WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Анализ результатов испытаний позволяет сделать вывод, что наиболее эффективным стабилизатором предлагаемой гидрогелевой системы являются комплексный полимерный реагент и камцел (рисунок 2 – а, б).

50 0 1 2 3 4 0 1 2 3 4 5 Концентрация реагента, % Концентрация реагента, % КМЦ-600 МК-КМЦ-600 МК-Камцел Компл. полимер Камцел Компл. полимер а) б) Рисунок 2 – Влияние концентрации стабилизаторов на свойства раствора с конденсированной твердой фазой а) изменение водоотдачи; б) изменение условной вязкости Установлено, что акриловые полимеры типа «Праестол 2530» и «Акотрол» вызывают значительное загущение системы и мало изменяют ее фильтратоотдачу. В результате экспериментальных исследований разработаны рецептуры безглинистых растворов с конденсированной твердой фазой, рекомендуемые для вскрытия низкопроницаемых продуктивных пластов и бурения неустойчивых глинистых и солесодержащих пород. Растворы на основе Условная вязкость, с Водоотдача, см3/30 мин.

хлоркалия-электролита (комплексной соли) менее компонентоемки, чем известный раствор гидрогель-магния. Ориентировочная стоимость 1 м3 рекомендованного раствора в четыре раза меньше, чем известного раствора на основе бишофита.

Прочность структуры тиксотропных биополимерных растворов часто недостаточна для придания им необходимых технологических свойств. Для повышения прочности структуры в водные растворы биополимеров вводят соли, действие которых обусловлено способностью образовывать комплексные соединения. В процессе исследований изучались применяемые в Западной Сибири биополимерные солевые растворы на основе реагентов Kem-X и XCD-полимера. Для обоснования выбора типа солевой добавки проводился сравнительный анализ влияния солей NaCI и KCI, а также предлагаемой комплексной соли: «хлоркалий-элекролита». Опыты проводились при следующих концентрациях солей: NaCI от 9 до 25 %, KCI от 10 до 27 %, «хлоркалий-электролит» от 10 до 28 %. При этом изменение плотности растворов составило 1060 – 1160 кг/м3. В процессе исследований осуществлялся «стандартный» контроль технологических параметров солевого биополимерного бурового раствора.

В процессе лабораторных исследований разработаны рецептуры солевых биополимерных растворов (таблица 1), которые обеспечивают нормальную очистку забоя и ствола от выбуренной породы, обладают минимальным загрязняющим действием на продуктивный пласт, достаточным ингибирующим эффектом и необходимыми смазочными свойствами.

Было установлено, что эффективным является использование соли в составах технологических жидкостей для различных ремонтных работ, а также в рецептурах тампонажных растворов.

В процессе исследований разработаны состав жидкости для глушения скважин (ПАЦ ВВ – 1,5 %, «хлоркалий-электролит» 1-1,5 %, дисольван 0,01 %, вода – остальное) и технология растепления газогидратных пробок, образующихся при эксплуатации и ремонте скважин, имеющих в разрезе мерзлые породы (МП). На состав получен патент РФ № 2254447.

В третьем разделе приведены практические результаты исследований новых рецептур гидрофобизирующих и полимерглинистых технологических растворов для бурения и ремонта скважин.

Таблица 1 – Результаты исследований рецептур солевых биополимерных растворов Пласти-че-Динами-че- Статическое Тип и концен- Плот- Услов- Фильтратоская ское напряжение № трация реаген- ность, ная вяз- отдача, вязкость, напряжение сдвига, дПа та, % масс. кг/м3 кость, с см3/30 мин мПа·с сдвига, дПа 1 мин 10 мин Kem X - 0,1 1060 19 9 13 3,3 6 хлоркалий - Kem X - 0,2 1110 19 8 11 2,7 3 хлоркалий - XCD - 1,3 1060 22 11 17 6,3 16 хлоркалий - XCD - 1,4 1110 22 11 12 4,8 4 хлоркалий - XCD - 1,5 1160 25 10 15 4,5 2 хлоркалий - 27,Известно, что для ингибирования глинистых пород эффективны гидрофобизирующие растворы, которые содержат в качестве добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород: кремнийорганические соединения или соли высших жирных (или нафтеновых) кислот. Эти соединения вследствие своей дифильности адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствующий контактированию глин с дисперсионной средой раствора (водой). Аналогичной дифильностью обладает фурфуриловый спирт, образующий в водной среде трехмерный «полимер» и обеспечивающий повышение фазовой проницаемости для углеводородных жидкостей и газов. Поэтому разработка гидрофобизирующих растворов, содержащих фурфуриловый спирт, позволила снизить поверхностное натяжение на границе «раствор – горная порода», что способствует повышению качества вскрытия низкопроницаемых коллекторов нефти и газа. По результатам исследований был разработан состав бурового раствора, на который получен патент РФ № 2203920.

При изучении функциональных связей между коэффициентом восстановления проницаемости продуктивного пласта и поверхностными явлениями, происходящими на границе раздела фаз, было установлено, что при сравнимых геолого-технических условиях (особенностей строения пласта, пористости, коэффициенте нефтенасыщенности, вязкости пластового флюида, скорости фильтрации вытесняющего фильтрата и др.) значимым является межфазное натяжение ( ) на границе «нефть – фильтрат ST раствора».

На рисунке 3 приведена зависимость коэффициента восстановления проницаемости () от поверхностного натяжения ( ) на границе «нефтьST фильтрат раствора», для определенных типов промывочных жидкостей (таблица 2), применяемых на месторождениях Западной Сибири (совместно с Т.В. Грошевой).

0,0,0,82 Фактические результаты 0,измерений 0,Апроксимирующая прямая 0,0,0,0,0,0,0,0,0,3 4 5 6 7 8 Поверхностное натяжение на границе с нефтью, мН/м Рисунок 3 – Зависимость от при прочих равных условиях ST Таблица 2 – Результаты влияния типа жидкости на и ST Тип жидкости, мН/м, доли ед.

ST проницаемости Коэффициент восстановления Дистиллированная вода 8,17 0,Kem Pas, Poly Kem D 6,37 0,IKF 4,81 0,КМЦ, фурфуриловый спирт 4,11 0,Kem Pas, Poly Kem D, ФК-2000 3,65 0,Значения поверхностного натяжения фильтратов различных типов жидкостей на границе с нефтью определялись методом вращающейся капли с помощью устройства «Spinning Drop Interfacial Tensiometer» модели 510 фирмы TEMCO.

Анализ полученных результатов позволил предложить комплексный подход, в соответствии с которым для прогнозирования влияния технологических жидкостей на величину восстановления проницаемости коллекторов целесообразно сначала оценивать значения поверхностного натяжения, а затем проводить исследования на реальном керновом материале. С учетом этого было обосновано применение фурфурилового спирта в составах буровых растворов, которое позволяет улучшить не только ингибирующую способность растворов, но и повысить коэффициент восстановления проницаемости (более 0,8). В целом такой подход позволяет повысить качество работ при вскрытии низкопроницаемых продуктивных пластов в процессе бурения и ремонтов скважин.

Другим перспективным направлением является расширение области использования новых полимеров, при применении которых снижается расход химреагентов (в 2–3 раза), повышается устойчивость стенок скважины, улучшается очистка забоя и ствола от выбуренной породы; сохраняются приемлемыми смазочные свойства растворов и т.д. Перспективными представителями таких реагентов являются полимеры марки «Праестол» (ТУ 2216-00140910172-98), относящиеся к классу гидролизованных полиакриламидов.

В процессе исследований было показано, что наиболее целесообразно применять реагент «Праестол» марок 2510, 2515, 2530, 2540 при обработке буровых растворов и технологических жидкостей для ремонта (глушения) скважин в условиях наличия МП.

Технико-экономическая эффективность и целесообразность применения полимера марки «Праестол 2530» обусловлена следующими преимуществами:

- сокращением времени на обработку бурового раствора на 25-%;

- снижением и компенсацией потерь технологических объемов малоглинистой суспензии при вскрытии высокопроницаемых горизонтов;

- уменьшением расхода полимерных реагентов, по сравнению с серийно применяемыми (КМЦ, М-14) до 50 %, при приготовлении и обработках бурового раствора в процессе наклонно направленного бурения (до 400 по зенитному углу) в интервалах литологически неоднородных пород (1350-3800) м.

Научный интерес представляет «двойственность» действия полимера, заключающаяся в том, что при малых концентрациях (для 5 %-го глинистого раствора до 0,04 %) реагент «Праестол» действует как флокулянт, а при бльших концентрациях является структурообразователем (рисунок 4).

При изменении содержания активной твердой фазы в растворе пропорционально изменяется величина «порога коагуляции». Высокая флокулирующая активность данных полимеров обеспечивает эффективную очистку бурового раствора от выбуренной породы. Проведенные (совместно с сотрудниками ТюменНИИгипрогаз) лабораторные исследования показали, что по ингибирующей способности, а также по стойкости к механодеструкции, полимеры марки «Праестол» сопоставимы со своими аналогами, однако при этом расход (например, реагента «Праестол 2530») сокращается в 7-раз.

ДНС СНС T 0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,Концентрация Праестола, % Рисунок 4 – Изменение реологических параметров 5 %-ого глинистого раствора в зависимости от концентрации реагента «Праестол» марки ДНС – динамическое напряжение сдвига; СНС – статическое напряжение сдвига;

Т – условная вязкость На базе реагентов марки «Праестол» созданы эффективные технологические жидкости на безглинистой основе для глушения скважин (совместно с И.И. Клещенко, А.В. Кустышевым). Технологический раствор на его основе представляет собой дисперсную систему, дисперсионной средой которого является вода, а дисперсной фазой – полимер «Праестол», загуститель – сульфацелл, комплексообразователь – сульфат алюминия, а также алюмосиликатные микросферы для регулирования плотности раствора.

Разработанная жидкость глушения химически инертна к горным породам, совместима с пластовыми водами, исключает необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами, не образует «барьеров» и стойких эмульсий в коллекторе, способствует гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела сред «жидкость глушения – пластовый флюид», обладает низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование, основа жидкости глушения обладает ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание. Разработанный состав жидкости реализован в технологическом регламенте по глушению газовых и газоконденсатных скважин (НД 04803457-276-2004).

Т, с СНС, дПа;

ДНС, дПа;

В четвертом разделе приведены исследования влияния комплексной соли (хлоркалий-электролит) на свойства тампонажного раствора и сформированного из него камня. Известно, что одной из важных проблем при использовании облегченных тампонажных составов является невысокая прочность цементного камня, а также отсутствие его качественного сцепления с колонной и породами.

С целью улучшения технологических характеристик тампонажного раствора и камня в работе предложено использовать в качестве жидкости затворения раствор хлоркалий-электролита.

В процессе исследований (совместно с ДООО «Тюменбургаз») разработан облегченный тампонажный раствор при следующем соотношении ингредиентов, % масс.: портландцемент тампонажный (52-54), алюмосиликатные полые микросферы (8,8-9,9), 4-6 %-ный раствор хлоркалия – остальное.

На первом этапе производились исследования прочности на изгиб механическим способом на установке 2035 П-05. В дальнейшем исследование прочности цементного камня проводилось ультразвуковым методом.

Графическое изменение прочности во времени показано на рисунке 5.

3,3,3,3,2,2,2,2,0 5 10 15 20 25 Время твердения, сут бездобавочный; бездобавочный солевой;

облегченный; облегченный солевой Рисунок 5 – Изменение прочности образцов цементного камня при твердении Прочность, МПа Таким образом, использование в качестве жидкости затворения 4-%-го раствора хлоркалий-электролита позволяет увеличить прочность на изгиб цементного камня на ранней стадии твердения на 5-10 % для бездобавочного цементного раствора, а также на 10-15 % для облегченного раствора, содержащего алюмосиликатные микросферы. На состав получен патент РФ № 2250984.

При помощи рентгеноструктурного (рентгенофазового) анализа проведены исследования качественного и количественного минералогического и фазового состава продуктов твердения тампонажного камня.

Экспертный анализ показал, что присутствие в составе комплексной соли: катионов K+, Na+, Ca++, Mg++ ускоряет кинетику структурообразования за счет увеличения интенсивности образующихся связей, уплотнения продуктов гидратации на поверхности формирующихся центров кристаллизации. При этом повышенная щелочность среды хлоркалия-электролита способствует формированию дополнительных соединений типа общехлоридов кальция и гидрохлоралюминатов, которые увеличивают прочность тампонажного камня на ранней стадии твердения. Анализ рентгенограмм (рисунок 6) показывает лучшую закристаллизованность основных гидросиликатных фаз и соединений в составе тампонажного камня на более ранней стадии твердения и указывает на наличие новых соединений.

ZK 4-ZK 2-Рисунок 6 – Дифрактограммы ZK1-27, ZK2-27, ZK4-27 – образцы бездобавочного цементного камня (ПЦT-IZK 1-50); с добавкой АСМ и с добавкой АСМ затворенного в солевом растворе после 27 суток твердения соответственно

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Предложен новый подход к разработке составов технологических жидкостей для бурения и ремонта скважин, включающий определение поверхностного натяжения на границе раздела фаз «фильтрат-порода» с последующим определением ингибирующего эффекта на реальном керновом материале.

2. Исследовано влияние поверхностно-активных свойств технологических жидкостей, в результате которого восстановление проницаемости низкопроницаемых пород коллекторов составило более 80 %.

3. Разработаны следующие новые составы технологических жидкостей для бурения, освоения и ремонта скважин:

- гидрогель-магниевый и солевой биополимерный растворы для бурения скважин, жидкость для глушения и растепления газовых скважин на основе хлоркалий-электролита;

3CaO·Al O ·CaCO ·12H O – 7,CAH – 2,C S – 3,C SH – 2,С S – 2,C S – 2,C SH – 2,SiO – 4,Al O ·2SiO ·2H O – 3,C SH – 3,C S – 3,гидрослюда – 9,C SH – 2,C SH – 3,CaO – 2,С S – 2,C SH – 2,C S – 2,C SH – 3,С A – 4,C AF – 3,C SH – 2,Al O ·2SiO ·2H O – 7,CaO – 2,С S – 3,CaO – 2,CaO·Al O – 5,CaSO – 3,C SH – 4,С S – 2,- гидрофобизирующий раствор для бурения скважин на основе фурфурилового спирта;

- полимерглинистый раствор для бурения скважин и жидкость глушения газовых и газоконденсатных скважин на основе реагентов марки «Праестол».

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»