WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

САЛТЫКОВ ВЛАДИМИР ВАЛЕНТИНОВИЧ

ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА ВСКРЫТИЯ ВЫСОКОГЛИНИСТЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА БИОПОЛИМЕРСОЛЕВЫМИ РАСТВОРАМИ

Специальность 25.00.15-05 – Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Тюмень – 2008

Работа выполнена в научно-исследовательском и проектном институте технологий строительства скважин (НИПИ ТСС) при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (ТюмГНГУ)

Научный консультант  – доктор технических наук, профессор

Овчинников Василий Павлович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Кузнецов Владимир Григорьевич

- доктор технических наук, профессор

Зозуля Виктор Павлович

- доктор технических наук, профессор

Нанивский Евстахий Михайлович

Ведущая организация  - Общество с ограниченной ответственностью «Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий» (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Защита состоится 17 апреля 2008 г. в 9.00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.273.01 при ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. 50 лет Октября, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотечно-информационном центре ТюмГНГУ по адресу: 625039, г. Тюмень, ул. Мельникайте, 72 а, каб. 32.

Автореферат разослан ___________ 2008 г.

Ученый секретарь 

диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор                                        Г.П. Зозуля

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Значительный период разработки многих, крупных месторождений нефти и газа, определяющих в свое время топливно-экономическую политику страны, привел к значительным изменениям  геолого-технологических условий строительства и эксплуатации скважин.

Западно-Сибирский нефтегазоносный комплекс занимал и сегодня занимает одно из ведущих мест в добычи нефти и газа. Так только запасы газа в отложениях сеномана Большого Уренгоя составляют по категории В более 3 ⋅ 106 млн м3, а по категории С 5 ⋅ 106 млн м3. Большие перспективы связывают с освоением  и разработкой коллекторов Ачимовской и Тюменской свит, запасы которых превышают запасы сеноманского и неокомского комплексов вместе взятые. Тем не менее, доля «старых», разрабатываемых сегодня месторождений в регионе ежегодно увеличивается, также как и в целом по стране. Отмечается увеличение трудноизвлекаемых запасов – по Башкортостану и Татарстану до 80 % от остаточных извлекаемых, около 50 % по Западной Сибири. Снижаются дебиты скважин – у каждой второй скважины коллекторские свойства снижены вдвое, у каждой десятой примерно на 90 %. Скважины с производительностью 2-3 т/сут работают на грани рентабельности.

По газовым месторождениям картина не лучше. Выработка запасов, например, на Медвежьем газоконденсатном месторождении составляет 77 %, пластовое давление снизилось с 11,7 МПа до 3 МПа и ниже.

Истощение активных запасов углеводородов на разрабатываемых месторождениях, сложность геолого-технологических условий освоения вновь вводимых в разработку залежей требует постоянного совершенствования и создания новых технологий, технических средств с целью максимального использования потенциальных возможностей каждой скважины, каждого продуктивного объекта.

Реализация изложенного не возможна без выявления причинно-следственных связей между параметрами процесса бурения скважины и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) вскрываемых продуктивных пластов. Многочисленными исследованиями Российских и зарубежных ученых (О.К. Ангелопуло, Б.А. Андерсон, Г.А. Бабалян, В.С. Баранов, В.Д. Городнов, Г.С. Кисельман, Э.К. Кистер, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов, Н.И. Крысин, Я.М. Курбанов, М.И. Липкес, У.Д. Мамаджанов, В.И. Матицин, В.П. Овчинников, А.И. Пеньков, В.Н. Поляков, П.А. Ребиндер, В.И. Рябченко, Р.И. Мищенко, L. Astell, R. Churchwell, G. Dawies, D. Grames, A. Hinds, G. Webster, P. Zimmerman и другие) установлено, что наиболее значимое влияние на ФЕС коллекторов, представленных терригенными отложениями с большим содержанием глинистых включений оказывает тип применяемой промывочной жидкости и показатели ее физико-механических свойств.

Созданы и широко внедрены буровые растворы различных типов, с различными соотношениями и видами добавок, реагентов и т.д.

Несмотря на это проблема обеспечения качества вскрытия продуктивных пластов и сегодня остается актуальной. Фактическая производительность скважин не отвечает потенциальным возможностям пласта, увеличивается число используемых методов интенсификации притока пластового флюида в скважину.

Цель работы

Обеспечение максимально возможной сохранности естественных фильтрационно-емкостных свойств коллекторов нефти и газа терригенного типа, с большим содержанием глинистого материала, с широким пределом варьирования термобарических условий.

Основные задачи исследований

  1. Обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области решения проблемы обеспечения сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов с аномально низкими и аномально высокими пластовыми давлениями.
  2. Разработка теоретических предпосылок к созданию, совершенствованию технологий, технических средств для вскрытия коллекторов нефти и газа применительно к месторождениям Западной Сибири.
  3. Исследования физико-механических свойств промывочных жидкостей на полимерной основе с малым содержанием твердой фазы.
  4. Теоретическое обоснование выбора компонентов  буровых растворов, способствующих повышению их ингибирующих свойств, снижению показателя фильтратоотдачи.
  5. Разработка рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных горизонтов с широким диапазоном градиентов пластовых давлений.
  6. Опытно-промышленное внедрение разработанных технологий, технических средств. Обобщение и анализ их результатов, разработка нормативной документации.

Научная новизна диссертационной работы

    • научно обоснована и экспериментально подтверждена методология снижения объема фильтрата, поступающего в пласт;
    • дано теоретическое обоснование к выбору и применению реагентов для управления фильтрационными свойствами промывочных жидкостей;
    • развито направление эффективного применения технологии управляемой кольматации и специальных технологических жидкостей для обеспечения сохранности фильтрационно-емкостных свойств тиррегенных коллекторов;
    • разработаны и внедрены при вскрытии продуктивных горизонтов рецептуры биополимерсолевых буровых растворов и объяснены процессы пониженных их фильтрационных показателей.

Практическая ценность и реализация

По результатам теоретических и экспериментальных исследований внедрены для месторождений Западной Сибири разработаны  и внедрены рецептуры промывочных жидкостей на биополимерсолевой основе с малым содержанием твердой фазы для условий аномально низких, нормальных и высоких пластовых давлений. Их внедрение способствовало сокращению сроков освоения и ввода в эксплуатацию скважин, повышению их начальной производительности (в среднем на 23 %). Экономический эффект составил порядка 360 миллионов рублей в год.

Отдельные результаты исследований включены в рабочие программы дисциплин «Вскрытие и разобщение продуктивных горизонтов», «Буровые и тампонажные растворы», используются в ТюмГНГУ при проведении лекционных занятий для подготовки специалистов нефтегазового направления.

Апробация результатов исследований

Основные результаты, изложенные в диссертационной работе, докладывались на: ежегодных семинарах кафедры «Бурения нефтяных и газовых скважин» Тюменского государственного нефтегазового университета (1998-2001 гг.); научно-практической конференции «Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (ОАО «Роснефть-Термнефть», 1999 г.); Всероссийской научно-практической конференции «Критерии оценки нефтегазоносности ниже  промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ» (Пермь, 2000 г.); второй Всероссийской научно-технической конференции «Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий» (Тюмень, 2000 г.); Всероссийской научно-технической конференции «Проблемы совершенствования  технологий строительства скважин и подготовки кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса» (Тюмень, 2000 г.); втором международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (Уфа, 2000 г.); шестой Международной научно-технической конференции посвященной 50-летию Ивано-Франковского государственного технического университета нефти и газа (Ивано-Франковск, 2000 г.); Международных научно-технических конференциях «Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2002, 2003, 2004, 2007 гг.); Международной конференции, посвященной 50-летию ТюмГНГУ (Тюмень, 2006 г.).

Публикации

Результаты выполненных исследований отражены в 44 печатных работах, в том числе в 3 монографиях, 11 статьях (из них в 6 изданиях, рекомендованных ВАК РФ), 29 тезисах и докладах Международных, Всероссийских и др. конференциях, одном патенте РФ.

Объем и структура работы

Диссертационная работа изложена на 236 страницах машинописного текста, содержит 59 таблиц, 25 рисунков. Состоит из введения, 5 разделов, 6 основных выводов и рекомендаций,  списка использованных источников из 156 наименований.

