ПАВ) – вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследст

Обработка призабойной зоны скважин поверхностно-активными веществами

ИА  Neftegaz.RU.
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ.
В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ.
Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета  0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта.
Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.

После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.

Поверхностно - активные вещества
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:
  •  Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
  • Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
  • Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
  • Повышения эффективности СКО;
  • Изоляции притоков пластовых вод.

Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.

В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:

  •  Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
  • Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
  • Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
  • Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.

Необходимость обработки

Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу. 

Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.

Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте.

Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении. 

Среди третичных методов:

Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар. 

Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход. 

Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.

Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.





Система Orphus