WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

Таким образом, выявлены следующие основные задачи, решение которых будет способствовать обеспечению сохранности естественных коллекторских свойств продуктивных пластов. Это: а) создание рецептур буровых растворов, обеспечивающих сохранение продуктивности коллекторов близкой к естественной, природной; б) разработка технологии вскрытия продуктивных коллекторов с аномальными давлениями; в) обоснование рекомендаций по технологии крепления скважин, обеспечивающих снижение негативного действие фильтрата цементного раствора; г) создание рецептур перфорационных жидкостей и жидкостей глушения на основе разработанных буровых растворов.

Во втором разделе представлен анализ, результатов опубликованных экспериментальных исследований в области технологий и технических средств по сохранности естественных ФЕС коллекторов.

Исследования в области разработки технических и технологических решений по снижению отрицательного воздействия буровых растворов на фильтрационные свойства пластов-коллекторов проводили: Р.А.Абдуллин, Б.А.Андресон, Р.К.Андерсон, У.М.Байков, О.Н.Балаева, Г.П.Бочкарев, И.Ю.Быков, Э.Х.Векилов, В.В.Грешишин, А.С.Гуменюк, Т.И.Гусейнов, М.М.Дорош, И.П.Елманов, И.А.Жданов, Г.С.Кисельман, И.В.Косаревич.

Н.И.Крысин, В.А.Левшин, В.И.Матицын, В.П.Овчинников, В.И.Рябченко.

А.С.Сатаев, И.В. Стрелецкий, Н.И.Фосенко, В.Ю.Шеметов, В.А. Шишов, L.Astrella, R.C.Churchwell, G.E.Dawies, D.A.Mead, D.B.Grames, A.Hinds, C.B.Powter, C.T.Stillwell, G.A/Webster, P.K.Zimmerman и другие.

ПЗП формируется с начала первичного вскрытия коллектора, когда происходит процесс формирования фильтрационной корки и оказывает наиболее значимое влияние на ФЕС коллектора. Учитывая фактор времени, за которое система приходит в равновесие, можно утверждать, что основное время формирование ПЗП, от нескольких часов до 7 – 10 суток, приходится на процесс бурения скважины и все технологические операции с ним связанные.

Именно в это время происходят необратимые процессы снижения ФЕС.

Решение задачи обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов предложено разработкой рецептур буровых растворов с низкими показателями фильтрации; малопроницаемыми фильтрационными корками; при условии неизбежного проникновения в поры коллектора фильтрата последний не должен способствовать снижению его проницаемости, а на начальной стадии формирования ПЗП блокировать дальнейшее поступление в коллектор фильтрата или твёрдой фазы.

Для геологических условий рассматриваемых месторождений обосновано применение полисахаридного реагента, ингибитора набухания глинистых включений и стабилизатора работы полисахаридного реагента.

Для регулирования реологических и тиксотропных свойств бурового раствора были выбраны реагенты КМК, Fito-РК, ПС, сульфацелл.

В качестве стабилизатора и ингибитора, глинистых сланцев использовались формиаты натрия, кальция. Они обладают большей растворимостью, чем хлориды натрия, кальция и калия и менее токсичны, чем соли брома, цинка или фтора, имеют невысокую стоимость.

При необходимости ввода твёрдой фазы, обосновано, в качестве наполнителя применение мраморной крошки.

Физико-химические свойства буровых растворов и их фильтратов определяли по стандартным методикам.

Исследования по оценке глубины кольматации пласта и коэффициента восстановления коллекторских свойств пласта проводили в соответствии с “Методикой исследования глубины кольматации призабойной зоны пласта, в результате бурения” ВНИГНИ. Исследования проводились на установкетестере реакции пород фирмы “Chandler Еngineering", которая позволяет моделировать пластовые условия и вести автоматическую запись процесса прохождения фильтрата бурового раствора через образец горных пород и восстановления проницаемости на различных режимах. При проведении исследования использовались рекомендации методического руководства по исследованию свойств пород - коллекторов ВНИГНИ. Образцы подготовлены из кернового материала коллекторов Уренгойского и Ямбургского месторождений.

Методика исследования заключалась в следующем. Все цилиндрические образцы были проэкстрагированы. Затем была скомпонована сборная модель пласта из образцов диаметром 0,03 м и высотой по 0,035 м общей длинной 0,3186 м., которая насыщалась керосином с формированием начальной насыщенности, имитирующий пластовый флюид в условиях, соответствующих пластовым. Через сборную модель пласта было осуществлено замещение керосина фильтратами буровых растворов. Фильтраты были отобраны через фильтрационную корку, образовавшейся при использовании выше названных буровых растворов.

Для моделирования процесса кольматации призабойной зоны пласта модель коллектора была оставлена в термобарических условиях, соответствующих пластовым на несколько суток -3, 5, 7, 10.