За помощь, оказанную при обсуждении результатов работы, советы и консультации при ее выполнении считаю необходимым выразить свою признательность и благодарность доктору геолого-минералогических наук  Ф.К. Салманову, доктору технических наук В.П. Овчинникову, сотрудникам предприятия ООО «Надымнефтегаз» и многим другим.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена краткая характеристика работы: обоснована актуальность проведения исследований; поставлены цели и задачи диссертационной работы; показаны основные направления и пути решения проблемы с учетом геолого-технологических условий строительства скважин, на примере месторождений Тюменской области; показана научная и практическая значимость полученных результатов.

В первом разделе представлены геолого-технологические условия проводки скважин на месторождениях Тюменской области, дана краткая характеристика основных коллекторов нефти и газа, проведен анализ состояния вскрытия продуктивных пластов и влияния вида и основных параметров промывочных жидкостей на их фильтрационно-емкостные свойства, поставлены цель работы и задачи по ее реализации.

Геологический разрез месторождений Тюменской области в литологическом отношении практически одинаков и представлен песчаником, чередованием песчаников с алевроаргиллитами,  глинами, глинами с переслаиванием алевролитов. Присутствуют в небольшом количестве брекчии, конгломераты, гравеллиты.

Основные запасы нефти и газа приурочены к меловому и юрскому периодам - нижнесреднеюрский, верхнеюрский нефтегазоносные комплексы, ачимовскую толщу, неокомские и апт-альбские горизонты.

Нижнеюрский комплекс (пласты I2, I4), углеводороды сконцентрированы в трещинно-поровом коллекторе, представлены как нефтью, так и газоконденсатом. Пластовые давления выше гидростатического, температура более 140 оС.

Среднеюрские отложения представлены Тюменской, Васюганской и Ганьковской свитами, представлены большей частью глинистыми и глинисто-алевролитовыми породами с редкими, маломощными, не выдержанными по мощности песчано-алевролитовыми породами. Так же, как и нижнеюрские отложения характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями и повышенной температурой (более 130 оС) коллектор-поровотрещинный.

Верхнеюрские отложения более просты по строению, характеризуются наличием устойчивой глинистой покрышки. Представлены Баженовской свитой, сложены аргелитами-битуминозными слабоалевритистыми.

Перечисленные нефтегазоконденсатные залежи – перспективны в отношении будущего развития топливно-энергетического комплекса страны.

Центральным объектом разработки сегодня является Ачимовский нефтегазоносный комплекс – пласты Ач1, Ач2. По запасам углеводородов они сопоставимы и даже превышают запасы сеноманских отложений вместе с неокомом. Отложения ачимовской свиты характеризуются сложной литологией коллекторов, их неоднородностью, что обусловлено особенностями вторичных процессов. Коллектора - трещиннопоровые и поровые. Последние приурочены к зонам развития первых. Они не выдержаны по простиранию и представлены песчаниками, зачастую известковыми. Их фильтрационные свойства очень низки, имеют высокую степень уплотненности. Также как и предыдущие имеют аномально высокие пластовые давления и температуры.

Выше ачимовских месторождений, разделенной мощной прослойкой (до 250 м) аргиллитоподобных глин разнообразной слоистости, залегает неокомский нефтегазоносный комплекс, сегодня являющийся основным объектом разработки. К нему приурочены пласты группы БУ – песчаные горизонты Мегионской свиты БУ10 – БУ18, пласты группы БУ1 – БУ8 Вартовской свиты. Наиболее сложным горизонтом в этом комплексе является Покурская свита. Тип коллектора – поровой. Пористость варьируется от 18 % до 30 %, газовые пропластки достигают толщин 150-200 метров. В ней возможны осыпи, обвалы, сужения, поглощения, газопроявления. Она относится к первому эксплуатационному объекту. Пласты группы БУ08, БУ8, БУ9 составляют второй эксплуатационный объект, БУ10-11, БУ121 – третий эксплуатационный объект, БУ122, БУ13, БУ14, БУ16-18 – четвертый эксплуатационный объект. Пласты второго – четвертого объекта представлены аргилитоподобными глинами, песчаниками. Тип флюида в них – в основном газоконденсат. Пластовые давления варьируются в пределах 0,93-1,09 от гидростатического.

Апт-альб-сеноманский нефтегазоносный комплекс до последнего времени считался наиболее изученным и не таил в себе неожиданностей. Его разрез достаточно детально изучен и подробно описан многими исследователями. Представлен он переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Ввиду того, что добыча газа осуществляется из этого объекта более трех десятков лет, пластовые давления в нем значительно снижены (в частности по Медвежьему ГКМ с 12,0 МПа до 3,0 МПа. Вместе с газом поступает значительное количество твердой фазы. Зачастую, при вскрытии отмечаются поглощения бурового раствора.

Представленное описание геологического разреза позволяет считать о повсеместном присутствии в породах коллекторах глинистого материала. Последний, как показывают результаты химико-минералогических исследований, представлен глинами монтмориллонитового типа, с увеличением глубины залегания они гидрослюдируются. Коэффициент коллоидальности разбуриваемых пород составляет 0,24-0,35. Обменная емкость от 35 до 50 мг.экв/100 г. В их составе отмечено повышенное содержание катионов калия и натрия.

Геолого-литологические условия разреза месторождений обуславливают рекомендации проектных институтов к применению для вскрытия продуктивных горизонтов различных видов промывочных жидкостей (таблица 1).

Технологическим регламентом РД 00158758-182-96 определена следующая группа реагентов для регулирования технологических параметров  растворов - DKS-extender, K-14, КМЦ, ЛТМ, Унифлокс, ФХЛС, ПЭО, СЖК, ЖИРМА, Saypan, Smeectex, Kem-pas, Poli-Kem-D, Tulosa, ГКЖ, ОТП, ТПФН, дихромат калия, пеногаситель МАС-200 и другие. Изложенное говорит о разнообразии используемых реагентов. Обоснований к их применению не имеется.

Учитывая разнообразие применяемых видов промывочных жидкостей, реагентов для их обработки, а, следовательно, и параметров растворов, представляет интерес оценить их влияние на фильтрационно-емкостные свойства, вскрываемых коллекторов нефти и газа. Анализ состояния качества их вскрытия показал, что при рекомендуемых параметрах промывочных жидкостей (показатель фильтрации – 4-5 см3 за 30 минут; условная вязкость 25-30 с., статическое напряжение сдвига СНС1/10 -10-20/20-40 дПа; пластическая вязкость – 15-17 мПа⋅с; динамическое напряжение сдвига – 18-35 дПа) при времени контакта бурового раствора с пластом пронициаемостью 10⋅10-3 мкм2

Таблица 1 – Виды промывочных жидкостей, используемых для вскрытия продуктивных пластов


Вид промывочных жидкостей

Плот-ность,

кг/м3

Показатель фильтратоот-дачи по

ВМ-6,

см3/30 мин

Динамическое напряжение сдвига

(ДНС), дПа

Содержа-ние твердой фазы

(ТФ), %

Недостатки

Раствор на нефтяной основе (РНО)

950-980

0

Электростабильность

290-350 В

Пожароопасен, разуплотняет

вскрываемые породы

Карбонатный

1060-1100

4-5

20-36

12-27

Разуплотняет вскрываемые породы, плохо очищается от шлама

Силикатный

1100-1140

6-8

14-24

12-17

Высокая водоотдача, в призабойной зоне образует плохораствори-мые осадки

Гидрофобный эмульсионный раствор

1340-1670

0,3-0,5

Электростабильность

12-16 В

Пожароопасен, блокирование коллектора эмульсией

Утяжеленный глинистый раствор

1400-2150

2-5

60-70

15-35

Высокое содержание твердой фазы, нестабильность параметров раствора

в течение трех суток потеря его продуктивности составляет около 10-15 %, с пластом проницаемостью 25⋅10-3 мкм2 около 50 %. Увеличение времени контакта еще более снижает продуктивность скважины. В зависимости от глинистости их продуктивность снижается до 90-100 %.

Объяснение этому видится в процессах взаимодействия скважина-пласт, вследствие которых происходит поступление в пласты фильтрата бурового раствора. Проникший в пласт фильтрат, взаимодействуя с глинистыми включениями, с поверхностью поровых каналов, с насыщенными пласт-флюидами и т.д., снижает фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов нефти и газа.

Изложенное обусловило постановку цели и задач исследований данной диссертационной работы, которые были изложены ранее.

