Файл: Ахметшин М.А. Применение поверхностно-активных веществ на нефтепромыслах Туркмении.pdf

сульфонола 11П-1 из пх растворов в технической, мор­ ской и пластовой водах.

Установлено, что наличие электролитов в растворе (раствор в пластовой воде) вызывает повышенную ад­ сорбцию на поверхности пород всех исследованных ПАВ.

61

Как видно, максимальная адсорбция ПАВ из раствора в техническом и морской водах ниже максимальном адсорбции из раствора в пластовой воде.

Исследованиями установлено [21], что значения адсорбции на песке для ПАВ, представляющих смесь веществ с различным молекулярным весом, являются завышенными. Учитывая это обстоятельство, величину адсорбции на гидрофильном песке для сульфонола НП-1 необходимо брать несколько заниженной. На песке же покрытом пленкой нефти, адсорбция сульфонола НП-1 незначительна (0,16 мг/г) [4].

Проведенные исследования по выяснению способ­ ности различных водных растворов к эмульгированию с кумдагской нефтью показали, что все они образуют эмульсии, но устойчивость их различна. Эмульсии, при­ готовленные в металлическом стакане при перемешива­ нии нефти с водой пропеллерной мешалкой, подверга­ лись длительному наблюдению. В результате этих на­ блюдений выяснилось, что эмульсия нефть-техническая вода является очень устойчивой, эмульсия нефть-плас-

62

товая вода — менее устойчивом. Отмечено, что устой­ чивость эмульсий понижается с увеличением степени минерализации воды [34].

Добавление к технической воде 0,3 — 0,5% сульфонола НП-1 полностью исключает возможность образо­ вания водо-нефтяной эмульсии. Сульфонол НП-1 является также более активным по сравнению с другими веществами деэмульгатором, разрушающим довольно устойчивые водо-нефтяные эмульсии.

Учитывая поверхностно-активные и другие свойства сульфонола НП-1, а также доступность его для нефтя­ ных промыслов Туркмении, сульфонол НП-1 был реко­ мендован ТФ ВНИИ для ряда технологических процес­ сов нефтедобычи.

4. Применение поверхностно-активных веществ при промывках песчаных пробок и ремонтных работах

Несмотря на применение на промыслах целого ряда мероприятий по борьбе с образованием песчаных про­ бок, в практике эксплуатации нефтяных скважин все же имеет место большое количество остановок скважин для ликвидации пробок.

В нефтепромысловой практике для ликвидации обра­ зовавшихся песчаных пробок наибольшее применение получили два метода: метод промывки и метод чистки пробок желонками.

Для промывки песчаных пробок и заливки скважин при ремонтных работах на промыслах Кум-Дага и Не- бит-Дага применяют грунтовую воду Балаишемского водозабора, редко пластовую. На промыслах Челекена (месторождения Дагаджик, Алигул и Зап. Челекен) и Котур-Тепе для технических целей применяют воду Каспийского моря, как наиболее доступную и дешевую.

63

(см. табл. 2).

Нефтяные месторождения Кум-Даг, Небит-Даг и Че­ лекен разрабатываются при забойном давлении ниже давления насыщения, вследствие чего при остановках скважин приток газа из пласта вызывает разгазирование нефти и происходят выбросы нефти из скважины или кратковременное фонтанирование.

Во избежание выбросов нефти при открытом устье в процессе ремонтных работ скважины заливаются водой.

В результате применения морской и технической вод при промывках песчаных пробок, ремонтных работах (заливка ствола скважины водой перед сменой насоса, промывка скважины перед проведением ремонтно-изо­ ляционных работ) п при подготовке скважин к прове­ дению различных методов интенсификации притока, пластом поглощается большое количество воды и они оказываются «замытыми», а освоение их после ремонта крайне затрудняется. Особенно большое количество за­ мытых скважин оказывается по горизонтам, характери­ зующимся низкими пластовыми давлениями.

