WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

Наилучшая из применяемых на практике перфорационная жидкость с аминированным хлористым натрием (АХН), включающая улучшающие добавки аминов – 4…7% и щёлочи – до 1%, тем не менее уступает аналогичной по концентрации обработке NaCl всего с 0,3% ГИПХ-3. Только при насыщении растворов показатели «И» выравниваются, но по величине поверхностного натяжения обработки с ГИПХ-3 значительно эффективнее.

Это указывает на высокий уровень многофункциональных модифицирующих добавок – КПАВ.

Исследования отстоя суспензии из непрогидратированного глинопорошка в растворах неорганических солей NaCl, KCl, CaCl2, MgCl2 плотностью 1100 кг/м3 подтвердили, что максимальные ингибирующие и коагулирующие свойства проявляет KCl. Последний интенсифицирует процессы ингибирования и коагулирования и при совместных обработках с другими солями. Но степень и интенсивность осветления в композициях солей не достигает величин для раствора KСl. Реагенты ИВВ-1 и ГИПХ-6Б также позволяют дополнительно повысить ингибирующие и коагулирующие свойства как в монорастворах, так и в их композициях с KCl, причём первый эффективнее на ранней стадии опыта, а второй - в более позднее время. Наивысшая степень комплексного показателя (77%) получена в составе 0,1% ИВВ-1+КCl. В отличие от КПАВ гидрофобизатор ГКЖ-10 на ранней стадии, вследствие высокой щёлочности, выступает как пептизатор и замедляет осветление, а в последующем в зависимости от катиона электролитов разрыв уменьшает (в MgCl2 и CaCl2), выравнивает (в KCl) или превосходит (в NaCl) по величине ингибирования эти соли. Следовательно, предложенный усовершенствованный экспресс-метод позволяет проследить проявление комплекса свойств реагентов от пептизирующих, повышающих седиментационную устойчивость, до ингибирующих наряду с коагулирующими, ускоряющих седиментацию, в различные периоды их взаимодействия с глинистыми частицами.

Исследования увлажнения глин по методу ВНИИКРнефть, в частности текущей скорости увлажнения («V») спрессованных образцов глин, показали, что, несмотря на высокие ингибирующие свойства по другим методикам концентрированных растворов NaCl и NaCl + KCl, образцы глин в них развалились в течение первого часа. А в пресных растворах полимеров, КПАВ и их композиций с теми же солями образцы сохранили форму.

Пресные растворы с 2% водорастворимого ИВВ-1 показали результат («V» = 10,6%/ч), соизмеримый с капсулирующим действием высокополимерного реагента ACCOTROL 0,5%-й концентрации («V» = 9,2%/ч). Также добавка 2% ИВВ-1 в насыщенный раствор NaCl («V»=3,5%/ч) позволяет заменить защитный полимер Finnfix почти аналогичной концентрации. Введение ИВВ-1 в композиции солей (NaCl, KCl, MgCl2) и КМЦ дополнительно уменьшает скорость увлажнения до минимально полученных величин –2,2…2,4%/ч.

Таким образом, КПАВ по всем исследованным методикам проявляют высокие качественные показатели на уровне лучших ингибиторов с различным механизмом действия, в то же время всегда усиливают положительное действие традиционных реагентов в совместных составах.

Исследования фазовых проницаемостей воды и керосина на насыпных песчаных моделях показали, что в изначально насыщенном углеводородом образце после прокачивания порции воды произошло замедление объемной скорости фильтрации керосина в раз. А при последующем промыве водой её скорость фильтрации снизилась в 1,6 раза. В аналогичном эксперименте, но с добавкой в воду 1% водорастворимого ИВВ-1 скорость фильтрации керосина снизилась только в 3 раза, а скорость фильтрации воды уменьшилась в 3,2 раза. Следовательно, скорость фильтрации углеводородной жидкости выросла в 6,раза, что часто происходит при применении всех видов ПАВ и одновременно скорость фильтрации воды снизилась в 2 раза, а это нетипично для водорастворимых ПАВ. Эти положительные свойства данного КПАВ проявились вследствие гидрофобизации поверхности при специфической адсорбции, описанной ранее (во 2 главе).

В другой серии экспериментов производили фильтрацию уже через предварительно насыщенную водой песчаную модель. Исследовались пресные и солевые растворы, но с водоуглеводородорастворимым ИВВ-1 широкой фракции. Максимальное замедление объемной скорости фильтрации воды наблюдалось при содержании 1% ИВВ-1 в пресной воде, а наибольшее ускорение фильтрации керосина – при 1,5% ИВВ-1. Добавка водоуглево- дородорастворимого КПАВ в раствор CaCl2 и NaCl в десятки раз повышает скорость фильтрации керосина, а также на десятки процентов и кратно замедляет скорость фильтрации воды. Наилучшие показатели при высоком содержании соли в растворе плотностью 1180 кг/м3 получены в составе NaCl +1% ИВВ-1. Скорость фильтрации воды уменьшилась в 3 раза, а керосина выросла в 88 раз. Следовательно, КПАВ, одновременно растворимые в воде и углеводородах, способны проявить высокие гидрофобные свойства независимо от изначальной смачиваемости коллектора полярной или слабополярной жидкостью.