Во втором разделе диссертационной работы проведено обобщение разработанных видов промывочных жидкостей для вскрытия тиррегенных коллекторов нефти и газа; сделан анализ применяемых реагентов; показана эффективность и перспективность применения буровых растворов с малым содержанием твердой фазы на биополимерной основе; разработаны теоретические предпосылки создания биополимерсолевых промывочных жидкостей с малым содержанием твердой фазы и широким пределом варьирования плотности (от 1050 до 1650 кг/м3 ), обладающих низкими величинами фильтрации.

Обобщение результатов исследований в области реализации поставленных цели и задач диссертационной работы позволили выявить, что наиболее перспективным их решением является разработка и применение для вскрытия продуктивных горизонтов полимерных буровых растворов. Впервые применение полимеров для приготовления технологических буровых жидкостей было осуществлено в США (штат Техас) в середине 50 годов прошлого столетия. В качестве полимеров использовался сополимер винилацетата и малеиновой кислоты. Позднее нашли применение акриловые полимеры – ГПАА, ГИПАН и др. В России применение полимерных буровых растворов отмечено лишь в первой половине 70 годов и активно продолжается и расширяется в настоящее время, благодаря работам К.С. Ахмадеева, Г.Д. Дедусенко, Э.Г. Кистера, М.И. Липкеса, У.А. Скальской, М.К. Туранова, А.У. Шарипова, Б.С. Андрессона, К.Л. Минхайрова, М.Р. Мавлютова, Н.И. Крысина, Р.Г. Ягофарова, А.Г. Нигматуллиной, В.Г. Татаурова, А.М. Нацепинской,

О.К. Ангелопуло, В.П. Зозули, П.В. Овчинникова, О.А. Лушпеевой и другими.

Краткая характеристика некоторых, рекомендованных российскими и зарубежными фирмами, полимеров представлена в таблице 2.

Таблица 2 – Краткая характеристика применяемых для приготовления буровых растворов полимеров

Полимер

Тип

Назначение

1

2

3

Полиэтиленоксид (ПЭО)

Для загущения бурового раствора

КМЦ и ее модификации

Натриевая соль эфира целлюлозы и гликолевой кислоты

Для снижения фильтрации и вязкости раствора

РАС (PAC-L, PAC-R)

Полианионный целлюлозный полимер

Для регулирования вязкости их и показателя фильтрации

Smeetex

Высокомолекулярный полиакриламид анионного типа

Повышение вязкости, снижение коэффициента липкости, уменьшение кавернообразования

Polu-Kem

Высокомолекулярный анионный полиакриламид

Обладает ингибирующими свойствами, совместим со всеми реагентами

Kan-Floc

Полиакриламидный полимер

Обладает избирательной флокулирующей способностью

DK-drill

Акриловый полимер

Повышение вязкости, снижение коэффициента липкости, уменьшение кавернообразования

К-14, гипан, полиакрилонитрил

Акриловый полимер

Для снижения фильтрации

Cydrill

Акриловый полимер с сильным анионным зарядом

Для понижения показателя фильтрации, регулирования вязкости, обладает высокими ингибирующими свойствами

DKS-extender

Повышение вязкости, снижение коэффициента липкости, уменьшение кавернообразования

Продолжение таблицы 2

1

2

3

Cypan

Для понижения фильтрации и стабилизации раствора

Kem-Pas

Среднемолекулярный соплимер полиакрилата натрия с высоким молекулярным зарядом

Для регулирования показателя фильтрации

Феррохромлигносуль-фонат (ФХЛС)

Поверхностно – активное вещество

Для снижения фильтрации. В сочетании с КМЦ и ГКЖ способствует ингибированию гидратации глинистых пород

Dextrin

Крахмальный реагент

Устойчив к ферментативной деструкции. Для регулирования показателя фильтрации.

Анализ показывает, что основное назначение полимерных реагентов – снижение фильтроотдачи буровых растворов. Полимерный реагент, при вскрытии проницаемого пласта в условиях репрессии, частично осаждается на стенке ствола скважины, образуя фильтрационную корку, частично проникает в приствольную зону продуктивного пласта. Молекула полимера, ввиду ассиметричности распределения электронов, является биполярной. Такие молекулы ведут себя так, если бы они были центрами положительных и отрицательных зарядов. Глинистые минералы, входящие в состав породы, так же полярны. Между отрицательными и положительными зарядами возникают электростатические силы взаимодействия. Отрицательные центры на глинистых минералах притягивают положительные центры полярных веществ, находящихся в жидкостях. В результате как было показано Бредли, полимеры, адсорбируясь на глинистых минералах, образуют сложные молекулярные слои. Полимер, абсорбируемый плоскостью глинистого минерала, способен вытеснять воду с этой поверхности.

Можно считать, что полимер, попадая в поровое пространство горной породы и адсорбируясь на поверхности порового канала, сужает его, снижая эффективную проницаемость. С другой стороны, предотвращает или замедляет их гидратацию и набухание. При накоплении полимера в поровой структуре возможно закупоривание канала, образование кольматационного канала.

Необходимо использование такого полимерного реагента, который бы после выполнения своего предназначения (после вскрытия продуктивного пласта, при его освоении) разрушался. Процесс его деструкционного разрушения желателен чтобы был управляемым – по скорости и полноте расформирования зоны кольматации.

С учетом изложенного, наиболее перспективны полимеры ряда полисахаридов. Основная причина их выбора – хорошая пленкообразующая способность, подверженность химической и биологической деструкции.

Полисахариды – высокомолекулярные продукты поликонденсации моносахаридов, связаны друг с другом глюкозидными связями и образуют линейные или разветвленные цепи. Между последними существует ван-дер-ваальсовые силы связи, водородные связи или поперечные мостики. Природа углеводородных функциональных групп, степень замещения, полимеризации и ветления, однородность полимера, а также характер связей, конформация цепей и структур определяет их коллоидно-химические свойства.

Полисахариды различаются по стабилизирующей способности, термической стойкости, ферментативной и гидролитической устойчивости. При использовании для приготовления буровых растворов они должны отвечать следующим требованиям:

  • при минимальной концентрации эффективно воздействовать на фильтрационные и реологические свойства;
  • обладать ферментативной устойчивостью и термостабильностью при заданных условиях применения;
  • скорость деструкции полимера должна регулироваться воздействием специальных реагентов, либо технологическими процессами;
  • быть экологически безопасными.

Результаты исследований показывают, что не все полисахариды отвечают предъявленным требованиям. В частности, при использовании декстринов не обеспечивается регулирование физико-химических свойств растворов – ни в пресных, ни в минерализованных средах, их желательно применять в качестве кольматационного наполнителя. При использовании гуаровой смолы реологические свойства раствора имеют предельно высокие значения, глюконовые кислоты и ее соли, являясь пищевым продуктом, имеют высокую стоимость.

Наиболее целесообразно для этих целей использование крахмалов. По-своему составу они представлены смесью полисахаридов – амилозы (15-20 %) и амилопектина (75-80 %) с общей формулой (С6Н10О5)n. Молекулы амилозы представляют собой линейные и слаборазветленные спиралеобразные цепи. Они в разбавленных растворах легко ассоциируются и осаждаются – явление ретроградации. В более концентрированных растворах способствуют образованию геля. Амилопектин сильно разветлен и обладает дихематомической структурой, устойчив в растворе, не обнаруживает склонности к ретроградации.

Наличие гликозидных связей обуславливает возможность гидролиза крахмала: при нагревании; при воздействии кислот, щелочей, окислителей, ферментов. Концевые альдегидные группы способствуют реакции конденсации и окисления. Большое количество спиртовых гидроокислов дает возможность реакциям окисления, этерификации, образованию алкоголятов. Возможно и модифицирование асоциатов молекул с образованием между ними поперечных связей, придающих макромолекулам особую устойчивость. Во всех перечисленных случаях достигается клейстеризация крахмала – основной механизм образования коллоидных крахмальных растворов.

Крахмальный коллоидный раствор подвержен физической, химической и биологической деструкции. Процесс деструкции протекает с разрывом химических связей в главной цепи макромолекулы с образованием макрорадикалов. Свободные макрорадикалы могут инициировать реакцию деструкции. При помощи ферментов и бактерицидов можно управлять процессом деструкции крахмального раствора, а следовательно и регулировать формирование и разрушение кольматационного экрана. Возможность управления устойчивостью крахмального раствора и является основополагающим моментом его выбора в качестве полимерообразующей добавки в составе бурового раствора.

