Недропользование

Адсорбционная активность грунтов во многом зависит от их состава и свойств и, прежде всего, от площади удельной поверхности и энергетического потенциала глинистых частиц. Для формирования «заданных» свойств, в том числе и адсорбционных, разработаны различные способы активации глин: термический, ультрафиолетовый, ультразвуковой, механический, кислотный, щелочной. Однако, несмотря на опубликованные данные, вопросы влияния термической обработки на формирование свойств глин, в том числе и адсорбционные, изучены недостаточно полно. В связи с этим осуществлена оценка влияния термической активации глин на их адсорбционную активность по красителю метиленовый голубой. Экспериментальные и теоретические исследования показали, что изменение адсорбционной активности глин связано со степенью их термообработки. При обработке глин температурой до 200 °С активизируются энергетические центры на поверхности структурных элементов, что приводит к повышению адсорбции глин по метиленовому голубому на 12-24 %; при повышении температуры обработки глин до 450-960 °С процессы их (глин) структурного преобразования изменяются, что снижает адсорбционную активность глин в 11-16 раз. Кроме того, установлено влияние степени насыщения глин парами воды на их адсорбционную активность. При термообработке глин и частичном их насыщении водяными парами молекулы воды занимают часть энергетических центров на поверхности частиц, поэтому частицы обладают достаточным энергетическим потенциалом, который реализуется в виде высоких значений их адсорбции по метиленовому голубому. При термической обработке глин и полном насыщении их парами воды заряды на поверхности частиц в большей части компенсируются молекулами воды. Молекулы воды, поступая в межпакетное пространство, компенсируют заряды на поверхности пакетов и минералов, которые реализуются в виде процессов набухания глин. Процессы набухания в свою очередь приводят к увеличению размеров структурных элементов, что проявляется в виде уменьшения удельной поверхности глин. Поэтому глины, полностью насыщенные парами воды, адсорбционно менее активны, чем глины, частично насыщенные парами воды.

В последнее время необходимо отметить присутствие негативной динамики по ухудшению структуры запасов вновь открытых месторождений, и уже большая часть последних классифицируется как трудноизвлекаемые, приуроченные к залежам со сложным геологическим строением, низкой проницаемостью, высокой вязкостью нефти, осложненные наличием разломов, активных подошвенных вод и газовых шапок. Разбуривание трудноизвлекаемых запасов месторождений происходит горизонтальными скважинами. Это обусловлено в первую очередь тем, что именно горизонтальные скважины позволяют многократно увеличить площадь фильтрации флюида за счет возрастания области дренирования, благодаря обширному контакту горизонтального участка скважины с породой, позволяя многократно увеличить дебит скважины. Обобщая вышесказанное, горизонтальные скважины применяют для разработки месторождений со следующими параметрами: месторождения с тонкой нефтенасыщенной оторочкой (до 15 м), с газовой шапкой и подошвенной водой; месторождения тяжелой нефти, с вязкостью более 30 мПа·с; месторождения с низкой проницаемостью коллектора (менее 0,002 мкм2). В данных условиях фильтрация флюида не может быть описана линейным законом Дарси. В условиях существования высоковязкой нефти и низкопроницаемого коллектора определяется некий начальный градиент давления, обусловленный реологическими свойствами фильтрующейся жидкости и высокими значениями коэффициента поверхностного трения. В условиях тонкой нефтяной оторочки и повышенного газового фактора наблюдаются предельные скорости фильтрации за счет режима растворенного газа, и приток флюида описывается нелинейным законом. Одним из основных параметров при составлении технико-экономической оценки залежи является дебит каждой отдельно взятой горизонтальной скважины. Аналитические методы расчета дебита горизонтальной скважины показывают высокую погрешность. Предлагается по-новому взглянуть на проблему определения прогнозного дебита горизонтальной скважины, используя известные подходы к решению данного вопроса. Довольно затруднительно достоверно прогнозировать параметры эксплуатации залежей: производительность горизонтальных скважин, полученная при помощи современных гидродинамических стимуляторов, оказывается недостоверной, что в конечном итоге приводит к формированию недостаточно рациональной системы разработки, и возникающие осложнения при эксплуатации в промысловых условиях приходится устранять за счет значительных объемов материальных и трудовых ресурсов. Таким образом, разработка методик, способствующих получению достоверного расчета добычи, является актуальной задачей нефтедобывающей отрасли.