В качестве жидкостей гидроперфорации исследовались полимерные, пресные и минерализованные глинистые суспензии, а также промывочные растворы после бурения скважин. Так как все они имеют недостаточные ингибирующие и гидрофобизирующие свойства, предусматривалось повышение этих свойств традиционными реагентами НТФ и ГКЖ, а также предлагаемыми нами ГИПХ-3 и ИВВ-1.

Гидроперфорация обсадной трубы показала, что относительная скорость резки на приготовленной суспензии из бентонита с содержанием твердых веществ (ТВ-песка и пр.) до 0,05% с увеличением количества глинистой фазы ГФ – от 4 до 10% повышается и удовлетворительно аппроксимируется прямой. При наличии кавитационных явлений скорость гидроперфорации обсадной трубы примерно на 25% выше. Скорость гидравлической резки с удлиненной насадкой примерно на одну треть выше, чем при серийной короткой. Диаметр размытого входного отверстия в обсадной трубе в 2,9…3,8 раза больше диаметров насадков (5,2 и 9 мм) гидроперфоратора. Опыты показали, что полимерные растворы не обладают достаточной режущей способностью; так, за 85 мин воздействия на трубе были отмечены только следы.

Наилучшие стендовые результаты получены при гидроперфорации на буровом растворе, даже небольшой плотности – 1120 кг/м3, с количеством ГФ=17% и ТВ=0,9%, отобранном после бурения и обработанном катионным ПАВ. Необходимое время около минут гидроперфорации на ЕГР оказалось по прогнозным оценкам кратно (примерно, в 3,раза) меньшим, чем на растворах, приготовленных из глинопорошков с эквивалентным содержанием ГФ, но при ТВ<0,05%. Следовательно для эффективного проведения ГП важно учитывать не только количество ГФ, но и то, что их отличает, а именно, присутствие ТВ, находящихся для промывочных растворов Западной Сибири обычно в пределах 0,5…2,0%.

Замечено, что отечественные насосные агрегаты удовлетворительно работают до концентрации КПАВ в глинистых растворах, не превышающей 0,05…0,07%. Далее наряду с усилением аэрации и вспенивания раствора возникают биения в насосах.

Разработанные нами конструкции гидроперфораторов ССГ-1, ССГ-2 и ПГУ-118 выполнены в секционном исполнении с новыми функциональными узлами, главный из которых фиксатор. Отличительной особенностью является то, что фиксатор изготовлен в маслонаполненном исполнении. Выдвижные штоки фиксатора подпружинены и срабатывают под действием разности давлений в трубном и затрубном пространствах НКТ. Фиксирование гидромониторов перфоратора в рабочем режиме позволяет сократить время точечного воздействия высокоскоростной струи на перфорационный канал и увеличить длительность разрушающего воздействия по оси струи. ПГУ-118 дополнительно снабжен циркуляционным и опрессовочным клапанами для облегчения условий работы бригады и предупреждения неконтролируемого размыва НКТ.

В пятой главе приведены результаты промышленных испытаний КПАВ в составе технологических жидкостей при бурении и перфорации для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, в том числе при гидроперфорации скважин.

Отметим характерные и принципиальные моменты внедрения, указывающие на повышение эффективности промысловых работ.

При обработке буровых растворов водоуглеводородорастворимым ГИПХ-3 в количествах 0,1…0,3% структурно-реологические показатели существенно не изменялись, но происходило уменьшение плотности от исходных 1155…1230 кг/м3 до 1110…1167 кг/м3 и содержания коллоидной фазы – от 1,98…2,91% до требуемых величин Ск = 1,49…1,90%.

В результате в сочетании с другими эффектами КПАВ при высокооборотном режиме турбинного бурения увеличились проходка на долото (hд) на 55% и механическая скорость бурения (Vм) на 18%, а при использовании низкооборотных долот и высокомоментных забойных двигателей показатели увеличились hд - на 22…42% и Vм - на 28…79%. Применение реагента ГИПХ-3 на 12 скважинах Ноябрьского региона при глубинах более 2500 м, т.е. на протяжении 1…3 долблений уже привело к снижению себестоимости 1 м проходки, примерно на 0,5…1,5% в ценах 1989 г. А экономический эффект от применения ГИПХ-на 13 скважинах Когалымского нефтегазового региона только в результате улучшения показателей бурения составил в среднем 4 тыс.руб. на 1 скв. в ценах 1990 г.

Ингибирующая способность фильтратов буровых растворов при традиционных видах химобработки варьировалась в пределах 63,2…72,2%, а после введения ГИПХ-3 улучшилась – «И» = 76,3 …87,9%. Также происходило благоприятное снижение показателя «У» на 31…41%, а фильтров уменьшилось от 25,1…27,5 мН/м до 10…14 мН/м. В итоге фактические дебиты при освоении были равными или выше плановых на величины до 49%. Удельные дебиты экспериментальных скважин оказались на уровне лучших базовых, а порой в 1,5…1,7 раза выше. Сроки освоения на опытных скважинах были иногда до 2…раз меньше, чем на базовых.