В сильно дренированных скважинах при промывке песчаных пробок иногда требуется закачивать большое количество воды, чтобы достигнуть циркуляции в затрубиом пространстве, так как она интенсивно погло­ щается пластом и скважина замывается, а нефть от­ тесняется из призабойной зоны в глубь пласта. В ре­ зультате скважины длительное время отрабатываются накачанной (остаточной) водой и снижается произво­ дительность их по нефти. Очевидно, из-за высокого по­ верхностного натяжения технической воды откачка ее

64

скважины еще не отобрали техническую воду, как вновь потребовалось сменить насос. Скважину вторично зака­ чали водой. После освоения ее дебит жидкости состав­ лял 3,2 т/сутка с содержанием 10% воды. Через 20 дней скважину вновь залили водой для подъема насо­ са и замера пластового давления, после чего произво­ дительность уменьшилась и через 4 месяца после гидро­ разрыва составляла уже 1,8 т/сутки нефти и 0,2 т/сут­ ка. воды [30].

Показательным является также график изменения производительности большого количества скважин по Небитдагскому месторождению до и после проведения в них гидроразрыва [30]. Кривые графика показывают, что первые 1,5— 2 месяца после гидроразрыва скважи­ ны работают с пониженным дебитом нефти и повышен­ ным содержанием воды. Затем количество воды умень­ шилось в среднем на 22%, а дебит нефти дополнитель­ но увеличился на 16%. Это уменьшение дебита воды в скважинах вызвано только тем, что по мере эксплуата­ ции скважин отбиралась накачанная вода. Если ис­ ключить влияние технической воды на производитель­ ность скважин, то можно считать, что дебит нефти после гидроразрыва должен был быть значительно выше, чем он был получен, примерно на 32%.

С целью исключения отрицательного влияния воды на сроки освоения и производительность скважин по нефти Туркменским филиалом ВНИИ проведены про­ мышленные испытания добавок сульфонола НП-1 в во­ ду, закачиваемую в скважину. Такое мероприятие по­ зволило резко сократить сроки освоения скважин после ремонтных работ и повысить их производительность по нефти. Рассмотрим несколько примеров.

Скважина 435 (фильтр 1383— 1386 м) месторожде-

66

ния Кум-Даг эксплуатировалась глубиннонасосным спо­ собом. 10 мая 1961 г. скважину залили водой с целью производства работ по дострелу фильтра. Дострел произвели в интервале 1379— 1383 м на глинистом растворе удельного веса 1,25 г/см3. После прострела и промывки ствола скважины водой в скважину опустили глубинный насос на глубину 1126 м. Однако подача отсутствовала. Спустили новый насос, подача также отсутствовала. Скважину вновь промыли водой и про­ извели смену глубинного насоса. При допуске насоса произошел прихват его в колонне. В последующем це­ лый месяц производились ловильные работы по извле­ чению из скважины насосно-компрессорных труб и на­ соса. После очистки ствола скважины от посторонних предметов из-за отсутствия притока было произведено 3 смены глубинного насоса.

Спустя 5 месяцев после дострела фильтра, ствол скважины был промыт водой с добавкой сульфонола НП-1 с последующей задавкой в пласт 3— 4 л 3 раство­ ра. После такой обработки скважина вступила в перио­ дическую эксплуатацию с дебитом 2,5— 3 т/сутки неф­ ти. Показательным является тот факт, что когда сква­ жину закачали водой вторично, без добавок сульфоно­ ла, дебит ее снизился до 1 т/сутки. С таким дебитом скважина работала 1,5 месяца и лишь после того, как она вновь была обработана раствором сульфонола, де­ бит ее восстановился до 2,5 т/сутки.

Характер, работы скважины 435 и данные освоения наглядно иллюстрируют картину отрицательного воз­ действия воды и некачественного глинистого раствора на продуктивную способность призабойной зоны пласта, а также эффективность обработки водным раствором сульфонола НП-1. .

Скважина 544, пробуренная в 1955 г. на эксплуата-