DisCollection.ru

Авторефераты и темы диссертаций

Поступления 28.03.2011

Материалы

загрузка...

Вскрытие и разобщение продуктивных пластов низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири (теоретические основы, промысловый экспперимент, внедрение)

Петров Николай Александрович, 28.03.2011

 

?????$??$??????p

?????oT???

??????®T???

????????a

также включает жидкость ГКЖ-10(11) плотностью 1170-1210 кг/м3 в чистом виде или разбавленную водой в соотношении 1:2 – 2:1 и наполнитель – алюминиевую пудру. Из-за высокой щелочности данная жидкость нейтральна к трубам нефтяного сортамента и цементному камню. Но в тоже время растворяет алюминий, который необходим для временной кольматации ПЗП после перфорации и замедления поглощения облагороженной призабойной пачки. Эти растворы также можно использовать для растворения заглушек из алюминия при бесперфораторном вскрытии продуктивных горизонтов. Именно разбавление жидкости ГКЖ водой позволяет максимально ускорить процесс щелочного растворения алюминиевых образцов (в заглушке) при оптимальном соотношении 1:1 за несколько (3-10) часов. Проверка гидрофобизирующих свойств жидкости ГКЖ-11, разбавленной водой в соотношении 1:1 (? = 1112 кг/м3, ? = 3,2 мПа·с, рН = 8,3) показала, что проницаемость насыпного песчаного керна по воде уменьшается на 77 %, а коэффициент восстановления проницаемости песчаного столба по керосину составляет 15 %. В сравниваемом опыте обычно после фильтрации через кварцевый песок воды керосин уже под действием сил гравитации не фильтровался.

Гелеобразующим составом, у которого при фильтровании через стеклянный фильтр (100-120 мк) отделяется осадок объемом до 23-80 % является смесь насыщенных водных растворов СТА (12-20 %) и СаСl2 (4-12 %) при соотношении 2,0-3,0 : 0,5-1,5 с добавкой 0,3-1,0 % НТФ. Морозоустойчивость смеси до минус 25 °С, плотность 1120-1210 кг/м3, вязкость 3-22 мПа·с. Размеры минимальных глобул осадка в воде составляют примерно 40 мкм. Осадок стоек к размыву водой, но растворяется в соляной кислоте. Поэтому после проведения операции перфорации временный кольматационный экран можно также удалить. Однако до этого оптимальный водный состав 17 % СТА + 0,7 % НТФ + 7 % СаСl2 может снизить исходную проницаемость (157-169 мкм2) естественного полимиктового керна по воде в 5,6-10,0 раз (опыты на УИПК-1М2). Данный состав для понижения показателя фильтрации можно загущать 1-3 %-м раствором полимера Торос. Если заменить при этом раствор хлористого кальция на раствор селитры можно достичь ПФ = 15 см3/30 мин. Последний состав может быть использован в качестве альтернативного безглинистого полимерсолевого бурового раствора для первичного вскрытия продуктивных пластов, либо для установки облагороженных временных призабойных пачек.

В качестве перфорационной жидкости предложена также безводная композиция из флотореагента-оксаль плотностью 1000-1120 кг/м3 и 1 %-й добавки ИВВ-1, ГИПХ-6(6Б) или комплексных ПАВ – СНПХ-ПКД-515Н (на основе неонола и азотсодержащей добавки) и Синол-КАм (из катионного и амфолитного компонентов). Ингибирующие и гидрофобизирующие свойства у данной композиции максимально высокие. При добавлении 5 % композиции в смесь нефти и 20 % пластовой (сеноманской) воды эмульсия при перемешивании не получалась. Тогда как при перемешивании нефти и воды без композиции образовывалась стойкая эмульсия. Чем меньше степень разбавления оксаля водой, тем ниже межфазное натяжение на границе «вытяжка раствора – керосин». Так при соотношении 1:1 – ? = 10 мН/м. Последующее добавление ПАВ привело к дальнейшему уменьшению ? в зависимости от степени разбавления композиции водой на 2-20 %.

г) жидкости с добавкой КПАВ для гидропескоструйной перфорации

При разработке жидкостей, обеспечивающих вынос песка и забойных отложений при ГПП и ОПЗ исследовали пресные и солевые растворы (NаСl, КСl, СаСl2) с добавками КПАВ и полимеров – 1-2 % КМЦ (или Finnfix) и 0,05 % ПАА (Dk-Drill, Accotrol). В полимерных и полимерсолевых растворах скорость осаждения кварцевого песка фракции 0,63-1,0 мм под действием сил гравитации по сравнению с исходной в воде (564,26 м/ч) с карбоксиметилцеллюлозой понизилась кратно и даже на порядок, а с полиакриламидами – на 1-2 порядка.