Известно, что основными центрами адсорбации в слоистых структурах, к каковым относятся глины, являются межслоевые и поверхностные обменоспособные катионы. С увеличением числа молекул воды, входящих в координационную сферу катиона, его взаимодействие со слоями ослабляется, так как энергия связи распределяется на большое число участников. Естественно, энергия связи увеличивается с увеличением плотности заряда. Следовательно, наличие катионов, их плотность расположения в межплоскостном пространстве слоистой структуры оказывает влияние на ее набухаемость. Изложенное говорит о необходимости наличия в составе раствора электролита.

Ингибирование набухания и диспергирования может существенно зависеть и от характера аниона. Ранее проведенными исследованиями было показано, что значительный вклад анионов только в солях низших карбоновых кислот – формиатов, ацетатов, пропианатов. Их влияние возможно может быть значительно и выше катионов. Наиболее перспективны в этом отношении натриевые, калиевые и кальциевые соли муравьиной и уксусной кислот, хлориды калия, натрия.

Плотность растворов предложенных солей может максимально достигать порядка 1400-1450 кг/м3. Для вскрытия ачимовских отложений и тюменской свиты плотность промывочной жидкости должна быть не менее 1650 кг/м. Для достижения такой плотности необходимо использовать утяжеляющие добавки. И в этом отношении наиболее эффективны карбонатосодержащие материалы. Их  преимущество определяется простотой удаления впоследствии из поровой структуры пласта солянокислотной обработкой. Для увеличения плотности раствора на более значительную величину возможно применение других известных утяжеляющих добавок, таких как гематит, железорудный концентрат барит. При этом следует помнить, что увеличение содержания в буровом растворе твердой фазы отрицательно сказывается на фильтрационноемкостных свойствах, вскрываемого продуктивного пласта.

Таким образом, приведенные предпосылки по решению проблемы обеспечения качества вскрытия продуктивных тиррегенных коллекторов нефти и газа предполагает разработку и применение биополимерсолевых растворов с малым содержанием твердой фазы. При этом разработка рецептур промывочных жидкостей должна осуществляться по следующей схеме:

В третьем разделе работы представлено теоретическое и экспериментальное обоснование выбора компонентов промывочной жидкости – биополимерсолевого раствора.

Ранее было показано, что крахмалы, обладая способностью под влиянием деструкторов расщепляться на более простые сахара и имея возможность управления этими процессами (ускорять – вводом дополнительного реагента – деструктора или замедлять – вводом бактерицида) наиболее перспективны для решения поставленной в работе задачи. Крахмалы по своей природе, составу, свойствам различны. Нами (совместно с А.М. Нецепинской, В.Г. Татауровым, П.В. Овчинниковым) исследовано порядка 30 видов крахмальных реагентов экструзионные крахмальные реагенты из разного сырья (пшеничный, кукурузный, ржаной, ячменный), отличающиеся по способу приготовления и экструдирования; картофельные крахмалы различных фирм и заводов изготовителей; гуаровая смола, декстрины, оксиэтилцеллюлоза различных марок (сульфацел, Tylosa); биополимеры фирмы KEM-TRON (Япония) – KEM-Х, КЕМ-ХД; Хanthan gun (Shandong Fufeng Fermentation Co, Китай) и др.;

Установлено:

  • применение гуаровой смолы оказалось неприемлемым, поскольку при ее введении резко и на значительную величину повышаются реологические показатели раствора. Попытки их понижения до приемлемых значений за счет увеличения водосодержания приводят к повышению показателя фильтратоотдачи;
  • при использовании декстринов возникли проблемы с регулированием технологических свойств раствора в условиях как пресных, так и минерализованных сред. Их можно рекомендовать для регулирования свойств в качестве дополнительных реагентов;
  • оксиэтилцеллюлоза, в зависимости от вида, по-разному влияет на свойства раствора. В частности – Tylosa хорошо растворяется в пресной воде и в ряде растворов солей;  ЕНН и ЕНМ способствуют повышению вязкости раствора более интенсивно, чем ЕСН и Е29651; сульфацел растворяется в пресной воде и минерализованной средах с меньшей скоростью, для ее растворения необходимо перемешивание в течение не менее 2-3 часов;
  • рассмотренные биополимеры хорошо растворяются в пресной и минерализованной средах, придают растворам высокие реологические параметры. Наиболее перспективны биополимеры, выпускаемые под маркой Xantran gun (небольшой расход, невысокая стоимость).
  • по эффективности исследованные экструзионные крахмалы

располагаются в следующей последовательности: ячменный > пшеничный > ржаной > кукурузный. По сравнению с ними «чистые» крахмалы (картофельный, кукурузный) имеют меньший показатель фильтрации, более высокие реологические свойства. Из «чистых» крахмалов наиболее эффективен картофельный. Для получения реагента высокой вязкости требуется меньшее содержание каустической соды: состав реагента на основе картофельного крахмала и щелочи 10 : 1, кукурузного крахмала и щелочи 6,6-8,3-1. Кроме того, картофельный крахмал более устойчив к солевой агрессии. Однако первый состав имеет ряд недостатков: с повышением перепада давления (с 0,1 до 0,7 МПа) показатель фильтрации увеличивается более чем в два раза, фильтрационная корка недостаточно устойчива. По результатам исследований рекомендована технология приготовления крахмального реагента путем частичного замещения щелочи на метасиликат натрия – получение силикатнокрахмального реагента с различным ингре-диентным соотношением: крахмал – каустическая сода – метасиликат натрия = 1 : (0,04-0,08) : (0,2-0,6). Результатами экспериментальных исследований было показано:

  • увеличение содержания крахмального реагента до определенной концентрации повышает вязкость раствора, затем отмечается ее стабилизация;
  • содержание пластовой воды при малой величине ее минерализации практически не влияет на изменение подвижности раствора;
  • показатель фильтратоотдачи снижается с увеличением содержания крахмального реагента. При содержании его порядка 2 % показатель фильтратоотдачи близок к нулю, эффективная вязкость возрастает;
  • крахмальный реагент обладает ферментативной устойчивостью и термостабильностью. Объясняется это тем, что в водном растворе силикаты натрия экранируют реакционные участки молекулы крахмала, в том числе и амилозы, препятствуя диффузии кислорода к слабым звеньям макромолекулы и тем самым затормаживают не только ферментацию, но и течение самой термоокислительной деструкции.

Исследованы также крахмальные реагенты отечественных фирм «Спецбуртехнология» и «Полицел». Крахмальные реагенты этих производителей в воде полностью не растворимы. Для их растворения требуется дополнительная обработка щелочью, в соотношении 15 : 1. Кроме того, они имеют достаточно высокую стоимость – в 4-8 раз выше по сравнению с экструзионными.

Учитывая результаты исследований и стоимость для проведения дальнейших исследований, разработке рецептур промывочных жидкостей были приняты: Xantran gum и картофельный крахмальный реагент.

Ингибирующая способность электролитов определяется, как указывалось ранее, ионной активностью электролитов, оценить которую можно по показателям набухаемости образца породы и смачивающей способности раствора.

Для проведения исследований рассмотрен ряд солей: хлориды калия, кальция; формиаты кальция, натрия; ацетаты кальция, калия, натрия и др. За показатель ингибирующей активности () принята величина, характеризующая набухаемость образца в исследуемой среде (Кр) по сравнению с его набухаемостью в дистиллированной воде (Кв). Определяется по выражению  =Кв/ Кр-1.

Результаты исследований представлены в таблице 3 (на образцах породы коллекторов Уренгойского месторождения).

Таблица 3 – Ингибирующая способность электролитов на образце цементирующего вещества пласта А3-4

Среда

Содержание электролита, % вес

Коэффициент набухания

К1=VK/VH

Степень набухания

К2= VK-VH/ VH

Ингибирующая способность

=К2в/К2р-1

1

2

3

4

5

Дистиллированная

вода

-

2,27

1,27

0

Продолжение таблицы 3

1

2

3

4

5

Раствор хлорида калия, KCL

4,76

1,38

0,38

2,34

9,09

1,25

0,25

4,08

16,67

1,23

0,23

4,52

23,08

1,20

0,20

5,35

13,40*

1,26*

0,26*

4,07*

Раствор формиата натрия, (HCOO)Na

4,76

1,38

0,38

2,34

9,09

1,37

0,36

2,53

16,67

1,33

0,33

2,84

23,08

1,28

0,28

3,54

13,40*

1,34*

0,34

2,81*

Раствор формиата кальция, (HCOO)2Ca

4,76

1,45

0,45

1,82

9,09

1,42

0,42

2,02

6,92*

1,44*

0,44*

1,92*

Раствор ацетата кальция, (CH3COO)2Ca

4,76

1,49

0,49

1,59

9,09

1,43

0,43

1,95

16,67

1,38

0,38

2,34

10,17*

1,43*

0,43*

1,96*

Раствор ацетата кальция, (CH3COO)K

4,76

1,26

0,26

3,88

9,09

1,22

0,22

4,77

16,67

1,19

0,19

5,68

23,08

1,16

0,16

6,93

13,40*

1,21*

0,21

5,32

Раствор ацетата натрия (CH3COO)Na

4,76

1,51

0,51

1,49

9,09

1,40

0,40

2,18

16,67

1,34

0,34

2,74

23,08

1,27

0,27

3,70

13,40*

1,38*

0,38*

2,53*

Примечание: VH – объем образца до проведения эксперимента;

VK – объем образца после проведения эксперимента;

* – среднее значение результатов эксперимента

Оценка их смачивающей способности проводилась по изменению поверхностного натяжения. Результаты представлены на рисунке 1.