Использование соляно-кислотной обработки насчитывает уже вековую историю. Впервые кислоту для воздействия на пласт применила компания «Огайо Ойл» в 1895 г., а патент на кислотную обработку известняка был получен компанией «Стандарт Ойл». Однако при значительном увеличении объемов добычи выяснилось, что кислотные растворы вызывают очень сильную коррозию скважинного оборудования, поэтому метод соляно-кислотной обработки не применяли на протяжении 30 лет. Открытие Джона Гриба из компании «Дау Кемикл» в 1931 г. - замедление воздействия соляной кислоты на металл мышьяком - позволило вновь вернуться к данному методу, и уже спустя три года компания «Халлибуртон Ойл Велл Сементинг» начала практиковать кислотную обработку в промышленных масштабах. Как показал анализ промыслового материала, существует множество технологий с применением модифицированных кислот, предназначенных для кислотной обработки, характеризующихся высокой степенью успешности. Тем не менее, по оценкам разных авторов, успешность обработок изменяется в диапазоне от 60 до 80 %, а для повторных обработок - менее 50 %. Исследована степень актуальности проблем, связанных с кислотной обработкой призабойной зоны пласта, и тенденции ее развития. Анализ патентной информации по Международной патентной классификации за 17 лет (с 1997 по 2013 г. включительно) для российских патентов и за 15 лет (с 1999 по 2013 г. включительно) - для американских показал стабильную активность российских организаций, в то время как зарубежные организации проявляют в этом отношении значительный рост интересов и достижений. Зарубежные специалисты исследуют в основном моделирование кислотной обработки, в то время как российские больше склоняются в сторону сервисного сопровождения кислотного воздействия. Выявлено отсутствие методик расчета рисков выпадения тяжелых компонентов нефти при проведении кислотной обработки в зависимости от геолого-физических условий объекта воздействия.

Представлен анализ образования асфальтеносмолопарафиновых отложений, рассматриваются критерии отнесения скважин к подгруппам вида осложнений и предложена классификация осложнения при добыче нефти. Нефть представляет собой сложную и разнообразную смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии в пластовых условиях. На некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается образованием асфальтеносмолопарафиновых отложений на глубинно-насосном оборудовании скважин, тогда как на остальных осложнена ими. Рассмотрены методы предотвращения асфальтеносмолопарафиновых отложений и методы борьбы с ними, представлена проделанная исследовательская работа по обоснованию применения химических реагентов для предотвращения образования осложнения в нефтедобывающих скважинах, определены минимальные мероприятия для подгрупп предложенной классификации осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями фонда. Кратко приведены методики определения эффективности действия ингибиторов асфальтеносмолопарафиновых отложений, разработанные в филиале «ПермНИПИнефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», на основе которых выполнялись исследования. Рассмотрены результаты исследований по подбору реагентов и определению их эффективности для осложненного асфальтеносмолопарафиновыми отложениями добывающего фонда скважин. Выявлено, что на протяжении работы скважин там, где меняются физико-химические свойства, эффективность ингибитора значительно снижается и не достигает критерия эффективности в 75 %. Так, в процессе добычи нефти необходимо периодически, не реже одного раза в три года, проверять эффективность подобранных реагентов, а также анализировать изменения таких параметров работы обрабатываемого объекта, как: изменение физико-химических свойств флюида; проведение геолого-технических мероприятий на скважине; значительное увеличение, уменьшение дебита; приобщение или изоляция пропластков, эксплуатационных объектов; изменения пластового, забойного давления в процессе эксплуатации. Предложены подходы по скважинам: там, где в результате исследований не достигнут критерий эффективности химических реагентов, необходимо подбирать другие методы борьбы с осложнением.