д) точечная гидроперфорация технологическими жидкостями,

модифицированными катионными ПАВ

Для проведения точечной гидроперфорации предложено использовать малоабразивные глинистые суспензии или естественные глинистые растворы, обработанные добавками КПАВ. Исследование процессов гидроперфорации на сконструированном и изготовленном стенде показало, что при гашении кавитационных явлений скорость резки обсадной трубы марки «Д» примерно на 25 % меньше. При использовании искусственных глинистых растворов, содержащих до 0,01-0,02 % ТЧ (размером более 0,1 мм), скорость гидравлической резки трубы нефтяного сортамента увеличивается наряду с увеличением содержания ГФ от 4 до 10 %. При этом относительную скорость разрушения ((h/dн)/t) металла можно удовлетворительно аппроксимировать прямой линией. Расчеты показали, что при 15 % глинопорошка на гидравлическую резку трубы марки стали «Д» толщиной h = 7 мм потребуется t ~ 20 мин, а при 20 % ГФ необходимо ~ 15 мин. Однако продолжительность гидроперфорации при перепаде давления Р = 10-18 МПа в коноидальной насадке диаметром dн = 5,2 мм (ВК-6) на намывных буровых растворах со скважин плотностью 1120 кг/м3 составила всего 3-5 мин. Кратное ускорение гидравлической резки на ЕГР по сравнению с глинистыми суспензиями произошло из-за гетерогенного фракционного состава твердой фазы со значительно большим количеством ТЧ = 0,9 %. Поэтому при приготовлении искусственных глинистых растворов для гидроперфорации целесообразно использовать низкосортные глинопорошки более грубого помола, т. к. они имеют повышенную абразивность из-за большего количества ТЧ (до 0,05 %).

Дальнейшее совершенствование глинистых и полимерглинистых растворов для ГП проводилось по пути утяжеления кислоторастворимыми материалами (мраморной пылью и крошкой) для вскрытия юрских отложений, а также модификацией катионными ПАВ, различающимися по растворимости в полярных и неполярных средах (ИВВ-1, гидронафт, дизнафт, ГИПХ-6(6Б), АНП-2, СНПХ-6012 и др.). Указанные утяжелители совместимы с КПАВ (например, с 0,1-0,2 % ГИПХ-6Б). Нижеприведенные результаты лабораторных исследований легли в основу усовершенствованной технологии восстановления проницаемости ПЗП химическими обработками. В частности, после гидроперфорации на полимерглинистом растворе, утяжеленным мраморной пылью или крошкой проводят солянокислотную или спиртосолянокислотную обработку (с добавками КПАВ и изопропилового спирта ИПС-2). При этом перед и после кислотной композиции закачивают буферные жидкости (включающие СФУ, ЭБФ, СНПХ-6012 и ИПС-2) для растворения и ингибирования АСПО, а также "осушки" полимиктового коллектора с набухшими глинистыми составляющими.

В опытах по разработанной методике формирования экрана из зоны кольматации и глинистой корки в искусственном песчаном керне при фильтрации буровых растворов под действием вакуума с последующим растворением экрана соляной кислотой после фильтрации неутяжеленных растворов и утяжеленных баритом восстановить проницаемость практически не удалось. Однако изоляционный экран, созданный из бурового раствора с добавками мраморной пыли и крошки, при воздействии соляной кислоты активно разрыхлялся и фильтрация восстанавливалась практически сразу. Добавки 5-20 % мраморной пыли позволили восстановить проницаемость до 70,8-76,4 %. При использовании мраморной крошки коэффициент восстановления проницаемости был меньше примерно на 25 %, чем с мраморной пылью. Кислоторастворимые мраморные утяжелители в промывочных жидкостях сочетаются с КПАВ.

После фильтрации 12 %-й НСl с добавкой 1 % АНП-2 через вертикальный искусственный песчаный керн скорость фильтрации увеличилась в 125 раз, а воды уменьшилась в 1,9 раза. После фильтрации 12 %-й технически ингибированной (т. и.) соляной кислоты и 1 % ИВВ-1 скорость фильтрации керосина увеличилась в 101 раз, а воды уменьшилась в 3,3 раза. При определении межфазного натяжения на границе раздела фаз «кислотный раствор – керосин» использовали химически чистую (х. ч.) и с присадкой ПБ-5 соляную кислоту. С повышением концентрации кислоты от 6,4 до 22,4 % ? уменьшалось от 28,9 до 18,2-26,6 мН/м. Добавление в соляную кислоту 0,05-2,0 % реагента СНПХ-6012 привело к дополнительному снижению межфазного натяжения на границе с керосином до 5,9-14,9 мН/м.