Анализ представленных результатов позволяет считать, что наибольшей ингибирующей активностью обладает уксуснокислый калий. По активности влияния катионов их можно расположить в следующий ряд: К+>Са2+>Na+. Влияние анионов имеет не столь однозначное действие, как в случае с анионами.

Рисунок 1 – Изменение поверхностного натяжения от концентрации растворов

Для случая разбавленного раствора их можно расположить как: HCOO->CH3COO->Cl-. С увеличением концентрации влияние анионов муравьиной и уксусной кислот равнозначно и при концентрации более 15 % влияние аниона уксусной кислоты выше.

Рассмотренные соли условно можно разделить на 2 группы: группу, повышающую смачивающую способность – неорганические соли, соли муравьиной кислоты; группу, понижающую смачивающую способность – соли карбоновых кислот, стоящие в гомологическом ряду выше метана. При этом влияние на смачивающую способность тем сильнее, чем выше ионная активность раствора.

Таким образом, по результатам проведенных исследований показано, что наиболее высокой ингибирующей способностью обладают соли хлорида калия, ацетата калия и формиата натрия. Следует отметить, что хлорид калия обладает меньшей растворимостью, чем последние. Поэтому ее использование рекомендуется при приготовлении промывочных жидкостей плотностью 1040-1170 кг/м3. Ацетат калия и формиат натрия пригоден для получения промывочных жидкостей плотностью до 1450 кг/м3. Следует также отметить, что они менее токсичны, чем соли брома, цинка или фтора. Кроме того, являются бактерицидами и обладают консервирующим действием в отношении и к биополимерам. Имеют достаточно невысокую стоимость. 

В разделе четыре представлены результаты экспериментальных исследований по оптимизации рецептур промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов, имеющих различные пластовые давления.

Исследование физико–химических свойств растворов, их фильтратов проводились с использованием стандартных методов и методик, на соответствующих им оборудовании. Глубину зоны кальматации, коэффициент восстановления фильтрационно-емкостных свойств образцов пласта на установках – тестер реакции пород фирмы «Chandlier Ehgineering»; УИПК-1М и FDEK-6507 фирмы «Coretest Systems Corporation»; ингибирующую способность реагентов и фильтратов – по методике Жигача-Ярова.

Образцы породы для исследований отбирались из скважин Уренгойского месторождения.

При проведении исследований использовались, в зависимости от числа исследуемых (входных) показателей, либо полнофакторный эксперимент (при числе входных параметров не более 3), либо метод планирования эксперимента с помощью дробной реплики (при числе входных параметров более 3). Обработка результатов исследований осуществлялась с использованием методов математической статистики, с применением компьютерных программ Statistica W/6.0, Microsoft Excel 7.0.

Исследования проводились в два этапа. На первом этапе проведены исследования по изучению свойств промывочной жидкости, представленной картофельным крахмальным реагентом и дисперсной средой, в качестве которой использовалась техническая вода, пластовая вода различной степени минерализации (состав пластовой воды (г/л): Cl-=135-158; SO2-4=0.1-1.0; НСО3-=0,074-0,15; Са2+=12-21; Mg2+=3,4-4,9; Na++K+=66-70) и техническая вода с хлоридом калия.

Частично результаты исследований фильтратов рассмотренных сред на

набухание глинистого материала представлены в таблице 4.

Таблица 4 – Влияние вида фильтрата на интенсивность набухания глинистого материала

Вид среды набухания

Набухание через ..... час, %

12

24

36

48

60

72

84

ПВ (=1100 кг/м3)

31,12

33,7

34,2

34,2

35,0

35,0

35,0

ПВ (=1180 кг/м3)

30,9

32,95

33,5

33,5

33,72

33,8

33,8

3 % KCl; ТВ – остальное

27,45

28,22

28,75

28,85

29,0

5 KCl; ТВ – остальное

25,7

26,17

26,3

26,3

26,3

26,3

26,3

3 % KCl; ПВ (=1100 кг/м3) – остальное

21,5

22,7

23,1

23,1

23,0

23,0

23,0

2 % ККР; ПВ (=1100 кг/м3) – остальное

1,95

3,75

3,93

4,1

4,12

4,15

4,15

2 % ККР; 3 KCl; ТВ – остальное

1,95

3,46

3,78

4,15

4,25

4,4

4,4

2 % ККР; 0,05 % МЛ-80; ПВ – остальное

1,24

2,77

2,85

2,93

3,03

3,05

3,05

2 % ККР; 3 % KCl; 0,05 % МЛ-80; ТВ-остальное

1,73

2,64

2,97

3,0

3,0

3,1

3,1

2 % ККР;17-22 % NaCl; 3 % KCl;

ТВ – остальное

1,97

3,51

3,67

4,2

4,27

4,3

4,3

2 % ККР;17-22 % NaCl; 3 % KCl; 0,05 % МЛ-80; ТВ – остальное

1,2

2,49

2,75

2,99

3,1

3,2

3,2

Примечание: ПВ – пластовая вода;

ТВ – техническая вода;

МЛ – поверхностно-активное вещество;

ККР – картофельный крахмальный реагент;

KCl, NaCl – соответственно хлориды калия, натрия

Из представленных результатов исследований видно, что наиболее предпочтительно использование в качестве дисперсионной среды водных растворов хлорида калия с утяжелением до необходимой плотности пластовой водой. Ингибирующий эффект в этом случае достигается как действием солей дисперсионной среды, в результате которых снижается катионообменная способность глинистых материалов, так и за счет экранирования обменных участков органическими катионами, вследствие адсорбции полимеров. В этом случае ингибирующий эффект обеспечивается при меньшем содержании солей. Присутствие ПАВ, в частности МЛ-80 дополнительно усиливает ингибирующий эффект исследованных реагентов, по-видимому за счет гидрофобизации поверхности глинистого материала.

В таблице 5 представлены результаты исследований по изучению влияния исследуемых растворов на изменение проницаемости образцов породы.

Таблица 5 – Изменение проницаемости образцов от воздействия буровых растворов

№ п/п

Длина образца, см

Проницаемость образцов, 10-3 мкм4

Коэффициент восстановления, %

до воздействия

после воздействия

1

2

3

4

5

Полимерглинистый раствор

1

1,88

8,90

5,37

60,45

2

2,24

10,93

10,20

78,89

3

1,64

13,95

7,61

54,95

4

2,35

13,91

11,59

83,33

5

2,45

13,07

11,56

88,45

6

2,02

10,86

11,43

105,25

7

1,53

7,25

7,40

102,07

8

2,2

6,35

8,83

139,06

9

2,39

14,53

12,05

82,94

10

2,12

8,19

6,15

75,10

11

2,15

9,43

10,19

108,06

*

2,09

10,84

9,31

88,96

Безглинистый буровой раствор на полимерной основе (КМЦ, ПАА, ЛСТ)

1

3,2

43,26

19,20

44,39

2

3,22

25,54

8,63

33,79

3

3,39

40,31

31,61

78,42

4

3,2

12,90

11,16

86,52

5

3,46

20,07

20,84

103,84

6

3,68

26,81

24,40

91,01

7

3,38

28,73

26,68

92,87

*

3,36

28,23

20,36

75,83

Продолжение таблицы 5

1

2

3

4

5

Безглинистый буровой раствор на основе картофельного крахмального реагента с KCl

1

3,45

17,35

14,61

84,44

2

3,4

24,89

20,02

80,44

3

3,19

45,28

44,31

97,86

4

3,72

54,08

57,75

106,79

5

3,48

45,37

45,06

99,32

6

3,38

40,60

51,12

127,15

7

3,4

62,12

58,43

94,06

*

3,43

41,38

41,69

98,58

Приведенные результаты показывают, что при применении предложенной рецептуры безглинистого бурового раствора на основе картофельного крахмала, коэффициент восстановления продуктивности пластов достигает 98 %. В случае применения полимерглинистых растворов 88 %, и в случае использования полимерных, безглинистых растворов на основе традиционно-применяемых полимеров (КМЦ, ПАА и другие) ниже 80 %. Последнее объясняется образованием полимерной пленки на стенке поровых каналов и трудностью ее удаления.