На вход сборной модели подавали керосин при расчётном перепаде давления соответствующего возможной депрессии в пластовых условиях. На конечной стадии фильтрации отбирались пробы фильтруемой жидкости через образец. Изменение фазовой проницаемости по керосину каждого образца определяли фильтрацией в обратном направлении.

Обработка результатов экспериментальных исследований осуществлялась методами математической статистики с использованием компьютерных программ Statistica W/6.0, Microsoft Excel 7.0.

В третьем разделе приводятся результаты экспериментальных исследований физико-механических свойств, разработанных составов буровых растворов и их влияние на ФЕС пластов (таблица 2). В качестве входных параметров принимались: Х1 – концентрация полимера, %; Х2 – концентрация формиата натрия, %; Х3 – концентрация наполнителя, %. Выходными параметрами Y являлись плотность, кг/м3; водоотдача, см3/30 мин;

динамическое напряжение сдвига (ДНС), дПа. По полученным результатам, обработанным с использованием компьютерной программы Statistica W/6.0, построены графики и уравнения регрессии на рисунках 1 и 2.

Z=-31,495+0,358*x+12,498*y 2, 5, 7, 10, 12, 15, 17, 20, 22, 25, above Рисунок 1 - Изменение водоотдачи бурового раствора от концентраций формиата натрия и сульфацелла.

Z=-4,298+0,037*x+2,191*y 3, 3, 3, 4, 4, 4, 5, 5, 5, 6, above Рисунок 2 – Изменение водоотдачи бурового раствора от концентраций формиата натрия и карбоксилметилкрахмала (КМК) Из рисунков 1 и 2 видно, что в качестве структурообразующего компонента влияющего на снижение водоотдачи предлагаемых буровых растворов, предпочтительнее использовать КМК. Также, были разработаны рецептуры растворов с содержанием реагентов ПС и Fito-РК (таблица 2).

Таблица 2 - Рекомендуемые составы и параметры буровых растворов для вскрытия продуктивных пластов Состав бурового раствора Параметры 1. Солестойкий буровой раствор, включающий Плотность, кг/м3 1050 -1400;

формиат натрия 9 – 45 %; мраморный порошок Водоотдача, см3/30 мин 1-5;

0 - 10 %; полимер Fito-PK 1- 5 %; техническая ДНС, дПа 48-150;

вода 46 – 87 % Пластическая вязкость, мПа·с 25 – 2. Высокоминерализованный безглинистый буро- Плотность, кг/м3 – 1100 – вой раствор включающий формиат натрия 9 – 1300; Водоотдача, см3/30 мин 30 % мраморный порошок 0-12 %; сульфацелл до – 1-7 ДНС, дПа – 70 - 3 %; пеногаситель МАС 200 растворённый в Пластическая вязкость, дизтопливе масс.%, МАС 200 0,2 – 0,4 %; мПа·с – 25 – техническая вода 3. Буровой раствор с содержанием формиата Плотность, кг/м3 1050 – 1230;

натрия, включающий формиат натрия 9 – 33 %; Водоотдача, см3/30 мин 2-3;

ПС 1-3 %; пеногаситель МАС 200 растворённый в ДНС, дПа 25 – 38;

дизельном топливе в соотношении 1: 20, МАС 200 Пластическая вязкость, мПа·с 20 -0,1- 0,3 % техническая вода остальное 4. Безглинистый буровой раствор для вскрытия Плотность, кг/м3 1050 – 1450;

зон с АВПД включающий формиат натрия 13 – Водоотдача, см3/30 мин 2 – 44 %; КМК до 5 %; мраморный порошок до 14 4; ДНС, дПа 80 – 140;

%; пеногаситель МАС 200 растворённый в Пластическая вязкость, мПа·с - 30-дизельном топливе 0,1- 0,3 %; техническая вода остальное Получены результаты исследования влияния фильтратов на ФЕС коллекторов. Для чистоты эксперимента использовались образцы с одинаковыми ФЕС. Установлено: у образцов с высокой абсолютной проницаемостью, значение коэффициента восстановления проницаемости, после воздействия фильтратом, одинаково высокое; для субколлекторов во всех опытах образовывалась блокада при проникновении фильтрата, поэтому важное значение в этих случаях имеет качество фильтрационной корки.

Влияние фильтратов, исследованных растворов на изменение проницаемости представлено на рисунке 3.

1,1,0,0,0,0,1 2 3 4 5 6 7 8 9 Время прокачивания, ч Фильтрат с формиатом натрия Пресный фильтрат Рисунок 3 – Изменение проницаемости образцов породы при прокачивании фильтратов буровых растворов Из рисунка 3 видно, что после воздействия фильтратом формиата натрия, остаточная проницаемость образцов пород выше по сравнению с пресным фильтратом на 20 %.

Низкие показатели фильтрации фильтрата раствора с содержанием формиата натрия можно объяснить тем, что на поверхности испытуемого образца образовывалась плотная, высоковязкая, как резина плёнка, образованная полисахаридами, а при прокачивании в обратном направлении она отслаивалась.