С целью уменьшения транспортных расходов на ввозимые растворители АСПО было обосновано использование местного сырья – смеси фракций углеводородов С5+выше. Другие названия данного растворителя – ШФЛУ, Ст.б, ГК, который выпускался Ноябрьским ГПЗ (СФУн) и НГДУ «Заполярнефть» (СФУ3). Установлено, что степень растворения АСПО в СФУн несколько выше, чем в СФУ3, причем при температуре 12 °С на 18 %, а при 30 °С – на 6 %. При этом их растворяющая способность выше применяемой для этих целей этилбензольной фракции – 30,0-87,5 %, а у СФУн даже на уровне гексановой фракции – 45,7-89,0 %. Совместные обработки СФУ с ароматическим растворителем ЭБФ (3:1) приводят к усилению растворимости АСПО при 12 °С на 10-44 %, при этом растворимость АСПО в стационарном режиме составляла – 53,2 %, а в динамическом – 67,8 %. Установлено, что добавки углеводородорастворимого реагента СНПХ-6012 (на основе первичных и вторичных аминов фр. С17 – С20) в СФУ и композиции СФУ + ЭБФ приводили при оптимальной концентрации 0,5-0,7 % к повышению растворимости АСПО Вынгапуровского месторождения при 30 °С от 54,4 до 85,5-86,6 %. Вышеприведенные жидкости могут использоваться при обработке ПЗП для удаления АСПО как самостоятельно, так и в комплексных составах в качестве буферных жидкостей (например, перед и после кислотными композициями).

При одновременном определении растворимости и степени "осушки" глинистого керна Карамовского месторождения установлено, что в соляной кислоте растворимость примерно в 4 раза меньше, чем в глинокислоте, в композициях с изопропиловым спиртом в соотношении 1:1 - 2:3 с соляной кислотой растворимость увеличилась на 28-30 %, а с грязевой кислотой уменьшалась на 8-10 %. Следовательно, эффект обезвоживания глинистых пород явно проявился только в спиртосолянокислотном растворе.

При определении величины дегидратации образцов глинопорошка по разработанной методике (вначале спрессованных и в последующем набухших в воде) установлено, что в СФУ вес образцов уменьшился на 5,2 %, в ИПС – на 61,8 %, в смеси СФУ + ИПС (3:1) – на 58,9 %, в смеси СФУ + ИПС + ацетон (2:5:5) – на 48,5 %. Следовательно, смесь углеводородов С5+выше обладает водопоглощающей способностью. Замеры межфазного натяжения наиболее удачной композиции СФУ + ИПС на границе раздела с водой показали, что ( понизилось до значений трудно поддающихся измерению на сталагмометре. Так, на границе с дистиллированной водой даже при соотношении СФУ : ИПС равным 7:1 – ( = 2,8 мН/м, а на границе с пластовой водой Суторминского месторождения при соотношении 3:1 – ( = 5,0 мН/м.

Комплексная технология первичного и вторичного вскрытия нефтяных

пластов с применением катионоактивного ПАВ

При проведении многофакторных стендовых исследований на УИПК при 80 °С через керны Муравленковского месторождения последовательно фильтровали: керосин – фильтрат бурового раствора – фильтрат цементного раствора – перфорационную жидкость (раствор СаСl2) – жидкость глушения (пресная техническая вода) – керосин. Средняя относительная проницаемость образцов керна при прокачке из пласта была в 1,76 раза выше при наличии добавки 0,3 % СНПХ-6012 в фильтратах и технологических жидкостях, а при прокачке в пласт – более чем в 3 раза выше, чем при прокачке тех же жидкостей без обработки реагентом СНПХ-6012. Модификация одновременно бурового раствора и перфорационной жидкости повлияла на кратное повышение интегральной относительной проницаемости керна по керосину от 0,22-0,29 до 0,47-0,77.

Технологические жидкости с добавкой катионного ПАВ

для цементирования скважин

В связи с загрязнением продуктивных пластов при цементировании скважин были выполнены исследования по улучшению свойств фильтратов цементных растворов. Предварительные обработки тампонажного раствора из портландцемента марки ПЦТ-ДО-50 с В/Ц = 0,5 добавками ИВВ-1, ГИПХ-3, ГИПХ-6(6Б) и СНПХ-6012 показали, что все типы катионных ПАВ, различающиеся по растворимости в полярных и неполярных средах, вполне совместимы с цементным раствором в концентрации до 0,5-1,0 %. Межфазное натяжение на границе керосина с фильтратами цементного раствора, обработанного добавками 0,5-1,0 % ИВВ-1 было менее 1 мН/м. Остаточное содержание катионного ПАВ в фильтрате после взаимодействия с частицами цемента определяли по адаптированной методике, основанной на изменении цвета при адсорбции на частицах аминов из водного раствора с кислотным красителем бромкрезоловым зеленым. С увеличением концентрации КПАВ в цементном растворе от 0,1 до 1,0 % содержание в фильтрате реагента ИВВ-1 увеличилось в 22,83 раза, а ГИПХ-6Б и ГИПХ-3 – соответственно в 4,33 и 4,19 раза, причем с минимальными концентрациями их содержание меньше, примерно в 2 и 3 раза.