Технологические параметры раствора, такие как вязкость; статистическое, динамическое напряжение сдвига и другие удовлетворяют требованиям вскрытия продуктивного пласта. В работе они подробно представлены.

Наиболее остра проблема вскрытия продуктивных пластов с аномально высокими пластовыми давлениями. Их вскрытие требует применение растворов с более высокими значениями плотности, а, следовательно, предполагает наличие в растворе твердой фазы в качестве утяжеляющей добавки.

Поэтому во второй стадии решения поставленной в работе проблемы рассматривалась возможность использования солей, обладающих большей растворимостью, а, следовательно, способностью увеличивать плотность раствора. Описанные в разделе 3 результаты исследований компонентов бурового раствора позволили рекомендовать соли ацетата калия и формиата натрия.

На рисунках 2, 3 представлены результаты исследований влияния биополимера типа Xanthan gum и ацетата калия на технологические показатели биополимерсолевого раствора.

Рисунок 2 – Зависимости реологических параметров от концентрации б2и3о4полимера

Рисунок 3 – Зависимости реологических параметров раствора биополимера от концентрации при введении ацетата калия

В качестве утяжеляющей добавки рекомендовано введение карбоната кальция. Однако было отмечено повышение вязкости раствора при его введении, что связано с гидрофобизацией поверхности утяжелителя уксуснокислым калием. В качестве реагента гидрофилизатора был предложен феррохромлигносульфонат (ФХЛС) – термостоек, используется в качестве защитного коллоида меловых и гипсовых растворов. После предварительной обработки мраморной крошки 2 %-ым раствором ФХЛС были достигнуты приемлемые показатели бурового раствора:

Плотность, кг/м2                                                                1680-1720.

Условная вязкость, с                                                        60-70.

Динамическое напряжение сдвига, дПа                                33-35.

Показатель консистенции, мПа⋅сП                                        740-750.

Степень нелинейности                                                        0,71-0,72.

Эффективная вязкость при 1000 с-, мПа                                100-110.

Статическое напряжение сдвига, через 1/10 мин, дПа         30-40/40-50.

Показатель фильтрации, см3/30 мин                                        5-6.

Толщина фильтрационной корки, мм                                1,5.

Коэффициент трения «корка-металл»                                0,35.

Стабильность бурового раствора, %                                        2.

Результаты исследований по оценке их влияния на изменение фильтрационно-емкостных свойств образцов кернового материала, отобранного в скважине 2-13-03 Восточно-Уренгойского месторождения из пласта (3878-3884,5 м), представлены в таблице 6. Образцы породы имели следующие исходные параметры: пористость 15-17 %; глинистость 10-15 %; остаточная водонасыщенность 27-30 %. Методика исследований была следующей: образцы экстрагировались спиртобензольной смесью, затем насыщались моделью пластовой воды с формированием водонасыщенности до условий, соответствующим пластовым. Определялась начальная проницаемость по воздуху в прямом и обратном направлении фильтрации. Затем на вход образца

Таблица 6 – Изменение проницаемости образцов породы при воздействии биополимерсолевого утяжеленного раствора

Номер образца

Длина образца, см

Вид прокачиваемого раствора

Проницаемость после воздействия, мД

Коэффициент восстановления проницаемости, %

Направление фильтрации

До воздействия промывочной жидкостью

1

3,40

-

0,248

прямое

0,247

обратное

2

3,44

-

0,078

прямое

0,078

обратное

3

3,39

-

0,260

прямое

0,260

обратное

4

3,44

-

0,198

прямое

0,198

обратное

После воздействия промывочной жидкостью

1

3,40

Полимерглинис-тый утяжеленный раствор

0,09

36,3

2

3,44

Биополимерсоле-вой утяжеленный раствор

0,072

92,3

3

3,39

То же

0,250

96,2

4

3,44

То же

0,195

98,5

подавался испытуемый раствор при перепаде давления 0,95 МПа продолжительностью 72 часа. После этого определялась проницаемость, также по воздуху в направлении обратном направлению фильтрации промывочной жидкости.

Из таблицы видно, что коэффициент восстановления практически имеет то же значение, что и не утяжеленный раствор, порядка 98 %. По-видимому, проникновение твердой фазы в поровую структуру образца не происходит, она откладывается на стенках породы, формируя фильтрационную корку. В поры породы поступает только фильтрат промывочной жидкости. При этом в силу  предложенной концепции, его влияние на фильтрационно-емкостные свойства породы не значительно. Изложенное подтверждено визуальными наблюдениями и результатами микроскопических исследований, которые показали, что образование каркаса фильтрационной корки происходит в основном за счет карбоната кальция, размер фракции которых больше, чем размеры пор или трещин. Заполнение пор самого каркаса и сшивка зерен твердой фазы происходит за счет полимерного реагента, в частности полисахарида.

В пятом разделе работы обоснованы и предложены технологические приемы по регулированию фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта на стадии его вскрытия и освоения.

Как известно, процессы гидродинамического взаимодействия системы «скважина-пласт» носят нестационарный характер, поскольку изменение гидромеханических давлений неконтролируемое, процессы формирования приствольного кольматационного экрана и фильтрационной корки пассивны и неуправляемы. Следствием этих негативных явлений, даже при промывочных жидкостей, отвечающих требованиям обеспечения качества вскрытия, в реальных условиях скважины при вскрытии коллекторов нефти или газа наблюдается ухудшение природных фильтрационно-емкостных свойств пласта, снижение его потенциальной продуктивности и т.д.

Многочисленными исследованиями В.Н. Полякова, М.Р. Мавлютова, Ю.С. Кузнецова, Р.Ф. Ганиева, В.П.Овчинникова, Р.Х. Санникова, Ф.А. Агзамова и др. показана и подтверждена эффективность, целесообразность и перспективность метода искусственной кольматации приствольной части пласта.

В целом, соглашаясь с их выводами и рекомендациями,  хотелось бы отметить, что предлагаемые технологические решения предполагают использование «жестких», репрессионных методов воздействия на стенки ствола скважины. Поэтому, в некоторых случаях эффекта от применения кольматации не достигается, наоборот, возникают различного рода осложнения – кавернообразования, микрогидроразрывы пласта, частичные поглощения и т.д. В этой связи, следует использовать «щадящие» методы и режимы кольматации.

Совместно с А.М. Киреевым предложено усовершенствовать способ кольматации приствольного участка скважины гидромониторными струями, разработанными Поляковым В.Н. В предлагаемом способе истечение гидромониторных потоков осуществляется из нескольких насадок различного диаметра, а следовательно и различной интенсивности. При этом воздействию подвергается один и тот же участок ствола скважины потоками различной интенсивности. Кольматационная среда – предлагаемые рецептуры промывочных жидкостей.

Условие применения технологии кольматации естественно предполагает проникновение в поровую структуру пласта и фильтрата промывочной жидкости. Ввод в крахмальный реагент метасиликата натрия защищает молекулы полимера от действия кислорода, гидролизующих агентов, затормаживает процесс ферментативной деструкции крахмала. Поэтому образующийся кольматационный экран может оставаться достаточно длительное время устойчивым и снижать потенциальную возможность работы скважины.

Ускорить процесс деструкции крахмального реагента возможно целенаправленным воздействием специальных реагентов – окислителей.

В качестве реагентов, регулирующих окислительную деструкцию крахмалов, используют: перкарбонат натрия, пероксид водорода, пергидрат мочевины и др.

При окислительной деструкции происходит расщепление молекул крахмала на молекулы с меньшей молекулярной массой, обуславливая снижение реологических показателей системы и ее стабилизирующее действие. Исследования воздействия реагентов деструкторов были проведены на растворе следующего состава: крахмальный реагент – 2 %; NaOH – 0,08 %; метасиликат натрия – 1,2 %; хлорид калия (KCl) – 3 %; пластовая вода(ПВ) – остальное. Показатели раствора: условная вязкость (УВ) – 5,7 с; плотность () – 1124 кг/м2; показатель фильтрации (Ф) – 4 см3/30 мин; пластическая вязкость (пл) – 9,5 мПа⋅с; динамическое напряжение сдвига (о) – 4,5 дПа. Результаты представлены в таблице 7.

Таблица 7 – Изменение пластической вязкости раствора от вида и количества реагентов – окислителей

Вид окислителя

Концентрация окислителя, %

Пластическая вязкость,

МПа⋅с через ... часов

Примечание

0

24

48

96

120

Исходный

раствор

-

9,5

9,0

9,5

9,5

9,5

=3,5 см3/30 мин. Показатели раствора стабильны в течение 30 суток

Пергидрат

мочевины

0,01

9,5

10,5

10,5

10,5

10,5

То же

0,02

9,5

10,5

10,5

10,5

10,5

Показатели раствора стабильны в течение 45 суток

0,03

9,5

10,0

10,0

10,0

10,0

То же

0,05

9,5

9,5

9,5

9,0

9,0

Показатели раствора стабильны в течение 40 суток

0,07

10,5

8,0

7,0

6,5

5,0

Показатели раствора стабильны в течение 30 суток

0,1

10,5

4,5

3,7

3,7

3,7

Показатели раствора стабильны в течение 20 суток

Перкарбонат

натрия

0,05

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

Показатели раствора стабильны в течение 30 суток

0,1

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

То же

Гипохлорид

кальция

0,05

8,0

7,5

Раствор расслоился, выпал осадок

0,1

6,0

4,5

То же

Показано, что эффективным реагентом является пергидрат мочевины (ПГМ). При концентрации ПГМ=0,01-0,05% он способствует стабилизации раствора – реологические свойства и показатели фильтрации остаются в пределах регламентируемых значений в течение 40-45 суток. При концентрации ПГМ-0,06-1,0 % вязкость раствора снижается, затем стабилизируется.

Применение перкарбоната натрия технологически нецелесообразно, так как он в минерализированной среде выпадает в осадок. При введении гипохлорида кальция уже на третьи сутки происходит расслоение раствора с выпадением осадка.

В таблице 8 представлены результаты исследования по изучению влияния ПГМ в составе раствора (0,07 %) на проницаемость образцов породы.

Таблица 8 – Изменение проницаемости образцов породы после воздействия на них раствором с ПГМ

№ п/п

Длина образца, см

Проницаемость образцов, 10-3 мкм2

Коэффициент восстановления, %

первоначальная

после воздействия

1

1,62

17,70

34,52

195,03

2

2,82

36,60

36,55

99,87

3

3,00

25,45

24,75

97,25

4

3,12

18,18

24,43

134,38

5

2,99

22,41

26,24

117,09

6

3,18

33,03

32,99

99,88

7

3,17

19,64

18,73

95,37

8

2,95

37,41

37,53

100,32

9

3,00

44,21

43,05

97,38

10

2,97

23,99

25,99

108,34

*

2,88

27,86

31,88

114,49

Примечание: * - усредненные значения

Установлено, что применение в составе промывочной жидкости на основе крахмального реагента ПГМ в количестве 0,07 % проницаемость керна практически полностью восстанавливается. Механизм этого процесса, по-видимому, связан с разрывом связей между молекулами крахмала. Характер процесса – хаотичный, по механизму цепной реакции, под действием О2, тормозящим действие антиоксидантов, с дополнительным образованием гидроперекисей, ускоряющих действие радикалообразующих соединений. Активность ферментов ингибируется, исключается процесс ферментации.

В шестом разделе представлена технология приготовления и применения разработанных рецептур промывочной жидкости, описаны результаты их промышленного внедрения, дано технико-экономическое обоснование эффективности предложенных рекомендаций.

При разработке технологии приготовления рецептур безглинистых биополимерсолевых промывочных жидкостей, предназначенных для вскрытия продуктивных пластов, предлагается использование стандартного бурового оборудования: гидроэжекторного смесителя, гидравлического диспергатора, осреднительной емкости, насосов (как в составе буровой установки, так и насосов цементировочных агрегатов) и другой техники. Приготовление раствора осуществляется путем обработки водного раствора солей и реагентов требуемой плотности крахмальным реагентом. Для этого перемешивающее устройство (глиномешалка или другое оборудование такого же назначения) заполняется на 1/3 необходимого объема технической воды, через гидроэжекторный смеситель вводится требуемое количество крахмального реагента или другого полимера, раствор перемешивается до полного растворения полимера (обычно 15-20 минут). Вводится расчетное количество каустической соды, метасиликата натрия, смесь перемешивают в течение 20-25 минут. Доливают остаточное количество воды. Раствор перемешивается дополнительно еще в течение часа. Для доутяжеления (при необходимости применения раствора плотностью более 1450кг/м3) в процессе перемешивания вводится мраморная крошка, предварительно обработанная ПАВ (феррохромлигносульфанатом – ФХЛС). Параметры раствора должны соответствовать требованиям технического проекта на строительство скважины. При вскрытии продуктивных горизонтов система очистки предполагает наличие вибрационных сит с линейными колебаниями, высокоскоростной центрифуги.

Опытно-промышленное внедрение осуществлялось на Восточно-Уренгойском, С-Нивагальском, Кечимовском, Уренгойском и ряда других месторождениях, характеризующихся различными пластовыми давлениями и температурами. Для всех них характерно наличие глинистых включений – глинистость не ниже 12-16 %, пласты низко и среднепроницаемы.

За время бурения растворы имели стабильные показатели во времени. Фильтрационные и структурно-механические свойства при поступлении в раствор пластовых флюидов практически не изменялись. Расход реагентов не превышал достигнутых норм. Скважины закончены без осложнений. Техническая эффективность проявилась:

  • по разведочным скважинам – в отсутствии загрязнений в приствольной части продуктивного пласта, отрицательный скин-эффект составил 2,5-4,6, коэффициент продуктивности при испытании в 2,8-5,2 раза превысил базовые (средние показатели по уже введенным в эксплуатацию);
  • по эксплуатационным нефтяным скважинам – их производительность возросла в сравнении с базовыми в 1,25-1,8о раз;
  • по валанжинским газовым скважинам продуктивность возросла до 70-88 %;
  • по скважинам, где использована промывочная жидкость повышенной плотности, показано отсутствие зоны сниженных фильтрационно-емкостных характеристик коллектора.