Проницаемость, мкм В результате исследований установлено, что растворы на водной основе с содержанием формиата натрия: а) обеспечивают устойчивость к деструкции полисахаридов при проникновении в ПЗП, от начала первичного вскрытия до начала освоения скважины, создают дополнительную защиту от проникновения фильтрата в коллектор и не требуют обработки деструкторизатором и бактерицидами; б) восстановление проницаемости, после воздействия на модель пласта, выше по сравнению с воздействием фильтратами растворов солей NaCl, CaCl2 и пресного фильтрата; в) оказывают меньшее химическое воздействие на окружающую среду и коррозию бурового оборудования; г) в сочетании с карбонатом кальция разной степени дисперсности и полисахарида в качестве регулятора реологических свойств, образовывают плотную, низкопроницаемую фильтрационную корку и не допускают проникновение фильтрата в пласт; д) имеют регулируемые реологические и тиксотропные свойства, стабильные параметры в условиях высоких температур и давления; е) имеют невысокую стоимость, сочетаются с большинством широко применяемыми в бурении реагентами. Рекомендуемые составы рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных залежей представлены в таблице 2.

В четвёртом разделе обосновано применение разработанных технических средств, обеспечивающих снижение гидродинамических нагрузок в скважине.

На основании многочисленных исследований А.П. Меркулова, А.С. Монина, А.М. Яглом и др. в области гидродинамики, моделирования процессов возникновения вихревых потоков, предложен элемент бурильной колонны - центратор-турбулизатор шаровой (ЦТШ) (рисунок 3 а, б), при применении которого обеспечивается центрование бурильной колонны, относительно условной центральной оси скважины.

ЦТШ позволяет сохранять устойчивость бурильной колонны, стенки скважины, глинистой корки, траекторию ствола скважины, улучшает вынос шлама на поверхность, за счёт турбулизации потока жидкости по всему стволу скважины, помогает исключить недоработку долота из-за недогрузки и, соответственно, улучшает технико-зкономические показатели бурения.

Устанавливается на замки бурильных труб.

1 –Корпус 2- Лопасть 3 - Шар а) вид сверху б) вид сбоку Рис. 3– Центратор-турбулизатор шаровой (Патент РФ №2255198) Для снижения воздействия динамических нагрузок, возникающих в результате повышения «жёсткости» компоновки бурильного инструмента, в комплексе с центраторами-турбулизаторами шаровыми рационально использовать гидромеханический амортизатор рисунок 4.

1-Корпус амортизатора 2-Гидравлическая камера 3-Нижняя частью корпуса амортизатора 4-Гайка 5-Амортизирующие элементы 6-Вал 7-Поршень 8-Металлические кольца 9- Гидропротоки 10,11-Сальники 12- Шлицевое соединение Рис. 4 – Гидромеханический амортизатор - ГМА (Патент РФ №2255197) Его использование позволяет значительно повысить стойкость опор и вооружения долота, обеспечивает плавную передачу нагрузки на долото и повышает надёжность работы забойного двигателя, УБТ или ЛБТ.

Устанавливается в составе компоновки низа бурильной колонны (КНБК), как между долотом или калибратором (стабилизатором) и забойным двигателем, так и между забойным двигателем и УБТ.

В пятом разделе описана технология приготовления и применения перфорационных жидкостей и жидкостей глушения, обеспечивающая сохранность ФЕС коллекторов, приведены результаты опытно-промышленного внедрения.

Безглинистый минерализованный раствор с содержанием формиата натрия рекомендован к использованию и в качестве жидкости глушения скважины. При этом восполнение массы удалённой твёрдой фазы можно достичь увеличением концентрации растворённого формиата натрия или добавлением хлорида кальция, бромида кальция с бромидом цинка с плотностью до 2200 кг/м3.

Технология приготовления и применения данной жидкости, подобна технологии приготовления и применения безглинистого минерализованного раствора с содержанием формиата натрия для первичного вскрытия продуктивных коллекторов. Безглинистый минерализованный раствор, очищается от твёрдой фазы и используется в качестве перфорационной жидкости и жидкости глушения, что даёт преимущества во времени приготовления, так как очистку от твёрдой фазы можно произвести на буровой с помощью центрифуги или гидроциклонов, а для тонкой очистки специальными сетчатыми фильтрами.

Для высокопроницаемых коллекторов целесообразно оставить в составе раствора карбонат кальция (мел) или заменить на карбонат железа (сидерит), что в случае образования широких, глубоких и вертикальных трещин при перфорации, не допустит глубокого проникновения жидкости глушения в коллектор, а так же сообщения с выше или нижележащими водонасыщенными пластами. Данные наполнители являются кислоторастворимыми и при целевой обработке пласта удаляются полностью.

Результаты опытно-промышленного внедрения, сравнение которых производилось по показателю отношения продуктивностей (ОП), представлены в таблице 3.

Pages:     | 1 || 3 |






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