Обработка бурового раствора водорастворимым ИВВ-1 в количествах 0,1…0,2% при отсутствии механических средств очистки в геологоразведке привела к желаемому снижению количества Ск до значений 1,6…1,8%, фильтров понизилось примерно на 30% и составило 11,6…13,0 мН/м, показатели «И» достигали максимальных величин 91,8…93,8%.

Как следствие, при первичном вскрытии на модифицированном растворе и вторичном вскрытии на солевом растворе с 0,3%ИВВ-1 удельные дебиты на экспериментальных скважинах по осредненным данным были почти в 1,8 раз выше, чем на базовых скважинах.

Комплексные работы на 3 скважинах Суторминского месторождения по применению углеводородорастворимого СНПХ-6012 0,3%-й концентрации в промывочной и перфорационной жидкости совместно с использованием двухсоплового вихревого кольмататора (пат. 2049903) при первичном вскрытии дали максимальный положительный эффект.

Так, удельные дебиты нефти в первые месяцы эксплуатации на опытных скважинах в раза превысили значения по базовым скважинам. Обводненность продукции к концу первого полугодия на базовых скважинах порой достигала три четверти от дебита нефти, а на опытных скважинах вода отсутствовала. Увеличение затрат на строительство скважины произошло на 1,5…2,0% (1 млн руб.в ценах 1993 г.), а дополнительная добыча нефти лишь только за первый месяц эксплуатации составила в среднем 135 т нефти на 1 скв.

на сумму 2,7 млн руб.

Обработка бурового раствора реагентом СНПХ-6012 позволила уменьшить коэффициент кавернозности (Кк) ствола скважин от 1,3 на базовых до 1,0…1,1 на опытных скважинах Муравленковского месторождения, а на Суторминском совместно с вихревым кольмататором ствол остался номинального диаметра (Кк = 1,0), что и подтвердилось выходом избытка (до 15…20 м3) тампонажного раствора при цементировании обсадных колонн. Также уменьшилась липкость глинистой корки до значений, близких к нулевым показателям коэффициента трения корки с металлом.

Точечная гидроперфорация на естественном буровом растворе нормальной плотности, обработанном КПАВ, после РИР и первичная сразу после крепления при близком (от до 1 м) расположении водоносных горизонтов позволила успешно снизить обводненность продукции скважин наполовину или вплоть до получения безводной нефти со сравнительно высокими дебитами. Несмотря на то, что затраты на перфорацию пласта мощностью в 10 м кумулятивным методом примерно на 20% меньше, чем на гидроперфорацию, последняя исключала проведения РИР по борьбе с водопритоком, тогда как после прострелочновзрывных работ, как правило, проводили РИР. При этом стоимость РИР более чем в 4,раза превышала затраты на кумулятивную перфорацию.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Обосновано применение катионных ПАВ в качестве ингибирующих, флокулирующих, гидрофобизирующих и поверхностно-активных добавок в технологические растворы на водной основе для вскрытия полимиктовых коллекторов.

2. Экспериментально установлен механизм флокулирования твердой фазы глинистых растворов катионными ПАВ, и на его основе описаны характерные моменты процессов конгломерации в зависимости от их концентрации, растворимости в воде и углеводородной жидкости, методов обработки и дополнительных условий (температуры, разбавления водой).

3. Уточнен механизм адсорбции водорастворимых фракций катионных ПАВ на отрицательно заряженной поверхности, смоченной неполярной жидкостью, указаны пути проникновения последних в пространство между слоем углеводорода и твердой подложкой для последующей гидрофобизации поверхности.

4. Выявлено и объяснено влияние катионных ПАВ на технологические процессы бурения скважин, в частности: на увеличение скоростных показателей бурения за счет регулирования содержания твердой фазы раствора и гидрофобных эффектов, смену прежней глинистой корки на упрочненную и менее проницаемую гидрофобную, улучшение фрикционных свойств в контактных зонах «бурильная колонна – обновленная глинистая корка» при сов- местном применении с углеводородной смазочной добавкой, уменьшение толщины и проницаемости кольматационного экрана в горной породе сфлокулированными частицами глины.

5. Показана возможность применения седиментационно устойчивых неутяжеленных глинистых растворов, модифицированных катионными ПАВ, при гидроперфорации скважин и разработаны конструкции гидроперфораторов для точечного формирования каналов с повышенными надежностью, эффективностью и функциональными способностями.

6. Разработанные модифицированные растворы, технологии и устройства прошли успешные испытания на месторождениях Западной Сибири, причем для ускоренного отделения избытка твердой фазы из глинистого раствора и достаточного улучшения ингибирующих, поверхностно-активных и гидрофобных свойств фильтратов рекомендуется использовать водонефтерастворимые КПАВ (ГИПХ-3) для достижения максимальных ингибирующих и поверхностно-активных свойств фильтратов - водорастворимые КПАВ (ИВВ-1), а для получения эффекта в основном за счет гидрофобизации – углеводородорастворимые КПАВ (СНПХ-6012).

Основные положения диссертации опубликованы в 63 научных трудах, в том числе в следующих основных печатных работах:

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |






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