Технико-экономическое обоснование эффективности внедрения биополимерсолевых промывочных жидкостей показал, что «чистый» доход (доход после выплаты налогов на 1 метр бурения) составит порядка 250-275 рублей/метр.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. Научно обосновано и в промышленных условиях подтверждено обеспечение сохранности природных фильтрационно-емкостных свойств вскрываемых низко и средне проницаемых тиррегенных коллекторов нефти и газа, содержащих глинистые минералы применением биополимерсолевых промывочных жидкостей.
  2. Установлено, что биополимер, поступая в поровое пространство пласта, адсорбируется на поверхности поровых каналов, сужает их, образует кольматационный экран. Адсорбируясь на глинистых включениях, являющихся составным элементом горной породы, предотвращает их гидратацию и набухание. Связывая значительное количество дисперсионной среды, способствует снижению процесса фильтратоотдачи бурового раствора. Наличие электролита (солей хлорида калия, ацетата калия либо формиата натрия) способствует ингибированию процессов гидратации и диспергации глинистых включений, снижению поверхностного натяжения и капиллярного давления, защиты биополимерного реагента от воздействия бактерицидов и регулирования плотности раствора.
  3. Показано, что ингибирующая активность исследованных солей определяется как катионоактивной составляющей электролита, так и анионосоставляющей. По степени активности катионы располагаются в следующей последовательности: К+>Са2+>Na+. Влияние анионов не столь однозначно. Для разбавленных растворов выявлено: НСОО->СН3СОО->Cl-. С увеличением концентрации влияние НСОО- и СН3СОО- выравнивается и при концентрации более 15 % влияние аниона уксусной кислоты превалирует.
  4. Обоснованы и оптимизированы составы промывочных жидкостей: для вскрытия продуктивных пластов с коэффициентами аномальности до 1,42 рекомендован состав: картофельный крахмал – 2 %, каустическая сода (NaOH) –  0,08 %, метасиликат натрия – 1,2 %, хлорид калия – 3 %, остальное либо пластовая, либо техническая вода; для пластов с коэффициентом аномальности более 1,24: полимер (сульфацел до 3 %, либо картофельный крахмальный реагент – до 5 %, либо Xanthan gun – 0,1-10,15 %); электролит (формиат натрия 9-45 %, либо ацетат калия – 28 %), утяжелитель (мраморная крошка – до 45 %, барит – 10-60 %). В случае применения инертных добавок (утяжелителей), последний предварительно обрабатывают ПАВ – ФХЛС (феррохролигносульфонат) – до 3 %. Для предупреждения вспенивания раствора вводится Пеногаситель МАС 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 : 20 – до 0,4 %, остальное техническая вода. Разработана технологическая схема их приготовления.
  5. Разработаны и рекомендованы технологии регулирования фильтрационно-емкостных свойств приствольного участка продуктивных пластов на стадиях: вскрытия – использованием щадящих методов кольматации; освоения – обработкой раствора реагентом – деструктором биополимера – пергидратом мочевины, концентрацией 0,06-1,00 %. При взаимодействии ПГМ с крахмальным реагентом в последнем под действием О2 осуществляется разрыв связей между молекулами крахмала. В результате действие антиоксидантов затормаживается, происходит дополнительное образование гидроперекисей, ускоряющих действие радикалообразующих соединений. Активность ферментов ингибируется, осуществляется процесс ферментации.
  6. Результаты опытно-промышленного внедрения разработанных технологий, материалов и технических средств подтвердили результаты теоретических и экспериментальных исследований. Поставленная цель работы достигнута – отмечается отсутствие «загрязненных» зон в приствольной части продуктивных пластов (отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивность скважин возросла в разведочных скважинах при испытании в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных, нефтяных в 1,25-1,80 раз, в газовых на 70-88 % по сравнению с базовыми. «Чистый» экономический доход предприятию составил 250-275 рублей на метр глубины скважины.
  7. По результатам теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны и внедрены соответствующие нормативные документы (регламенты, инструкции) на изготовление и применение промывочных жидкостей для вскрытия тиррегенных коллекторов нефти и газа Западной Сибири, используются при составлении проектов на строительство скважин для ООО «Надымнефтегаз».
  8. Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований, связанных с изучением влияния промывочных жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов включены в рабочие программы изучения дисциплин «Вскрытие и разобщение продуктивных пластов», «Буровые и тампонажные растворы» студентам и аспирантам нефтегазового направления.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

а) монографиях

  1. Овчинников П.В. Промывочные жидкости для вскрытия терригенных коллекторов Уренгойской группы месторождений: Монография / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, О.В. Нагарев. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. - 207 с.
  2. Овчинников В.П. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин: Монография / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2007. - 161 с.
  3. Салтыков В.В. Биополимерсолевые промывочные жидкости: Монография / В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова. – Тюмень: Нефтегазовый университет, 2007. – 216 с.

б) научных статьях и тезисах докладов

  1. Овчинников В.П. К решению проблемы качественного вскрытия и разобщения пластов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, П.В. Овчинников, В.В.

Салтыков, А.В. Кузнецов // Бурение. – 2000. – №  3. – С. 8-10.

  1. Добрынин Н.М. Условия разработки месторождений Уренгойской группы севера Тюменской области / Н.М. Добрынин, В.Ф. Сорокин, В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, А.А. Фролов, Г.В. Крижельская // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: Тез. докл. конф. 8-10 февраля, 2000 г. – Пермь: Кам.НИИКИГС, 2000. – С. 255-256.
  2. Салтыков В.В. Промывочные жидкости для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений / В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, А.А. Фролов, Н.М. Добрынин, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: Тез. докл. конф. 8-10 февраля, 2000 г. – Пермь: Кам.НИИКИГС, 2000. – С. 258.
  3. Овчинников В.П. К вопросу вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова // Там же. – С. 260-261.
  4. Овчинников В.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, В.Ф. Сорокин, В.В. Подшибякин, О.В. Гаршина, А.М. Нацепинская, В.Г. Татауров // Известия вузов. Нефть и газ. – 2000. –  № 4. – С. 21-26.
  5. Овчинников В.П. Использование полимеров при строительстве скважин / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.Ф. Сорокин, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, Р.Ю. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. – 2000. –  № 5. – С. 75-81.
  6. Салтыков В.В. Особенности и закономерности условий формирования и строения основных нефтегазоносных комплексов на Уренгойском месторождении / В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Второй Всеросс. науч.-техн. конф. 19-21 апреля 2000 г. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – С. 7-8.
  7. Салтыков В.В. Анализ состояния технологических средств и технологий вскрытия продуктивных горизонтов на Уренгойском месторождении / В.В. Салтыков, Н.А. Аксенова // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Второй Всеросс. науч.-техн. конф. 19-21 апреля 2000 г. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – С. 8-9.
  8. Овчинников В.П. Использование полимеров при строительстве скважин / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.Ф. Сорокин, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы Второй Всеросс. науч.-техн. конф. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – С. 25-26.
  9. Овчинников В.П. Механизм действия крахмала в составе буровых растворов и тампонажных растворов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков // Там же. – С. 30-31.
  10. Овчинников В.П. Состояние строительства скважин на ачимовские отложения Уренгойской группы месторождений / В.П. Овчинников, А.А. Фролов, Н.М. Добрынин, В.В. Салтыков, Н.А. Аксенова, В.Ф. Сорокин // Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Тез. докл. конф. - Краснодар: «Роснефть-Термнефть», 2000. – С.48-49.
  11. Овчинников В.П. Использование биополимеров при строительстве скважин / В.П.Овчинников, Н.А.Аксенова, В.Ф.Сорокин, В.В.Салтыков, П.В.Овчинников // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Тез. второго Междунар. симпозиума 2-5 октября 2000 г. – Уфа: Изд-во «Реактив», 2000. – С. 61-63.
  12. Овчинников П.В. О возможности повышения сопротивляемости проницаемых пластов проникновению в него технологических жидкостей / П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков // Шестая Междунар. науч.-практ. конф. 31 окт.-3 нояб. 2000 г.- Ивано-Франковск: Изд-во «Факел», 2000. – С. 103-104.
  13. Овчинников В.П. Промывочная жидкость для вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, О.В. Гаршина, В.Г. Татауров, В.В. Салтыков //Там же. – С. 97-100.
  14. Брехунцов А.М. Западная Сибирь останется главной нефте- и газодобывающей провинцией России в XXI в. / А.М. Брехунцов, А.Н. Золотов, В.И. Рузенко, Ф.К. Салманов, В.В. Салтыков, В.И. Шпильман // Геология нефти и газа. – 2000. – № 4. – С. 2-8.
  15. Овчинников П.В Особенности и преимущества использования полимерцементных фильтров / П.В Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. тр. – Тюмень: СибНИИНП, 2000. – С. 192-197.
  16. .Салтыков В.В. Буровой раствор для создания временного кольматационного экрана / В.В. Салтыков, В.Ф. Сорокин, Н.А. Аксенова // Там же. – С. 198-201.
  17. Салтыков В.В. Промывочные жидкости и технические средства для вскрытия пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев // Известия вузов. Нефть и газ. – 2006. – № 5. – С.12-16.
  18. Овчинников П.В Буровые растворы для вскрытия ачимовских отложений Восточно-Уренгойского месторождения / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, О.В. Нагарев // Известия вузов. Нефть и газ. – 2006. – № 6. – С. 36-42.
  19. Овчинников П.В. Совершенствование конструкции низа бурильной колонны / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев, Т.А. Ованесянц, С.Н. Бастриков // Бурение и нефть. – 2006. – № 12. – С. 30-31.
  20. Овчинников П.В. Технологические жидкости для вскрытия терригенных пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков,  И.Г. Яковлев, Т.А. Ованесянц // Бурение и нефть. – 2007. – № 1. – С. 34-35.
  21. Салтыков В.В. Растворы для вскрытия отложений Ачимовской свиты // Известия вузов. Нефть и газ. – 2008. – № 1. – С. 28-36.

в) патенте на изобретение

  1. Пат. 2203919 РФ, С2 7 С 09 К 7/02, Е 21 В 43/12. Жидкость для глушения скважин / В.П. Овчинников, В.И. Вяхирев, В.Ф. Сорокин, А.А. Фролов, П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков, С.А. Уросов, В.В. Подшибякин, В.Г. Татауров (Россия).- № 2000133203/03; Заявлено 29.12.2000; Опубл. 10.05.2003, Бюл. № 13.

Соискатель        В.В. Салтыков




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

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.