Другой путь повышения качества цементирования – это уменьшение плотности цементного раствора катионными (например, ИВВ-1), амфолитными (ОА) или комплексными ПАВ (СНПХ-ПКД-515Н, МЛ-80Б(81Б), Синол-КАм). При применении ОА можно получить пеноцементы плотностью от 1720 до 800 кг/м3 и ниже. Пена стабильна в течение часа. С данным амфолитным ПАВ конкурирует только неионогенный ПАВ – СНО-3Б. Уменьшение водоотдачи до 10-35 см3/30 мин достигается добавками 1,0-1,5 % Торос-1 и 4 % (а2СО3.

Немаловажное значение имеет то, насколько эффективно при цементировании отмывается буферной жидкостью глинистая корка, т. к. от этого зависит сцепление цементного камня со стенками скважины (горной породой). Выводы о степени разрушающего действия жидкостей делали по изменению проницаемости глинистой корки (сформированной из ЕГР на ВМ-6) по воде после их воздействия и оценивали визуально состояние корки по наличию – отсутствию трещин. Хорошее разрушающее воздействие на глинистые корки оказали водные растворы: 10 % FеСl3 + 0,5-1,0 % ИВВ-1(Б), 15 % NаСl + 1 % ИВВ-1(Б) или ГИПХ-6Б, 2-5 % КСl + 0,5 % СНПХ-ПКД-515Н, 2 % FеСl3 + 1 % ИВВ-1(Б), 5-10 % ортофосфорной кислоты. Меньшим разрушающим действием обладают растворы Аl2(SO4)3, NаСl и СаСl2 с добавками ИВВ-1 и смеси ИВВ-1 + ОА. Для отмыва смазочной добавки (K-Lube) c глинистой корки и пленки с обсадных труб целесообразно перед традиционной жидкостью (0,02 % НТФ в пресной воде) закачивать в зимнее время года СФУ с КПАВ.

Технические средства, технологии вскрытия и разобщения

продуктивных пластов

Получено несколько авторских свидетельств и патентов на устройства с генераторами пульсации давлений и перфораторы, которые повышают качество вскрытия и крепления продуктивных пластов. Причем эффективность их применения повышается при совместном использовании с гидрофобизирующими химическими реагентами. Разработано также несколько способов обратного цементирования обсадных колонн, потайных колонн и комбинированного (двухступенчатого) цементирования, включающего этап обратного цементирования нижней ступени эксплуатационной колонны, что позволяет повысить степень вытеснения бурового раствора цементным. Для обратного цементирования обсадной и потайной колонны в скважинах, имеющих поглощающие пласты, разработана технология с закачкой дополнительной порции тампонажного раствора в объеме поглощения. Этот объем определяют в процессе промывки скважины на буровом растворе перед цементированием. Учитывают объем поглощения при обратной продавке и объем дополнительного столба тампонажного раствора проциркулировавшего в обсадную колонну выше планируемого уровня цементного стакана для последующей его прямой продавки в поглощающий пласт до момента загущения (схватывания) цементного раствора. Выведена формула расчета высоты дополнительного столба цементного раствора в колонном пространстве:

где Н - расчетная высота дополнительного столба тампонажного раствора в обсадной колонне выше планируемого уровня цементного стакана по окончании первого этапа цементирования – обратной закачки, м;

- приемистость пласта на различных режимах при обратной промывке, м3/с;

- приемистость пласта при прямой продавке на поглощение, м3/с;

- производительность цементировочных насосов на i скорости, м3/с;

- срок начала схватывания первой порции тампонажного раствора, с;

- время, пошедшее на затворение тампонажного раствора, с;

- время обратной закачки и продавки тампонажного раствора до поглощающего пласта, с;

- время обратной продавки в интервале от поглощающего пласта до уровня цементного стакана, с;

- внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Высоту Н уточняют при контроле положения тампонажного раствора по окончании обратной закачки для определения конкретного объема продавочной жидкости при втором этапе цементирования – прямой закачки.

выбирают из условия: