WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


 

На правах рукописи

ПЕТРОВ НИКОЛАЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ

ВСКРЫТИЕ И РАЗОБЩЕНИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

(теоретические основы, промысловый эксперимент, внедрение)

Специальность 25.00.15 – «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Москва – 2011

Работа выполнена на кафедре «Бурение нефтяных и газовых скважин» Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (УГНТУ).

Научный консультант:        –        доктор технических наук, профессор

       Конесев Геннадий Васильевич

Официальные оппоненты:        –        доктор технических наук, профессор

       Фролов Андрей Андреевич

       –        доктор технических наук

       Лушпеева Ольга Александровна

       –        доктор технических наук, профессор

       Овчинников Павел Васильевич

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

Защита диссертации состоится « 25 » мая 2011 года в 14-00 часов на заседании объединенного диссертационного совета ДМ 002.263.01 при Научном центре нелинейной волновой механики и технологии РАН (НЦ НВМТ РАН) по адресу: 119334, г. Москва, ул. Бардина, д. 4.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института машиноведения им. А.А. Благонравова  РАН по адресу: 119334 , г. Москва, ул. Бардина, д. 4.

Автореферат разослан « 23 » апреля 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук Аверьянов А.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ



Актуальность темы. На современном этапе развития топливно-энергетического комплекса России основополагающим является направление на ресурсосбережение при постоянном внимании к экологическим проблемам. Чтобы обеспечить добычу необходимых объемов нефти и газа следует решить ряд сложных проблем внедрения инновационных технологий для вовлечения в разработку новых крупных месторождений со сложнопостроенными залежами.

Основные объемы энергетического сырья в настоящее время добываются в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, причем значительные запасы нефти находятся в низкопроницаемых терригенных коллекторах. Достижение потенциальной продуктивности нефтяных пластов находится в прямой зависимости от качества работ на завершающей стадии строительства скважин.

Практика показала, что после вскрытия скважиной нефтяного коллектора его фильтрационные характеристики ухудшаются в результате воздействия различными технологическими приемами. Основными факторами негативных явлений являются загрязняющее воздействие твердой фазы и фильтратов применяемых технологических жидкостей наряду с инициированием нежелательных физико-химических и микробиологических процессов (набухание глинистых пород, возникновение эмульсий, неорганическое и органическое осадкообразование, геле- и структурообразование, отверждение и др.).

Для повышения производительности эксплуатационных объектов совершенствование применяемых технических средств, технологий и рецептур технологических жидкостей (ТЖ) должно идти по пути ограничения проникновения компонентов растворов в околоскважинную зону, повышения качества изоляции пластов при тампонажных и ремонтно-восстановительных работах (РВР), обеспечения щадящих режимов работы в скважинах, не допускающих разгерметизацию тампонажной крепи. Кроме того, для уменьшения негативного воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) необходимо управлять характеристиками технологических жидкостей, применяемых при заканчивании скважин и ремонтно-восстановительных работах, на основе принципов предупреждения негативных процессов, происходящих при взаимодействии пласта-коллектора с фильтратами технологических жидкостей.

В песчанике терригенного коллектора содержатся в различных количествах карбонаты и глины. Причем полимиктовый песчаник имеет бльшую удельную и, как правило, гидрофильную поверхность. Гидрофобизировать отрицательно заряженные гидрофильные поверхности можно катионными поверхностно-активными веществами (ПАВ) или некоторыми видами неионогенных и амфолитных ПАВ, углеводородными жидкостями, гелеобразующими и отверждаемыми кремнийорганическими соединениями и др.

Цель работы. Повышение качества вскрытия и разобщения продуктивных терригенных отложений и достижение потенциальных дебитов углеводородов управлением параметрами технологических жидкостей и фильтрационными характеристиками пласта-коллектора в процессах заканчивания и ремонта скважин.

Основные задачи исследований

1. Анализ основных проблем вскрытия и разобщения низкопороницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири с точки зрения обеспечения потенциально возможного дебита углеводородов.

2. Разработка гипотезы управления параметрами технологических жидкостей и фильтрационными характеристиками пласта-коллектора для заканчивания и ремонта скважин. Создание и усовершенствование методик их исследования.

3. Разработка химреагентов и рецептур технологических жидкостей, обеспечивающих сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов. Совершенствование техники и технологии вскрытия и разобщения пластов.

4. Разработка и усовершенствование технологий повышения качества освоения и ремонта скважин.

5. Промышленная апробация и внедрение разработок, оценка их эффективности.

Методы решения поставленных задач

В работе использованы комплексный и системный методы исследований, включающие обобщение и анализ накопленного междисциплинарного отечественного и зарубежного опыта, а также целостный подход при проведении лабораторных, стендовых и промысловых экспериментов.

.

Научная новизна

1. С позиций теории физико-химической механики научно обосновано применение катионоактивных и других ПАВ в процессах заканчивания скважин. Установлены граничные значения их применения с точки зрения управления структурно-механическими и реологическими свойствами различных технологических жидкостей при вскрытии, разобщении и обработке продуктивных пластов.

2. С учетом основных постулатов предложенной гипотезы о взаимодействии различных ПАВ и коллектора, выявлены механизмы их взаимодействия в процессах адсорбции, ингибирования глинистого цемента породы и флокуляции, приводящей к созданию кольматационного экрана на стенках скважины.

3. По результатам лабораторных, стендовых и промысловых испытаний выработана научно-обоснованная стратегия применения различных групп катионных и других ПАВ для конкретных технологических операций:

– первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов (пат. 2006498, 2054525, 2071547);

– освоения и ремонтно-изоляционных работ (пат. 2333233, 2059788);

– интенсифицирующих обработок призабойной зоны (пат. 2061860, 2077666, 2077667).

4. Разработана научно-обоснованная методика проведения заключительных работ в сложных геолого-технических условиях цементирования эксплуатационных и потайных колонн в зонах с аномально-низкими и аномально-высокими пластовыми давлениями (а. с. 1749445).

Основные защищаемые положения

1. Разработаные и усовершенствованные методики изучения свойств технологических жидкостей и их компонентов.

2. Научные идеи применения во всех технологических жидкостях для заканчивания скважин в терригенных коллекторах катионоактивных азотсодержащих соединений и обоснование комплекса дополнительных операций и технических средств, позволяющих в итоге повысить качество работ в целом.

3. Результаты лабораторных и стендовых исследований влияния различных ПАВ на глинистую корку, флокуляцию и ингибирование гидратации глинистых материалов, межфазное натяжение на границах раздела фаз, гидрофобизацию, пенообразование и деэмульгирование, что позолило разработать способы модификации традиционных технологических жидкостей.

4. Технологические приемы и технические средства осуществления точечной гидроперфорации (ГП) обсадных труб в скважинах высокоингибированными глинистыми растворами с последующим усовершенствованием путем их утяжеления кислоторастворимыми добавками и комплексом обработок призабойных зон (ОПЗ) осушителями гидратированных алюмосиликатов, кислотными и углеводородными растворителями.

5. Новые составы технологических жидкостей, модифицированных катионными ПАВ, растворов на углеводородной основе (РУО), а также геле- и осадкообразующих, синтетических и отверждаемых композиций для вскрытия и обработки продуктивных пластов, изоляции водопритоков.

6. Результаты промышленных испытаний разработанных технико-технологических решений при заканчивании и капитальном ремонте скважин и массового внедрения катионных ПАВ при эксплуатации скважин в солевых и кислотных растворах.

Практическая значимость и реализация работы в промышленности

1. Разработаны реагенты, которые вошли в Реестр «Перечень химпродуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» от 15.10.2001г.: эмульгатор Синол-ЭМ (ТУ 2413-048-48482528-98), включающий эмультал, окисленный битум, окись амина и углеводородный растворитель; комплексный реагент Синол-КАм на основе гидрофобизатора ИВВ-1 и окиси амина; моющие препараты МЛ-80Б(81Б) (ТУ 2481-048-04689375-97), включающие сульфонол, сульфонат и неонол. Разработана установка для получения ПАВ (пат. 2373267).

2. Разработан аппарат для отделения углеводородов из отработанных эмульсий с олеофильными пористо-ячеистыми пеноникелевыми и гидрофильными полимерными влагоотделительными пакетами (пат. 2299086), что позволяет регенерировать углеводородную жидкость. Предложено использовать отработанные эмульсионные растворы «Versaclean» в качестве смазочных и облегчающих добавок в буровые полимер-карбонатные растворы и системы Flо-Рrо, а также в качестве противоприхватной ванны, что решает вопросы утилизации промышленных отходов. Обоснована возможность утяжеления эмульсии «Versaclean» карбонатами, гематитом и баритом до плотности 1340 кг/м3 для вскрытия юрских горизонтов с повышенными пластовыми давлениями.

3. Предложено применение по новому назначению кубовых продуктов стадии ректификации диметилдиоксана флотореагента-оксаль совместно с катионными ПАВ, либо комплексными ПАВ с катионоактивной добавкой в качестве противоприхватных ванн и безводных жидкостей для перфорации, глушения и консервации скважин. Предложение совместного использования флотореагента-оксаль с зарубежными смазочными добавками K-Lube и Lube-167 позволило одновременно снизить вспенивание буровых растворов и затраты на реагенты.

4. Расширена область применения глинистых растворов плотностью более 1100 кг/м3, модифицированных добавками катионных ПАВ, для проведения точечной гидроперфорации скважин. Расширена также область применения полимерных и полимерсолевых растворов, обработанных добавками неионогенных и катионных ПАВ, с повышенными пескоудерживающими свойствами для проведения гидропескоструйной перфорации (ГПП) скважин и для очистки зумпфа от накопившегося осадка при промывках скважин перед ОПЗ.

5. Установлена новая область применения жидкостей ГКЖ-10(11, 11Н), в частности для перфорации и глушения скважин в виде гелеобразующих и высокощелочных сред, временно блокирующих ПЗП гелеобразным осадком или алюминиевым кольматантом, а также комплексного ПАВ – СНПХ-ПКД-515Н в качестве антикоррозионной присадки в кислотных растворах и жидкостях для консервации скважин. Предложено применение отхода производства – фильтрата технического пентаэритрита (ФТП) в качестве морозоустойчивой до минус 15 °С жидкости для перфорации, глушения и консервации скважин.

6. Разработаны пенообразующие составы со всеми типами ПАВ (анионными, катионными, неионогенными, амфолитными и комплексными) и различными стабилизаторами в пресных и минерализованных растворах, в т. ч. для освоения скважин, склонных к гидратообразованиям, проведены успешные испытания композиций в двух скважинах. Расширена область применения катионных и комплексных ПАВ в качестве ингибиторов водной, кислотной и сероводородной коррозии металла.

7. Предложено использовать для растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) местное побочное сырье Ноябрьского ГПЗ и НГДУ «Заполярнефть» – смесь фракций углеводородов С5+выше, проведены промыслово-экспериментальные работы в 19-и скважинах Ноябрьского региона, все обработки оказались успешными. Обоснована дополнительная область применения смеси фракций углеводородов (СФУ) с добавкой катионного ПАВ при приготовлении безводных жидкостей для перфорации, глушения и обработки призабойной зоны скважин.

8. На основании уточненных критериев при выборе композиций для проведения работ по изоляции водопритоков и негерметичности в обсадных колоннах даны рекомендации по совершенствованию ремонтно-восстановитель-ных работ. Проведено опробывание новых рецептур и усовершенствованных технологий в 15-и скважинах, после чего их запустили в работу. Для алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС) подобран (вместо полиэтиленполиамина – ПЭПА) более эффективный отвердитель ОЖ-1.

Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались на совещаниях, семинарах и конференциях: 1-й научно-практической конференции «Передовые технологии строительства и ремонта скважин», г. Пермь, 2004 г.; Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», г. Уфа, 2005 г.; ХIХ Международной научно-технической конференции «Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии», г. Уфа, 2006 г.; VII Международной научной конференции «История науки и техники - 2006», г. Уфа, 2006 г.; IХ Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела», г. Уфа, 2008 г.; Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук», г. Уфа, 2010 г; II Международной научно-технической конференции «Повышение качества строительства скважин», г. Уфа, 2010 г.

Публикации. Результаты научных исследований автора опубликованы в 196 работах. По теме диссертации опубликовано 145 работ, в т. ч. 66 статей (46 из них в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, входящих в перечень ВАК), 17 материалов международных конференций и 3 тезиса докладов, 12 обзорных информаций ВНИИОЭНГ, учебное пособие, 6 монографий, 40 патентов на изобретения.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, основных выводов, списка литературы из 285 наименований. Она изложена на 428 страницах, содержит 4 рисунка и 132 таблицы.

Автор выражает свою признательность и глубокую благодарность специалистам УГНТУ и соавторам публикаций.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении представлена краткая характеристика диссертации: обоснована актуальность темы, сформулированы цель работы, основные задачи исследований и защищаемые положения, показана научная и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе дан анализ качества работ при заканчивании нефтяных скважин в сложнопостроенных терригенных продуктивных пластах Западной Сибири, а также проанализирован опыт применения химреагентов при разработке и эксплуатации месторождений.

Проблемами повышения качества вскрытия, разобщения и освоения продуктивных пластов занимался широкий круг специалистов ведущих институтов в области физико-химии, бурения и эксплуатации нефтегазовых скважин, таких как БашНИПИнефть, БГУ, ВНИИБТ, ВНИИгаз, ВНИИнефть, ВНИИКРнефть, ВНИИОЭНГ, ВолгоградНИПИнефть, ЗапСибБурНИПИ, ИОХ РАН, ИПТЕР, ИХН СО РАН, ИХФ РАН, НЦ НВМТ РАН, ПермНИПИнефть, РГУ Нефти и Газа, РХТУ, СевКавНИПИгаз, СибНИИНП, СПГГУ, СургутНИПИнефть, ТатНИПИнефть, ТюмГНГУ, ТюменНИПИгипрогаз, УГНТУ, УГТУ и др.

Песчаники терригенных коллекторов продуктивных горизонтов Ноябрьского нефтегазового региона Западной Сибири характеризуются повышенной (13-16 %) глинистостью, пониженной (до 10 %) карбонатностью и слабослюдистые с общей пористостью 11-27 %. Емкостные свойства пород-коллекторов изменяются от 15 до 23 %, а фильтрационные – от 0,005 до 0,250 мкм2, иногда в отдельных прослоях достигают 0,5 мкм2. Отличительной особенностью является то, что сложнопостроенные залежи имеют неоднородное и низкое нефтенасыщение, поверхности минерального скелета коллекторов высокогидрофильны. Фазовая проницаемость для нефти по продуктивным пластам резко снижается при незначительном (даже на 5 %) увеличении водонасыщенности в призабойной зоне. Пластовые воды относятся к хлоркальциевому и гидрокарбонатно-натриевому типу. Основные запасы нефти находятся в низкопроницаемых (менее 0,05 мкм2) коллекторах малодебитных скважин. Это осложняет весь комплекс работ на начальном этапе эксплуатации скважин и приводит к дополнительным затратам времени и материалов. В связи с этим требуется применение более эффективных методов интенсификации добычи нефти. Поэтому приходится уделять повышенное внимание вопросам вскрытия и обработки пластов при заканчивании скважин.

В процессе заканчивания скважин происходит формирование обширной зоны проникновения технологических жидкостей, в результате чего дебиты скважин оказываются значительно ниже потенциальных. Проникновение компонентов бурового раствора в коллектор является первым этапом, который определяет качество вскрытия, поскольку он во многом влияет на последующие этапы воздействия других технологических жидкостей, нарушающих естественное равновесие в коллекторе. К настоящему времени накоплен достаточно большой теоретический и экспериментальный материал, позволяющий в общих чертах указать на наиболее существенные положительные и негативные механизмы, влияющие на нефтепроницаемость ПЗП. Однако слабо проработанными являются вопросы гидрофобизации отрицательно заряженных поверхностей пор полимиктового коллектора, мало- или недостаточно изученными остались многие важные аспекты улучшения свойств дисперсных систем для многочисленных процессов заканчивания скважин с применением модифицирующих добавок – катионных ПАВ (КПАВ).

Общепризнано, что оптимальной (по степени и характеру вскрытия нефтяных пластов) является открытая конструкция забоев скважин (ОКЗС), а наилучшими с точки зрения качества вскрытия нефтяных пластов являются т. н. безводные (обычно до 3 % воды) малофильтрующиеся растворы на углеводородной основе. Несколько уступают последним эмульсии. Но на практике наиболее широкое распространение получили закрытые конструкции забоев скважин (ЗКЗС) и растворы на водной основе – нарабатываемые глинистые, полимерные, солевые.

Необходимость применения известково-битумных растворов (ИБР) вызвана требованием отбора качественного керна для подсчета и пересчета запасов. Но при отсутствии негашеной извести высокой активности и гидрофобного барита седиментационноустойчивый раствор не получается. Основными проблемами рецептур гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР) являются обеспечение их термостойкости и термостабильности параметров на протяжении всей технологической операции. А продолжительность первичного вскрытия пластов значительна и превышает продолжительность всех других технологических операций заканчивания и капитального ремонта скважин (например, перфорации, глушения, обработки призабойных зон). Поэтому повышенные требования предъявляются к эмульгатору, качественным характеристикам углеводородной жидкости и утяжелителя.

Естественные глинистые растворы (ЕГР) в Ноябрьском нефтегазовом регионе традиционно обрабатывались большим набором химических реагентов (КМЦ, НР-5, НР-5к, Tylose, Finnfix, Cypan, гипан, ГКЖ, НТФ, КССБ, ПАА, Dk-drill, ПКР (НР-5 + ГПАА + НТФ), ПКР-М (Cypan + Dk-Drill + эмультал), неонол, сульфонол, эмультал, талловое масло, нефть, графит и др.). При использовании отечественной системы очистки растворов плотность (), содержание глинистой фазы (ГФ) и ее коллоидной составляющей (Ск) зачастую превышали оптимальные величины и при первичном вскрытии продуктивных пластов находились в широком диапазоне: = 1100-1290 кг/м3, ГФ = 10,1-34,8 %, Ск = 1,4-3,5 %. Содержание взвешенных твердых частиц (ТЧ), т. е. размером более 0,1 мм (песок, частицы шлама и металла и пр.) находилось в пределах 0,1-2,8 %. Следовательно, ПЗП в большинстве случаев подвергалась повышенной репрессии и загрязнению частицами дисперсной фазы. Установлено, что с уменьшением количества в растворе Ск  примерно на 25 % при глубинах скважин более 2500 м механическая скорость бурения (Vм) повышалась примерно на 10 %, а проходка на долото (hд) – на 20 %. Применение зарубежной системы очистки вместе с оборудованием для осветления жидкой фазы фирмы «Кем-Трон» позволяло более эффективно отделять излишки глинистой фазы. На гидроциклонах отделялось более 80 % частиц размером менее 0,1 мм, а на центрифугах – более 90 %, при этом коллоидных частиц – 5,0-9,9 %. Тем не менее, даже при использовании для обработки реагентов Кем-Пас + Поликем Д, т. е. при наличии полимерного флокулянта в буровых растворах не всегда удавалось обеспечить надлежащий уровень очистки в пределах Ск = 1,5-2,0 % (иногда Ск достигало 2,7 %). Кроме того, на эффективность очистки существенно влияет минерализация и щелочность используемой воды.

Основным критерием оценки негативного влияния фильтратов растворов на коллектор в лабораторных и стендовых исследованиях является коэффициент восстановления проницаемости (Кпр), определяемый как отношение проницаемости керна по углеводородной жидкости (нефть, керосин) до и после воздействия фильтратами технологических жидкостей. Экспериментальные исследования на кернах Суторминского месторождения показали, что после фильтрации традиционных промывочных растворов при межфазном натяжении () на границе «фильтрат – керосин», равным 23,6-29,5 мН/м (одновременно с гидрофилизирующим эффектом анионного ПАВ – сульфонол) Кпр составил 0,6-0,7. А для фильтратов растворов с добавками неиногенного ПАВ (неонол), имеющих = 18,1-18,7 мН/м, Кпр составил 0,70-0,75. Промысловый опыт показал, что применяемые виды химической обработки традиционных промывочных растворов не всегда обеспечивают достаточный уровень качества первичного вскрытия продуктивных пластов.

Для уменьшения отрицательного действия цементных растворов на ПЗП важно снизить водоотдачу, например введением полимерных реагентов. При применении реагентов ПВС-ТР (в Пурпейском нефтегазовом регионе) и TULOSE E 29651 (в Ноябрьском регионе) последний оказался более эффективным и позволил добиться снижения показателя фильтрации (ПФ) до 6-7 см3/30 мин при концентрации – 1,0-1,5 %. Но отсутствуют данные по улучшению на практике свойств цементного раствора и его фильтрата модифицирующими добавками.

Для вторичного вскрытия наиболее широко практикуются прострелочно-взрывные работы (ПВР) на минерализованных водных растворах и нефти. Однако кумулятивная перфорация в равной степени давала, как положительные, так и отрицательные результаты. Несколько лучшие результаты были получены на скважинах с применением щадящих методов сверлящей и гидропескоструйной перфорации, но они применялись редко в связи со сложностью организации и недостаточной безопасностью работ.

Эффективность заканчивания скважин на этапах освоения, глушения и ремонтно-восстановительных работ во многом определяется качеством первичного и вторичного вскрытия пластов, надежностью герметизации стволов скважин. Однако, вызов притока нефти при освоении из-за изменения термобарических условий движения потока жидкости, как правило, сопровождается такими характерными для эксплуатации скважин осложнениями, как образование асфальтосмолопарафиновых отложений, водошламоуглеводородных смесей, закупоривающих зону фильтрации и затрудняющих работу глубинного оборудования, спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) и др. Поэтому желательно, чтобы технологические жидкости, используемые на этапах заканчивания скважин, в максимально возможной степени предупреждали вышеуказанные осложнения.

Работы по заканчиванию скважин во многом схожи с работами при капитальном ремонте и эксплуатации скважин, а именно в продуктивных пластах при решении проблем повышения дебитов нефти и снижения обводненности продукции скважин. Поэтому для выработки критериев обоснованного выбора составов и их объемов, а также способов вскрытия на качественном уровне, целесообразно проанализировать проблемы и фактические промысловые результаты эксплуатации скважин, полученные в конкретном нефтегазовом регионе.

При глушении скважин для смены глубинного насосного оборудования на Вынгапуровском месторождении обратными эмульсиями (с эмульгаторами Нефтехим, ЭС-2) они выходили на рабочий режим по сравнению со скважинами, заглушенными технической водой и солевыми растворами, в среднем в 2,5 раза быстрее (примерно, на 5 сут), причем с уменьшенной в 2 раза суммарной непрерывной работой электроцентробежного насоса. В аналогичных условиях на  Суторминском месторождении скважины выходили на режим после глушения на первый или второй день, т. е. в 3,7 раза быстрее (или на 4 сут). Кроме того, при проведении операций с солевыми растворами происходило повышенное поглощение продуктивными пластами закачиваемых жидкостей глушения.

Эксплуатация добывающего фонда скважин месторождений Западной Сибири зачастую осложняется из-за образования асфальтосмолопарафиновых отложений на промысловом оборудовании и в ПЗП. Все АСПО Ноябрьской группы месторождений высокоплавкие (64-85 °С) с содержанием: 29,08-54,24 % парафинов с температурой плавления 74-84 °С; 2,77-4,99 % смол; 2,11-18,38 асфальтенов; 14,91 % механических примесей. По температуре плавления АСПО и парафина и, как следствие, обратно пропорциональной зависимости их растворения (по убывающей) в органических растворителях месторождения Ноябрьского региона делятся на три группы: Суторминское; Вынгаяхинское и Новогоднее; Вынгапуровское и Карамовское. Для очистки ПЗП, в основном, применяли растворители. Наиболее успешными (84,7 %) и эффективными (7,5 т/сут) в Ноябрьской группе месторождений были обработки с использованием гексановой фракции, несколько ниже успешность (71,5 %) и эффективность (7,3 т/сут) в композиции гексановой фракции с этилбензольной фракцией (ЭБФ).

Наиболее широко (57,9 % от общего объема обработок) применяющимися методами восстановления и повышения производительности скважин в Ноябрьском регионе являются солянокислотные (СКО), глинокислотные (ГКО) и ацетонокислотные (АКО) обработки. Средняя успешность обработок в добывающих скважинах составляла 62,3 % при эффективности 10,3 т/сут, а в нагнетательных успешность работ – 78,6 %. Установлено, что для более адекватной оценки эффективности восстановительных работ по промысловым данным, полученным на скважинах необходимо учитывать основной геофизический показатель – относительную амплитуду ПС (собственной поляризации). Скважины следует классифицировать в две группы исходя из условия – с пс менее и более 0,65.

Необходимо отметить, что при проведении капитального ремонта скважин (КРС) перед кислотными обработками недохождение НКТ до забоя наблюдалось в 40-50 % скважин. Столб глинисто-песчаных пробок на забое часто достигал высоты 25-30 м, а иногда перекрывал и интервал перфорации. Вместе с тем практически всегда в зумпфе находилась пульпа из воды, эмульсии и взвеси грязи. Растворимость забойных отложений в 12 %-й соляной кислоте достигала 31,7-37,3 %, а глинокислоте – 51,5-60,2 %. Растворяющаяся часть отложений в первом случае состояла, в основном, из соединений железа (70,3 %), а во втором случае – из соединений железа и алюминия (90,3 %). Данные полуторные окислы (оксиды) повторно осаждаются. В отложениях техногенного характера было свыше 60 % мелких (менее 0,1 мм) частиц, способных к самоуплотнению.

Исследование отложений на деталях насосов добывающих скважин Суторминского месторождения показало, что они содержали значительные количества (9-26 %) углеводородов и влаги. Во многих пробах присутствовала сульфидная сера. Наличие сульфидных соединений указывало на появившуюся деятельность сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ).

При проведении ремонтно-изоляционных работ (РИР) в Ноябрьском районе в добывающих и нагнетательных скважинах успешных оказалось соответственно 35 и 55 %. Успешность тампонирования негерметичных резьбовых соединений с оставлением стакана составляла 90 %, а после "скользящего тампонирования" – всего 60-70 %.

Во второй теоретической главе обоснованы рабочие гипотезы и дано объяснение физико-химических механизмов, сформулированы подходы совершенствования технологии заканчивания скважин, описаны методы и объекты исследований.

Для выбора участков с наиболее гидродинамически совершенной ОКЗС предложено учитывать расположение добывающих скважин относительно нагнетательных и динамику продвижения водонефтяного контакта, а также геолого-физические данные, как по различным участкам месторождения, так и по отдельным скважинам.

Теоретические аспекты улучшения технологических жидкостей для повышения качества заканчивания скважин основаны на: управлении расклинивающим давлением, законе Лапласа, обобщенной теории Дерягина – Ландау – Фервея – Овербека (ДЛФО), а также на теориях, идеях, представлениях и результатах исследований школы П.А. Ребиндера (правило уравнивания полярностей при адсорбционных явлениях, эффект адсорбционного понижения прочности твердых тел и пр.), А.А. Абрамзона, Г.А. Бабаляна и др.

Известная формула капиллярного давления (Па) включает три параметра:

Рк = 2·cos / r ,

где – межфазное натяжение, Н/м;

  – краевой угол смачивания, градус;

  r – радиус капилляра, м.

Следовательно, для снижения экранирующих капиллярных давлений необходимо во-первых понизить поверхностное (межфазное) натяжение, что достигается многими видами ПАВ. Во-вторых, изменить смачиваемость гидрофильных отрицательно заряженных поверхностей пород полимиктовых коллекторов на гидрофобную. Инверсия смачиваемости проявляется в увеличении фазовой проницаемости пласта-коллектора по углеводородной жидкости. В-третьих, важно сохранить размеры пор путем ингибирования гидратации глин, либо восстановить их путем дегидратации глин спиртосодержащими химпродуктами, химическим растворением АСПО углеводородными жидкостями или увеличить пористость путем кислотного растворения глин и карбонатов скелета горной породы и привнесенных осадков техногенного происхождения.

Оптимальное регулирование свойств технологических жидкостей во всех позитивных направлениях целесообразно осуществлять одной и той же полифункциональной модифицирующей добавкой, причем во все ТЖ многочисленных процессов завершающей стадии строительства скважины. Для повышения качества вскрытия терригенных высокогидрофильных продуктивных пластов с повышенной глинистостью и при близком расположении водоносных горизонтов в качестве универсальной модифицирующей добавки (присадки) в растворы на водной основе нами обосновано применение катионных ПАВ (рисунок 1).

Однако терригенные (полимиктовые) коллекторы содержат еще и карбонатные включения, поверхности которых хотя и могут быть отрицательно заряженными, но чаще всё же заряжены положительно. Поэтому для повышения эффективности гидрофобизации пород продуктивного пласта необходимо дополнительно гидрофобизировать их другими типами реагентов, отличающимися от КПАВ по механизму действия. Нами предложено использовать совместимые с катионными ПАВ гидрофобные кремнийорганические жидкости ГКЖ-10(11,11Н) и углеводородные смазочные добавки буровых растворов, обычно включающие эмульгатор и/или флотореагент-оксаль.

Рисунок 1 Схема применения технологических жидкостей с гидрофобными свойствами (РУО и жидкости на водной основе, модифицированные КПАВ)

На наш взгляд для эффективного решения поставленных в диссертационной работе задач необходимо исследовать в максимально возможной степени механизмы взаимодействий в системе "среда – горная порода – металл".

Механизм ингибирования набухания глинистых материалов в водных средах катионными ПАВ многоплановый. Процессы замещения обменных комплексов органическими катионами во всей кристаллической решетке глинистых частиц соответствуют кинетике топохимических реакций с одновременным проявлением законов механохимии и синергетики. Возможно в третьей стадии в присутствии катионных ПАВ происходит, т. н. "псевдообъёмное" ингибирование при колебательном режиме проникновения КПАВ внутрь пакетов с физической и химической адсорбцией (т. е. первой и второй стадий) на поверхностях в микротрещинах.

Механизм флокулирования глинистых дисперсных систем катионными ПАВ протекает, в основном, за счет электростатических и структурных сил, причем включает четыре стадии: по типу коагуляции неорганическими электролитами, т. е. с коагуляцией как в ближнем, так и в дальнем энергетическом минимуме, а также вследствие реброгранной коагуляции; электрохимическую (при электростатическом взаимодействии глинистых частиц); пленкообразующих эффектов (в основном при физической адсорбции КПАВ); мицеллярное укрупнение в ассоциации (слияние пленочных флокул). Возможен также ход процессов в обратном направлении путем механического захвата катионными ПАВ части дисперсионной среды по типу окклюзии с дальнейшим перераспределением в конгломерате. Для водорастворимых фракций КПАВ процессы флокуляции практически не идут дальше третьей стадии.

При введении в буровые растворы катионных ПАВ происходят перемены в самой дисперсной системе, глинистой корке и поровом пространстве ПЗП. Углеводородные смазочные добавки (УВСД) буровых растворов взаимодействуют с КПАВ, что приводит к их перераспределению из раствора на контактные поверхности. Прежняя глинистая корка расформировывается ввиду растрескивания. Катионные ПАВ проникают в поровые пространства горных пород и коагулируют находящиеся в них коллоидные частицы, вследствие чего ограничивается их миграция в глубь пласта. Обновленная глинистая корка в пристенных слоях коагулянта уплотнена и насыщена УВСД. На отрицательно заряженной поверхности бурильной колонны также адсорбируются КПАВ. Физико-химические и механические явления, происходящие при взаимодействии вновь сформированной гидрофобизированной фильтрационной корки со слоями УВСД и КПАВ на металлической поверхности теоретически более выгодны для улучшения триботехнических свойств контактных зон, исключения сальникообразований, затяжек и прихватов бурильного инструмента.

Механизм адсорбции водорастворимых фракций КПАВ может совпадать с механизмом адсорбции углеводородорастворимых фракций ПАВ в один слой не только при малых концентрациях реагента в объеме. Это может происходить и в тех случаях, когда поверхность предварительно уже смочена углеводородами (например, нефтью) следующими путями проникновения в зазор: при диффузии через слой прилипшей капли углеводорода; при миграции КПАВ с закрепленных участков по поверхности из зоны, смоченной водой, в зону под пленкой углеводорода; при миграции КПАВ с какой-либо точки на границе раздела «нефть – вода» и самонаведения полярной группой в зону контакта между нефтью и поверхностью; при миграции из водной среды и расклинивании зазора. В этом случае образование характерного для водорастворимых молекул КПАВ второго обратно-ориентированного слоя в водной среде не происходит. В результате достигается усиление гидрофобизации поверхности и увеличение гидрофобности поверхности за счет клеточного эффекта (десорбированию КПАВ с поверхности препятствуют молекулы нефти) и индуцирования явления избирательного смачивания (заключающегося в том, что жидкость, которая лучше смачивает данную подложку, самопроизвольно оттесняет другую жидкость).





Развивая теорию Бабаляна Г.А. о смазочных свойствах ПАВ в буровых растворах применительно к катионным азотсодержащим соединениям можно утверждать следующее. Повышение показателей бурения за счет совместного действия КПАВ и УВСД, в частности показателя Vм  происходит в большей степени при прохождении глинистых пород ввиду их гидрофобизации, а показателя hд – в песчанике ввиду уменьшения износа вооружения долота, причем в первую очередь из-за углеводородорастворимых фракций, а после создания слоя УВСД и за счет водорастворимых фракций КПАВ.

Совмещение гидроакустического и кавитационного воздействия вихревого кольмататора с обработкой бурового раствора катионным ПАВ приводит к более существенному уменьшению электростатических сил отталкивания при взаимодействии глинистых частиц. Кроме того, адсорбированные на глинистых частицах катионные ПАВ привносят составляющую структурных сил притяжения. В итоге, это увеличивает вероятность сближения большего количества глинистых частиц, проникших в поры коллектора, и дополнительно улучшается их упаковка в единице объема кольматационного экрана. В свою очередь дополнительное газонасыщение коллектора (в т. ч. и кислородом) приводит к повышению степени ингибирования гидратации глин в околоскважинной зоне.

С целью восстановления и интенсификации притока нефти проводят обработки призабойных зон жидкостями с добавками ПАВ и кислотными растворами. Целесообразно в этом случае воздействовать на всю зону проникновения водных технологических жидкостей на предыдущих этапах для инверсии смачивания поверхностей с гидрофильной на гидрофобную. При проведении исследований кривых восстановления давления (КВД) в добывающих скважинах нами установлено, что величины гидродинамических параметров (гидропроводность, проницаемость и пьезопроводность) в первой зоне неоднородности на удалении до 0,67-8,14 м существенно выше, чем на втором (переходном) и третьем участках неоднородности на удалении более 1,62-16,63 м. Только после значительного увеличения гидродинамических параметров второго участка, являющегося своеобразным барьером, возможно реальное увеличение дебита скважины после ОПЗ. Традиционно в ПЗП добывающих скважин Ноябрьского нефтегазового региона закачивалось от 3-5 до 15-17 м3 раствора. В некоторых случаях это было кратно меньше требуемого количества, что естественно сказывалось на эффективности технологических операций. Поэтому необходимые объемы технологических жидкостей для проведения ОПЗ следует определять и уточнять для каждой конкретной скважины индивидуально. Необходимо отметить, что учет данного обстоятельства при выборе объема композиции для проведения водоизоляционных работ позволяет также повысить их успешность.

Системная и последовательная концепция качественного вскрытия и обработки нефтяных пластов предусматривает управление процессами смачивания поверхности с гидрофильной на гидрофобную путем обработки всех технологических жидкостей, применяемых в многочисленных процессах заканчивания скважин добавками полифункциональных катионоактивных азотсодержащих соединений. Необходимость в последовательности при выборе одних и тех же типов модифицирующих и облагораживающих добавок вызвана тем, чтобы избежать отрицательных последствий несовместимости химических реагентов (осадкообразование, высаливание, нейтрализация, гелеобразование, ухудшение поверхностно-активных свойств и пр.). Вместе с тем, данная концепция (т. н. глобального в рамках строительства скважин) улучшения качества фильтратов технологических жидкостей добавками КПАВ допускает возможность использования и комплексных химреагентов нового поколения, т. е. с совместимыми с катионными – неионогенными и амфолитными ПАВ (НПАВ и АмПАВ).

Оптимизация эффективной разработки месторождений должна закладываться на стадии проектирования, строительства и освоения скважин. Превентивная концепция борьбы с осложнениями, характерными для освоения и начального периода эксплуатации скважин заключается в том, что  начинать борьбу с ними (или предупреждать их возникновение и инициирование) надо уже на стадии строительства скважин, т. е. с первичного вскрытия нефтяных пластов, крепления и так далее до сдачи скважины в эксплуатацию. Указанная концепция предусматривает предупреждение и борьбу с загрязнениями ПЗП: твердой фазой технологических жидкостей, солеотложениями, асфальтосмолопарафиновыми отложениями, гидратообразованиями, продуктами деятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Должны быть предусмотрены также меры по предупреждению водопроявлений за счет гидрофобизирующих эффектов (применением растворов на углеводородной основе или модификацией растворов на углеводородной основе катионными ПАВ), а также использованием технических средств, уменьшающих процессы трещинообразования и растрескивания в цементном кольце и горной породе (щадящего принципа действия, с использованием демпфирующих элементов и др.).

В развиваемой нами концепции комплексного повышения качества ремонтно-восстановительных работ при заканчивании нефтегазовых скважин предусматривается изучение предыстории проводимых работ, состояния ствола, крепи и околоскважинного пространства, при этом основной упор делается на проведение большого объема подготовительных работ. Они включают осуществление очистки зумпфа и ПЗП скважины от осадков растворами с повышенными пескоудерживающими свойствами, установку солянокислотной ванны (СКВ) и проведение кислотной обработки с применением ПАВ, спиртосодержащих химпродуктов, углеводородных растворителей и пр.

Для изучения специальных свойств технологических жидкостей заканчивания скважин в диссертационной работе использовано большое количество известных адаптированных методик. Кроме того, усовершенствованы методики: определения диспергирующей способности катионоактивных реагентов по изменению условной вязкости глинистой суспензии; определения фазовой проницаемости искусственных песчаных кернов по воде и керосину до и после обработки технологической жидкости модифицирующими добавками; определения проницаемости естественного керна на установке УИПК-1М в многофакторных экспериментах после прокачки фильтратов нескольких модифицированных технологических жидкостей; одновременного определения ингибирующих и коагулирующих свойств минеральных солей и КПАВ при осветлении суспензии из непрогидратированного глинопорошка; изучения влияния противоприхватных жидкостей на глинистую корку; экспресс-оценки вспенивающей способности реагента в дисперсной системе после перемешивания на высокоскоростной мешалке; качественных оценок адгезионных свойств копозиций.

Разработаны также новые методики: стендового исследования процессов гидроперфорации металлических обсадных труб нефтяного сортамента; определения совместимости фильтратов технологических жидкостей между собой и с пластовыми флюидами в запаянных ампулах; нефелометрического определения содержания глинистых частиц размером менее 2 мкм в фильтратах; определения противоприхватных свойств глинистой корки путем двойного ее формирования при помощи вакуума до и после установки стального бруса; экспресс-оценки скорости пропитки фильтровальной бумаги противоприхватной жидкостью; определения пескоудерживающей способности водных растворов солей и полимеров; определения влияния солянокислотных обработок на расформирование кольматационного экрана и восстановление проницаемости насыпного песчаного керна в зависимости от состава глинистой корки и растворимости экрана; определения дегидратации спрессованного глинопорошка водопоглощающими жидкостями; определения отмывающей способности буферной жидкости для цементирования скважин; определения степени влияния развиваемого давления водонабухающим полимером на разрушение (гидроразрыв) скрепленного естественного керна; стенд и методика исследования процессов изоляции модели пласта через негерметичное резьбовое соединение (НГРС) НКТ.

В диссертационной работе усовершенствованы технологии производства следующих этапов и стадий заканчивания скважин:

– первичное вскрытие продуктивных пластов;

– предупреждение и борьба с осложнениями;

– крепление и цементирование скважин;

– вторичное вскрытие нефтяных пластов;

– глушение и временная консервация скважин;

– освоение с операциями вызова притока углеводородов и

интенсифицирующих обработок продуктивных пластов;

– ремонтно-восстановительные работы.

В третьей главе рассматриваются вопросы совершенствования техники, технологии и рецептур технологических жидкостей для вскрытия и разобщения продуктивных пластов.

Конструкции забоев скважин

Выполненный нами анализ показал, что для песчаников и алевролитов продуктивных пластов БВ6-8 Вынгапуровского месторождения расчетные минимальные значения прочности горных пород на одноосное сжатие (сж), обеспечивающие устойчивость ПЗП, составляли 35-44 МПа, а полученные данные сж кернов – 35,4-109,0 МПа. Следовательно, в Ноябрьском регионе прочностные показатели пород вполне достаточны для проектирования открытой конструкции забоев скважин.

Установлено также, что для Вынгаяхинского (БП) и Вынгапуровского (БВ)  и в купольной части Новогоднего, Муравленковского, Холмогорского, Пограничного и Западно-Ноябрьского месторождений, как правило, наиболее приемлем тип ОКЗС с последующим проведением геолого-технических мероприятий по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин. На других месторождениях третьей группы с пластами БС, в частности Суторминском, Крайнем, Карамовском, Северо-Карамовском, Северо-Пямалияхском, следует применять только закрытую конструкцию забоев скважин.

Рецептуры РУО для первичного вскрытия продуктивных пластов

а) малофильтрующиеся РУО

Как известно, вскрытие продуктивных пластов на углеводородных системах обеспечивает достаточно высокое качество. Однако трубуют решения вопросы обеспечения стабильности, используемых в Западной Сибири, углеводородных растворов. Кроме того, утяжеленные баритом РУО обладают высокой закупоривающей способностью. В отличие от седиментационнонеустойчивого раствора на углеводородной основе с малым содержанием воды (до 2-3 %), утяжеленного баритом, нами предложена новая рецептура, утяжеленная портландцементом в количестве до 25-35 %. Для того, чтобы не произошло схватывание цемента углеводородный раствор из 10-20 % окисленного битума (ОБ), омыленного 30-50 %-м водным раствором каустической соды, в дизельном топливе (ДТ) с плотностью 870-900 кг/м3 дополнительно эмульгировали сульфонолом (0,7-1,0 %) и эмульталом (0,2-0,3 %). Полученный раствор плотностью 1070-1150 кг/м3 удовлетворяет условиям вскрытия продуктивных пластов на большинстве месторождений.

б) инвертные эмульсионные растворы

Разработаны также эмульсии имеющие плавную реологическую кривую. В частности, разработан состав инвертно-эмульсионного раствора плотностью 950-1400 кг/м3,  включающий 50-70 % нефти, 30-50 % водного раствора хлористого кальция ( = 1300 кг/м3), барит и 1,4 % новой композиции эмульгатора – таллового масла, омыленного реагентом ГКЖ-10(11) в соотношении 1,0:0,4. Электропробой эмульсии достигал 210-320 В.

в) исследования композиций эмульгаторов

Выполнено комплексное исследование известных и новых эмульгаторов в составах из стабильного бензина (Ст.б. или т. н. газового конденсата – ГК) – 20 % и пластовой воды. В качестве эмульгаторов изучали эмультал (Э), композицию эмультала и окисленного битума в дизельном топливе, ОБ в ДТ, Нефтенол НЗ. Концентрация эмульгаторов составляла 4 %. Кроме того, в композиции на основе эмультала и ОБ в ДТ добавляли 1 % амфолитного ПАВ – окись амина (ОА) – это 30 %-й водный раствор окиси алкилдиметиламина. Вместе с тем эмульсии содержали 0,8-2,4 % щелочного реагента ГКЖ-11.

Обратные эмульсии, как правило, представляют собой системы с неньютоновским характером течения. Обычно с увеличением температуры реологические показатели эмульсий снижаются, что является их недостатком. Одноко в разработанных нами составах с ОБ при увеличении содержания ГКЖ-11 вязкость эмульсий наоборот увеличивается. Это происходит из-за омыления и полного растворения (распускания частиц) ОБ, особенно при температурах выше 60 °С. Введение ОА приводит к выгодному разжижению полидисперсной эмульсии при низких температурах (что облегчает операции по сливу–наливу и снижает давления при закачке и продавливании эмульсий в скважину) к последующему загущению при температурах более 60 °С, что способствует увеличению ее устойчивости. Видимо, при повышении температуры ОА переходит из структуры прямой эмульсии, доля которой уменьшается, в структуру обратной эмульсии, в результате чего увеличивается вязкость системы.

Исследования фильтрационных процессов в условиях, близких к пластовым, на экспериментальной установке УБФ-1 показали следующее. Остаточный фактор сопротивления, равный отношению подвижности воды (мкм2/мПа⋅с) до закачки оторочки эмульсии к подвижности воды после прокачки оторочки эмульсии водой в размере двух поровых объемов модели пласта (0,444 м) и характеризующий одновременно тампонирующие и гидрофобизирующие (т. е. в целом блокирующие) свойства эмульсии с эмульгаторами эмультал в ДТ, эмультал + ОБ в ДТ и Нефтенол НЗ находился в пределах 0,41-0,72 при кратности снижения подвижности воды в 1,39-2,42 раза. Осточный фактор сопротивления в экспериментах с эмульгатором эмультал + ОБ в ДТ и 0,8 % ГКЖ-11 совместно с добавкой 1 % ОА составил 0,25 при кратности снижения подвижности воды в 3,96 раз, что в 2,85 раза лучше в сравнении с опытом без ОА (при прочих равных условиях). При этом коэффициент довытеснения нефти повысился от 6,6 до 11,7 %.

г) использование РУО по новому назначению

В Суторминском цехе подготовки нефти (ЦПН) скапливались большие объемы т. н. "стойкой эмульсии", в основном, с параметрами: = 861-870 кг/м3, U > 600 В, µ = 10,3-10,8 сСт, содержание воды – до 1,8 %. Так как нефть не всех месторождений и даже не всех скважин конкретного месторождения подходила для приготовления качественных нефтеэмульсионных буровых растворов вполне логично использовать "стойкие эмульсии" вместо нефти. Значительный объем исследований проведен также с наиболее подходящей для этих целей нефтью Холмогорского месторождения. Утяжеление эмульсий (57,0-59,6 % "стойкой эмульсии" + 1 % таллового масла и 0,4 % ГКЖ-10(11) + раствор CаСl2  ( = 1330 кг/м3)) производили непосредственно кристаллическим (кр.) хлористым кальцием до 12-13 %. Данные эмульсии ( = 1037-1140 кг/м3) обладали необходимой термоустойчивостью при 80 °С в течение 5 сут, что не достигалось с добавкой 4 % эмульгатора Нефтенол НЗ. После разбавления эмульсии пластовой (сеноманской) водой не происходило ее разложение. При увеличении содержания воды от 5 до 75 % напряжение электропробоя уменьшилось от 260 до 180 В, что вполне приемлемо.

Стоимость нефильтрующихся РУО и эмульсионных растворов высокая, к тому же по экологическим требованиям после проведения операции их нельзя сливать в амбары. Нами было предложено утилизировать отстоявшиеся РУО путем повторного использования, например, в качестве смазочной добавки и противоприхватной жидкостной ванны. Установлено, что зарубежный эмульсионный раствор «Versaclean» на основе минерального масла ЕDС-99 несовместим с полимерглинистым раствором из-за его повышенной чувствительности к минеральным солям. Однако в состав естественного полимеркарбонатного раствора можно вводить до 10 % эмульсии, а в раствор Flo-Pro – до 30 %, при этом показатели фильтрации, плотности и липкости понижались. Структурно-реологические параметры после введения эмульсии увеличились, но оставались на приемлемом уровне. Разбавление раствора Flo-Pro эмульсией «Versaclean» водой до 20 % приводило к обратному процессу снижения структурно-реологических параметров при сохранении липкости корки на прежнем уровне.

Глинистые буровые растворы с добавками катионных ПАВ

В связи с высокими экологическими требованиями к технологическим жидкостям и особенностями геолого-физических условий бурения в Западной Сибири наиболее широко используются глинистые растворы. Поэтому в диссертационной работе большое внимание уделено улучшению качества данных растворов и их фильтратов. Предварительные исследования проницаемости керна продуктивных пластов Суторминского месторождения на установке УИПК-М показали, что после прохождения фильтрата бурового раствора, обработанного стабилизатором НР-5 и катионоактивной добавкой 0,3 % АНП-2 (при σ = 13,7 мН/м), коэффициент восстановления проницаемости по углеводородной жидкости составил 0,80-0,85. Полученные высокие параметры свидетельствуют о правильном выборе направлений экспериментальных исследований по модифицированию технологических жидкостей катионоактивными азотсодержащими соединениями.

Высокие флокулирующие свойства катионных реагентов естественно сказываются на повышении структурно-реологических показателей глинистых растворов. Количество флокул в глинистой суспензии, обработанной водорастворимым гидрофобизатором ИВВ-1 (фр. С12 – С14), меньше чем с водоуглеводородорастворимым – ГИПХ-3 (фр. С12 – С18), примерно в 1,2-2,2 раза, а размеры флокул – почти в 2 раза. Добавление в естественный глинистый раствор, обработанный реагентами КМЦ, ГКЖ и нефтью, до 0,3 % ИВВ-1 привело к образованию до 10 % флокул, замеренных на колбе Лысенко. При последующем отделении флокул  на ситах размером 0,25 0,25 мм количество коллоидной глинистой фазы в растворе уменьшилось от 2,8 до 2,3 %. Выполненные лабораторные и промысловые исследования показали, что приемлемые для практики бурения в Западной Сибири концентрации реагентов, не вызывающие осложнений из-за существенного повышения структурно-реологических параметров нарабатываемых растворов, находятся для ГИПХ-3 до 0,2-0,3 %, а для ИВВ-1 – до 0,4-0,5 %.

Исследование специальных свойств водных растворов катионоактивных азотсодержащих веществ показало, что поверхностно-активные свойства и ингибиторная защита глин улучшаются в ряду углеводородорастворимые – водоуглеводородорастворимые – водорастворимые катионные ПАВ, соответственно: СНПХ-6012 (фр. С17 – С20); ГИПХ-3 и ГИПХ-6Б (фр. С12 – С18); ИВВ-1 (таблица 1). По данным показателям все другие, применяемые при бурении скважин основные и дополнительные химреагенты (КМЦ-700, НР-5, НРк-5, ПКР, сайпан, НТФ, ГКЖ, КССБ, ФХЛС, гипан, ПАА и их комбинации) уступают катионным ПАВ. При совместной обработке всех реагентов с ГИПХ-3 происходило в большинстве случаев улучшение всех качественных показателей ингибирования – И (АНИ), увлажнения – У (ВНИИКРнефть), диспергирующей способности – Д и межфазного натяжения на границе с керосином – (сталагмометр), либо эти показатели оставались на прежнем уровне.

Таблица 1 Влияние катионных ПАВ на свойства водных растворов

Реагент, применяемый

для химобработки

Показатель

рН

И, %

У, 1/ч 1+В (усл. ед.)

Д, доли ед.

, мН/м

Вода дистиллированная (ВД)

6,8

57

24,6

1,00

30,3

ВД + 0,1 % ГИПХ-3

5,4

83

17,0

0,60

9,5

ВД + 0,2 % ГИПХ-3

4,9

88

15,8

-

6,2

ВД + 0,3 % ГИПХ-3

4,4

90

13,6

0,50

5,2

ВД + 0,5 % ГИПХ-3

3,4

92

11,3

0,35

4,0

ВД + 0,1 % ГИПХ-6Б

6,0

75

-

-

9,0

ВД + 0,3 % ГИПХ-6Б

5,7

89

-

-

4,1

ВД + 0,5 % ГИПХ-6Б

5,5

93

-

-

3,0

ВД + 0,1 % ИВВ–1

6,8

84

-

0,50

8,0

ВД + 0,2 % ИВВ–1

6,9

89

-

0,45

4,0

ВД + 0,3 % ИВВ–1

7,0

92

-

0,35

2,8

ВД + 0,5 % ИВВ–1

7,1

95

-

0,25

2,4

ВД + 0,1 % СНПХ-6012

7,4

63

-

-

-

ВД + 0,3 % СНПХ-6012

7,5

65

-

-

-

ВД + 0,5 % СНПХ-6012

7,5

66

-

-

-

Важным для качественного вскрытия и обработки продуктивных горизонтов является проявление гидрофобизатором ИВВ-1 деэмульгирующих свойств в естественной нефтяной эмульсии. При добавлении 0,0127 г ИВВ-1 в 200 мл нефтяной эмульсии с Суторминского месторождения через 90 мин содержание в пробе воды составило 43 % (об.), а в пробе с деэмульгатором Кемеликс – 54 %. При нагревании до 60 °С в течение 20 мин в каждой пробе произошло более полное расслоение, которое практически совпало на уровне 71,0-74,7 % для всех проб. А реагенты ГИПХ-6(6Б) проявляют удовлетворительные деэмульгирующие свойства при совместной обработке с деэмульгатором (демульсифер R-II).

Предупреждение и ликвидация осложнений

В связи с повышением экологических требований к строительству скважин в буровой технологии стали применять множество новых (биоразлагаемых) смазывающих добавок, в т. ч. и зарубежных. В связи с этим возникла необходимость проверки их совместимости с катионными ПАВ и влияния на качество вскрытия продуктивных пластов, как индивидуальное, так и совместно с КПАВ. Комбинированная обработка естественных буровых растворов высокощелочной рыбожировой смазкой (0,4 %) и 0,2 % ГИПХ-3, имеющего кислую реакцию, позволила комплексно решать проблемы неосложненного ведения буровых работ с приемлемыми смазочными свойствами промывочных жидкостей наряду с повышением качества вскрытия пластов за счет улучшения свойств фильтратов буровых растворов (И = 82,6 %, У = 15,6 усл.ед., = 3,0 мН/м).

Исследования ингибирующей способности ряда отечественных и зарубежных реагентов на крупке бурового шлама по методике АРI показали, что большинство реагентов (ДСБ-МГК, Сlаy–Sеаl, РluS, ВDF, Сlаy-Firm, Сlаy-Grаbbеr, Кла-Кью, МЛ-81Б, ТКРР, ИВВ-1 различных марок, ФК-2000, Кристалл) повышают показатель И по сравнению с водой, для которой параметр равен 51,2-60,7 %. Однако смазывающие добавки ДСБ-БС и ДСБ-4ТТ, содержащие в своем составе флотореагент-оксаль, вначале при малых концентрациях приводили к увеличению ингибирующих свойств, а при концентрациях более 3 % вызывали снижение показателя И до значений меньше, чем у воды. Это связано с механизмом диспергирующего действия спиртосодержащего оксаля, измельчающего (расщепляющего по сети имеющихся трещин) глинистый шлам за счет дегидратации водных алюмосиликатов.

Результаты замеров поверхностного натяжения на тензиометре модели SТ- РluS водных растворов реагентов (ДСБ-БС, ДСБ-МГК, ИВВ-1, МЛ-81Б, ФК-2000, СLAY–SEAL, СLAY-GRABBER, СLAY-FIRM, ВDF, ДСБ-4ТТ) показали во всех случаях снижение . Аналогично происходило снижение межфазного натяжения на границе с керосином, при этом минимальные параметры были достигнуты с комплексным ПАВ на основе сульфонола и неонола – МЛ-81Б. Вместе с тем показатели на границе с воздухом у 0,3 %-х растворов МЛ-81Б и КПАВ – ИВВ-1(Б) были соизмеримы (около 31,5 мН/м).

Перспективными для использования при заканчивании скважин являются многофункциональные реагенты класса многоосновных диоксановых спиртов – оксалей, отвечающие к тому же современным экологическим требованиям. При изучении фильтрующих свойств ТЖ по усовершенствованной методике на искусственном песчаном керне после прохождения флотореагента-оксаль Т-80 коэффициент восстановления проницаемости по воде уменьшился и составил 43,1 % от первоначального, а по керосину повысился до 21,4 % (в контрольном опыте после воды керосин практически не фильтровался, т. е. Кпр ~ 0). Эти опыты  указывают на наличие гидрофобизирующих свойств у флотореагента-оксаль, что подтвердилось набуханием гидрофобного глинопорошка в оксале, которое составило 65 % от максимального, зафиксированного в дизтопливе и керосине.

При проведении тестов смазочных жидкостей на противоизносные и противозадирные свойства на приборе МТ-3 в контакте «металл – металл» параметры в сторону улучшения расположились в ряду: нефть – трансформаторное масло – дизельное масло – оксаль. Добавки флотореагента-оксаль Т-92 в буровые растворы приводили к более существенному снижению липкости глинистой корки, чем оксаль Т-80. Уже при концентрации 0,5-0,7 % Т-92 липкость корки, замеренная на приборе КТК практически отсутствовала. Изучение противоприхватных свойств на дважды сформированной корке по разработанной нами методике показало, что угол страгивания при указанных концентрациях понизился с 90° до 22-51°, а при увеличении концентрации Т-92 более 3 % – стабилизировался на уровне 20°.

Флотореагент-оксаль (например, Т-66) в бурении ранее широко применялся в растворах как пеногаситель лигносульфонатных реагентов. Однако в полимерглинистых растворах Западной Сибири все марки оксаля (Т-66, Т-80, Т-92 и Т-94) в области малых концентраций (примерно, до 1-3 %) проявили, наоборот, пенообразующие свойства, которые обычно усиливались при совместном применении с катионными ПАВ. И только при существенном повышении концентрации оксалей более 5 % наблюдалось уменьшение вспенивающего действия КПАВ. Эффективными в борьбе с вспениванием глинистых растворов оксалем оказались реагенты МАС-200 в ДТ, НТФ, графит.

Широко применявшиеся в Ноябрьском регионе зарубежные смазочные добавки Lube-167 и K-Lube компании «M-I Drilling Fluids» также проявляли пенообразующие свойства, но в области концентрации более 1-3 %. Поэтому при комплексных обработках Lube-167 : оксаль и K-Lube : оксаль в оптимальных отношениях 1:3 и 1:1 вспенивающие свойства смазочных добавок были существенно ослаблены, что практически не требовало применения пеногасителей. В тоже время значительно уменьшалась стоимость химобработки растворов. Выполненные нами исследования также показали достаточно высокую эффективность флотореагента-оксаль в композиции с катионными и комплексными ПАВ для ликвидации прихватов бурильных и обсадных колонн. Полученные показатели по известным и разработанным методикам были на уровне с зарубежными противоприхватными жидкостными ваннами и реагентами фирмы «M-I Drilling Fluids» (PIPE-LAX, PIPE-LAX W, PIPE-LAX ENV и др.).

Чтобы повысить эффективность аварийных работ целесообразно устанавливать комбинированные жидкостные ванны: солевой раствор – оксаль; оксаль – кислотный раствор – оксаль. Предупредить кислотную коррозию металла вне зоны прихвата можно применением буферной жидкости, создающей временные пленочные покрытия (пл. п.) с антикоррозионными свойствами (таблица 2).

Таблица 2 Влияние пленок оксаля на скорость коррозии стали марки «Д» в кислотных растворах (Т = 80 °С, t = 1 ч, V/S = 7)

Коррозионная среда,

покрытие

Скорость коррозии, г/(м2·ч)

Коррозионная среда, покрытие

Скорость коррозии, г/(м2·ч)

1. 12%-я НСl (т.и.)

174,3

3. 12%-я НСl + 2%НF

(1:1 от товарного вида)

1507,1

2. п.1 + пл.п. Оксалем

134,6

4. п.3 + пл.п. Оксалем

321,9

Технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов

а) инвертные эмульсионные растворы и нефтекислотные эмульсии

Для качественного вторичного вскрытия полимиктовых коллекторов с низким нефтенасыщением и повышенной гидрофильностью были также разработаны растворы на углеводородной основе. В частности – обратные эмульсии плотностью 900-1130 кг/м3 с использованием эмульгаторов Нефтенол НЗ или Синол-ЭМ, 3-35 %-х растворов СаСl2 и углеводородной жидкости (41-51 % дизельного топлива при температуре в ПЗП до 60-65 °С и 45-57 % нефти – до 80-95 °С). Электростабильность полученных эмульсий повышалась с увеличением концентрации углеводородов. Электропробой эмульсий с добавкой 4 % Нефтенол НЗ по прибору ИГЭР-1 составлял 200-260 В. Они стабильны при забойных температурах более 5 сут, что вполне достаточно для проведения перфорации.

Нефтекислотные эмульсии включали 63-64 % нефти, 30 % соляной кислоты (10-15 %-й концентрации) и эмульгатор эмультал, или его смесь (3:4) с ингибитором коррозии Тrаv Соr ТХ-1153. Напряжение электропробоя полученных эмульсий составляло не менее 600 В. Данную эмульсию можно применять для растворения карбонатных отложений в ПЗП и на подземном оборудовании. При смешении эмульсий с кислотными композициями в соотношении 1:1 происходило полное разрушение эмульсии. Следовательно, для снижения отрицательного влияния эмульсий на проницаемость коллекторов иногда достаточно провести кислотную обработку.

б) пресные и солевые перфорационные растворы с добавками КПАВ

Некоторые результаты исследований при модификации минерализованных и полимерсолевых растворов добавками КПАВ представлены ниже (таблица 3).

Таблица 3 Влияние добавки ГИПХ-3 на ингибирующие свойства и поверхностное натяжение солевых растворов и фильтрата цементного раствора

Концентрация соли в воде

Показатели растворов

без ГИПХ-3

0,3 % ГИПХ-3

рН

И, %

, мН/м

рН

И, %

, мН/м

1-2 % NaCl

6,7

68

29,8

5,1

90

3,0

5-7 % NaCl

6,6

77

29,6

5,2

91

1,3

14-15% NaCl

6,4

85

29,2

5,3

93

1,2

0,1 % СаСl2

7,2

72

-

5,3

88

-

0,5 % СаСl2

8,5

74

-

6,0

92

-

9-10 % СаСl2

-

-

27,0

5,3

88

1,5

20-23 % СаСl2

-

-

25,3

6,0

92

6,5

30 % СаСl2

-

-

24,2

-

-

9,1

0,1 % MgCl2

7,1

73

-

5,5

90

-

0,5 % MgCl2

6,8

83

-

4,3

94

-

5% NaCl + 0,1% CaCl2+ 0,1% MgCl2

6,6

77

-

-

-

-

5%AХН (СТА)

7,2

83

-

-

-

-

10 % АХН (СТА)

7,4

88

14,7

-

-

-

15%АХН (СТА)

7,5

90

16,3

-

-

-

20 % АХН (СТА)

7,6

92

18,8

-

-

-

Фильтрат портландцемента

12,6

90

-

12,4

92

-

Показатель ингибирования у солевых растворов меньше, чем у пресной воды с добавкой всего 0,2 % ГИПХ-3. Добавки углеводородорастворимого КПАВ – ГИПХ-3 (фр. С12 – С18) проявили однозначно положительное влияние на солевые растворы – одновременно существенно повысился показатель ингибирования, значительно снизилось межфазное натяжение на границе раздела фаз «раствор – керосин».

Из таблицы 3 видно, что наиболее качественный базовый раствор аминированного хлористого натрия (АХН или СТА), включающего улучшающие добавки 4-7 % аминов и до 1 % щелочи, все же уступает, как по ингибирующим, так и поверхностно-активным свойствам растворам с облагораживающей добавкой КПАВ. Скорость увлажнения спрессованных образцов из глинопорошка в 2%-м растворе водорастворимого реагента ИВВ-1 (фр. С12 – С14) оказалось сопоставимой с раствором полиакриламида (ПАА) – 0,05 % Accotrol (соответственно 10,6 и 9,2 %/ч).

Результаты исследований проницаемости искусственных песчаных кернов по воде и керосину представлены в таблицах 4 и 5.

Таблица 4 Влияние водоуглеводородорастворимого гидрофобизатора ИВВ-1 широкой фракции С10 С18 на скорость фильтрации жидкостей через керн, предварительно смоченный водой

Исследуемая

жидкость

Концентрация

ИВВ-1 в ТЖ, %

Скорость фильтрации

воды до и после

обработки, м3/ч10-3

Повторная обработка ТЖ  с ИВВ-1

концентрацией, %

Скорость фильт-рации керосина,

м3/ч10-3

Н2О

-

  1,92 / -

-

0,007

Н2О

0,5

1,0 / 0,40

0,5

0,14

Н2О

1,0

1,0 / 0,28

1,0

0,29

Н2О

1,5

1,25 / 0,69

1,5

0,42

р-р NaCl

-

0,746 / 0,724

-

0,03

р-р NaCl

0,5

1,136 / 0,925

0,5

0,36

р-р NaCl

1,0

3,363 / 1,070

1,0

0,62

р-р СаС12

1,0

  3,16 / 1,33

1,0

0,21

Таблица 5 Влияние водорастворимого гидрофобизатора ИВВ-1 на скорость фильтрации жидкостей через керн, предварительно смоченный углеводородом

Концентрация

ИВВ-1

(фр. С12 – С14)

в  техводе, %

Скорость фильтрации, м3/ч10-3

(до / после)

Кратность изменения скорости

фильтрации

керосина

воды

увеличение

для керосина

уменьшение

для воды

-

  1,0 / 0,05

1,0 / 0,62

20

0,16

1

0,75 / 0,25

  - / 0,31

3

-

Как водоуглеводородорастворимые КПАВ, так и водорастворимые (в случае преимущественного смачивания поверхностей в поровом пространстве углеводородной жидкостью) проявили одинаковое гидрофобизирующее действие, а именно замедление фильтрации воды и, напротив, кратное и даже на порядок ускорение фильтрации керосина.

в) составы для кумулятивной перфорации и глушения скважин

С целью совершенствования технологии перфорации был рекомендован водный раствор отхода производства пентаэритрита – фильтрат технического пентаэритрита плотностью 1190-1256 кг/м3. Морозоустойчивость ФТП – минус 15 °С, динамическая вязкость – до 4,5 мПа·с (что выше, чем у растворов NаСl, СаСl2, СТА и аммонизированного раствора нитрата кальция (АРНК) той же плотности), межфазное натяжение на границе с керосином – до 4 мН/м (также или несколько ниже было только у СТА), процент увлажнения глинистого образца – около 3 % ,что лучше чем у растворов NаСl + КСl, СаСl2 и АРНК. При контакте ФТП с металлом и цементным камнем они покрывались адсорбционной пленкой реагента, несмываемой водой. Наличие желто-бурой пленки приводило к кратному замедлению коррозии металла и предупреждению растрескивания цементного камня.

К прогрессивным технологиям вторичного вскрытия относится использование в качестве перфорационной жидкости временных осадкообразующих композиций с ограниченной поглощающей способностью. К новым, предложенным нами перфорационным композициям, образующим гелеобразные осадки относится смесь жидкости ГКЖ-10(11) с соляной кислотой. Причем наиболее объемный осадок (15-53 %) образуется в составе при рН = 8-9. В процессе реакции нейтрализации температура гелеобразующего раствора повышалась от 18 до 60 °С. Аморфный осадок на стеклянном фильтре образовывал корку. Обезвоженный осадок плотностью 1105 кг/м3 по реологическим свойствам ( = 35 мПа·с) является легко прокачиваемым. Гелеобразующий перфорационный раствор (например, 126 мл ГКЖ-11 + 180 мл 12,5 %-й НСl с рН = 8,8 и = 1092 кг/м3) является неагрессивной технологической жидкостью по отношению к скважинному металлическому оборудованию, цементному камню и элементам геофизического кабеля. После фильтрации гелеобразного раствора через насыпной песчаный керн проницаемость последнего по воде снизилась на 16-40 % (в зависимости от фракции песка и объема прокачки), что естественно приводит к уменьшению размеров зоны проникновения. Для восстановления проницаемости закольматированной зоны после ПВР при необходимости можно использовать 5-15 %-й раствор едкого натра, чтобы обеспечить увеличение уровня рН в зоне контакта до 12,3-13,0.

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

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

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

г) жидкости с добавкой КПАВ для гидропескоструйной перфорации

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

д) точечная гидроперфорация технологическими жидкостями,

модифицированными катионными ПАВ

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

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

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

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

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

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

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

Комплексная технология первичного и вторичного вскрытия нефтяных

пластов с применением катионоактивного ПАВ

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

Технологические жидкости с добавкой катионного ПАВ

для цементирования скважин

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

Другой путь повышения качества цементирования – это уменьшение плотности цементного раствора катионными (например, ИВВ-1), амфолитными (ОА) или комплексными ПАВ (СНПХ-ПКД-515Н, МЛ-80Б(81Б), Синол-КАм). При применении ОА можно получить пеноцементы плотностью от 1720 до 800 кг/м3 и ниже. Пена стабильна в течение часа. С данным амфолитным ПАВ конкурирует только неионогенный ПАВ – СНО-3Б. Уменьшение водоотдачи до 10-35 см3/30 мин достигается добавками 1,0-1,5 % Торос-1 и 4 % Νа2СО3.

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

Технические средства, технологии вскрытия и разобщения

продуктивных пластов

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

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

К1, К2 - переводные коэффициенты приемистости пластами тампонажного раствора в отношении к промывочной жидкости при прямой и обратной промывках соответственно ;

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

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

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

- срок начала схватывания первой порции тампонажного раствора, с;

-  время, пошедшее на затворение тампонажного раствора, с;

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

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

- внутренний диаметр обсадной колонны, м.

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

Кроме того, выведена формула для обратного цементирования потайных колонн в зонах с анамально-высокими пластовыми давлениями (АВПД) цементным раствором нормальной плотности. Длину (по вертикали) спускаемого хвостовика в скважинах с искусственно созданным кольматационным слоем или высоту цементируемого интервала тампонажным раствором нормальной плотности при выбирают из условия:

а максимально допустимая высота равна:

где и - плотности соответственно промывочной жидкости и цементного раствора, кг/м3;

L  - глубина скважины, м;

К1 - минимальный коэффициент запаса гидростатического давления в стволе скважины над пластовым давлением;

g - ускорение свободного падения, м/с2 ;

ΔΡ -  допустимая репрессия на пласты, Па;

ΔΡК.С - величина депрессии, которую выдерживает кольматационный слой, Па;

ΔΡГ.Д - потери гидродинамического давления при циркуляции раствора, Па.

Проведенные расчеты показали, что в глубоких скважинах высота [Н] может составлять несколько сотен метров, что вполне достаточно.

В четвертой главе рассматриваются вопросы повышения качества освоения продуктивных горизонтов и технико-технологические решения, направленные на восстановление проницаемости пластов-коллекторов и интенсификацию притока нефти, приведены результаты подбора эффективных ингибиторов коррозии металла в агрессивных средах, а также усовершенствованы работы по изоляции водопритоков с применением гидрофобных реагентов и составов.

Временная консервация скважин

Модифицирование некоторых применяемых составов для временной консервации скважин при кустовом бурении (25 % NaCl + 0,01 % НТФ, 22 % NaCl + 3 % KCl, 22 % NaCl + 3 % KCl + 0,01 % НТФ, 23 % NaCl + 0,2 % Na2Cr2O7·2H2O, 22 % NaCl + 3 % KOH) комплексным ПАВ – 1 % СНПХ-ПКД-515Н привело к положительному результату, а именно усилению ингибиторной защиты металла («Д») на десятки процентов. В последнем составе коррозия металла практически полностью остановилась. Показатель коррозии в течение 42 сут в жидкостях с присадкой СНПХ-ПКД-515Н изменялся в диапазоне 0,007-0,009 мм2/г, степень защиты улучшилась на 30-77 %.

Исследования комплексного реагента Синол-КАм

При разработке комплексного ПАВ учитывалось одновременно два фактора – стоимость исходных химпродуктов и эффективность снижения поверхностного натяжения. Оптимальным соотношением комплексного реагента ОА + ИВВ-1 является 3:10. В данном случае при 0,3 % комплексного ПАВ – = 5,8 мН/м. В солевых растворах NаСl и СаСl2 плотностью 1131 кг/м3 при добавлении комплексного ПАВ снизилось еще ниже, чем в пресных растворах. Параметры уже при минимальных концентрациях (0,05 %) невозможно замерить на сталагмометре, т. к. они ниже 0,1-0,5 мН/м.

Исследование инверсии смачивания насыпного песчаного керна показало, что добавка 0,3 % ОА в раствор СаСl2 плотностью 1120 кг/м3 привела к восстановлению проницаемости по керосину на 13 %. А добавки 0,3 % ОА + ИВВ-1 (Синол-КАм, ТУ 2482-001-048482528-98) в соотношении 3:10 и 5:10 соответственно повысили относительную проницаемость по углеводородной жидкости до 43 и 53 %. То есть при меньшем количестве гидрофобизатора ИВВ-1 (67 % против 77 %) полученные данные оказались лучше. В сравнительных опытах с повышенной концентрацией ПАВ в 1,7 раза – 0,5 % ИВВ-1 фазовая проницаемость керосина была восстановлена на 50 %, а проницаемость по воде уменьшилась на 6 %.

Жидкости для освоения скважин, модифицированные добавками

катионных и комплексных ПАВ

Впервые для освоения скважин нами были предложены пены (аэрированные растворы) с гидрофобизирующими свойствами, в которых использовали АмПАВ и КПАВ или их композиции (0,5:10) с НПАВ и со стабилизатором. Кратность полученных пен находилась в интервале 3,0-5,1. Обнаружено единственное ограничение для использования КПАВ в растворах хлористого натрия – степень минерализации, сказывающаяся на устойчивости пены. В частности, составы ГИПХ-6Б нежелательно использовать в минерализованных растворах плотностью более 1020 кг/м3, а ИВВ-1 – более 1040 кг/м3. Рекомендуемые составы пен с гидрофобными свойствами на технической воде: 1 % КМЦ-600 или КМЦ-700 (СМС) + 1 % ИВВ-1, или ГИПХ-6Б, или композиции ПАВ (ГИПХ-6Б + СНПХ-7890, ГИПХ-6Б + СНО-3Б, ИВВ-1 + СНПХ-7890, ИВВ-1 + СНО-3Б в соотношении 0,5:10) + 2 % КСl. В гидрофобизирующие составы на сеноманской воде хлористый калий не вводится.

Для освоения скважин, склонных к гидратобразованиям, разработаны пенообразующие композиции на минерализованной основе (на растворах NаСl с плотностью до 1020 кг/м3): 1 % КМЦ-700 + 1 % ГИПХ-6Б (или реагенты – ИВВ-1, МЛ-80, МЛ-80Б, СМ-1). При использовании более концентрированных солевых растворов с плотностью до 1100 кг/м3 предпочтительны составы: 1 % КМЦ-700 + 1% СМ-1 или МЛ-80. Использование стабилизатора приводит к уменьшению кратности пены и кратному увеличению устойчивости.

Многокомпонентные пены на основе 5-10 % жидкого стекла и 1-2 % СаСl2 имели повышенную устойчивость – 200-350 с/см3. Наилучшими добавками ПАВ в такие композиции являются: неонол СНО-3Б и его смеси с сульфонолом СП (или ИВВ-1, СМ-1); Нефтенол ВВД и его смеси с реагентами сульфонол, СНО-3Б, СМ-1. При повышении температуры от 25 до 60 °С обычно отмечалось увеличение кратности пены и некоторое снижение ее устойчивости. По результатам исследований композиций с другими полимерными стабилизаторами для освоения скважин с помощью бустерной установки УИБ-1-160/40 наилучшие данные по кратности и устойчивости пены на пресной воде показали композиции с окисью аминов и гидрофобизатором ИВВ-1. Нами рекомендованы следующие составы: 0,5 % Камцел-3 + 0,5-1,0 % ИВВ-1 (или 0,3 % ОА, 1% Синол-КАм, 1 % МЛ-81Б); 0,7 % Тилозы ЕЦ-7 + 0,5-1,0 % ИВВ-1(Б) (или 0,3-0,5 % ОА, 0,5 % Нефтенол ВВД, 0,5 % МЛ-81Б). Для приготовления композиций на сеноманской воде лучшими оказались составы: 1 % Камцел-3 + 0,5-1,0 % ИВВ-1 (или 0,3-0,5 % ОА, 1 % Синол-КАм, 1 % Нефтенол ВВД, 1 % МЛ-81Б); 1,5-2,0 % Тилозы ЕЦ-7 + 1,0-1,5 % ИВВ-1(Б) (или 0,5 % ОА, 1-2 % Нефтенол ВВД); 3 % КМК + 0,3-0,5 % ОА.

Углеводородные жидкости для глушения скважин

Для проведения работ по глушению скважин нами разработаны две рецептуры усовершенствованных эмульсий. Первая включает 4 % Нефтенол НЗ (или Синол-ЭМ), 20-37 % дизельного топлива, остальное – техвода и раствор СаСl2 плотностью 1310 кг/м3. Приготовленные эмульсии имели плотность 1110-1196 кг/м3 и электростабильность в первый день после приготовления 330-440 В, а после термостатирования при 60-80 °С в течение 12 сут – 330-382 В. Реологические параметры приготовленных растворов несколько завышенные, но после термостатирования при 60 °С нормализуются. Вторая рецептура включает вместо дизтоплива крупнотоннажный отход Суторминского цеха подготовки нефти – "стойкую эмульсию", которая обычно была с напряжением электропробоя более 600 В. Полученные эмульсии (50-57 % "стойкой эмульсии", 4 % Нефтенол НЗ (или Синол-ЭМ) и 39-46 % раствора CaCl2 плотностью 1333 кг/м3) устойчивы к пресной воде и имеют высокую глиноемкость. При введении 30 % глинопорошка и 20 % воды повысилась вязкость, а электростабильность снизилась от 240-425 В соответственно до 140 и 180 В. Установлено, что для получения необходимой для практики скорости осаждения эмульсии, равной 0,01 м/с, необходимо превышение ее плотности над скважинной жидкостью более чем на 40 кг/м3.

Технологическая жидкость с добавкой КПАВ для гидроразрыва пластов

Высокоэффективной интенсифицирующей приток нефти технологией является гидроразрыв пластов (ГРП), но в ряде случаев из-за недостаточной мощности насосов невозможно провести операцию в полном объеме, либо ее не позволяют выполнить нормативные требования и характеристики применяемых жидкостей. В этом случае нами предложено производить дополнительную операцию гидроразрыва пластов (ДОГРП), для чего используется водный раствор КПАВ и водонабухающего полимера (ВНП) – МЯРС-0,4 или Сверхабсорбент. Последние представляют собой полусшитый полиакриламид. Степень набухания ВНП в воде за 1ч достигает 250 %, за сутки – около 1200 % и за 19 сут – более 4600 %. Выявлено, что уменьшение объема геля и структурно-реологических свойств набухшего полимера происходит в спирте, ацетоне и растворе NаСl плотностью 1140-1180 кг/м3 практически мгновенно, а в соляной кислоте постепенно. Эту особенность можно использовать при восстановлении проницаемости ПЗП после проведения ДОГРП. При гидратации ВНП в ограниченном пространстве возникает высокое давление. Так, в опыте со склеенным и скрепленным хомутами половинками керна, в центре которого в выемке поместили образец (654 мм) ВНП, через 3 ч после нахождения в сосуде с водой образовалась трещина в 1,0-1,5 мм ниже склеенного шва на 4 мм и практически по всему периметру керна (354015 мм). Гель вытеснялся из трещины широкой лентой и через 14 ч весь сосуд (объемом 0,5 л) оказался заполненным сгустком.

Технологии ОПЗ кислотными растворами с добавкой КПАВ,

предупреждение кислотной коррозии металла

Менее трудоемкими технологическими операциями по интенсификации притока нефти и восстановления продуктивности скважин по сравнению с ГРП являются кислотные обработки. При проведении исследований 7-15 % ингибитора  добавляли в углеводородную жидкость для создания адсорбционной пленки на металле (сталь марки «Д») и 1-2 % непосредственно в соляную кислоту. Больший ингибирующий эффект от катионоактивных азотсодержащих соединений был получен при комплексном подходе, когда реагент добавляли одновременно и в буферную жидкость и в кислотный раствор. Далее в следующем порядке по убывающей: пленочное покрытие из буферного раствора, кислотный раствор.

Наиболее эффективную ингибиторную защиту оказало адсорбционное покрытие из кубовых остатков аминов (КОА) фракции С17 – С20. Ингибиторный эффект в зависимости от растворителя, температуры кислотной среды, типа кислоты (х. ч. или т. и.) и применяемого заводского ингибитора составил от 2,3 до 143,1. Несколько меньшей ингибиторной защитой (1,2-77,3) обладают реагенты ГИПХ-3(3М), ГИПХ-4, ГИПХ-6(6Б) и Коррексит-7798. Степень защиты металла добавками КОА возрастала с увеличением температуры и достигала максимума (95,5 %) при 80 °С. Такая же зависимость отмечена и для реагентов СНПХ-6012 и Коррексит-7798.

При одной и той же концентрации соляной кислоты (12 %) в ацетонокислотной смеси скорость коррозии примерно в 2 раза ниже, чем в кислотном растворе. При покрытии металлических пластин 10 %-м раствором КОА на абсорбенте С-1 ингибиторный эффект в ацетонокислотной смеси увеличился еще в 8,0-9,4 раза, а степень ингибиторной защиты достигла 89,4 % при 60 °С. Из водорастворимых КПАВ высокую ингибиторную защиту кислотной коррозии металла проявил гидрофобизатор ИВВ-1. При добавлении 1-2 % ИВВ-1 в х.ч. и т.и. 12 %-ю HCl скорость коррозии при 80 оС снизилась в 18,4-20,2 и 19,5-23,4 раза соответственно, при степени защитного действия 94,6-97,9 %. В отработанных кислотных растворах 12 %-й НСl (х. ч.) межфазное натяжение на границе с керосином при введении 1 и 2 % ИВВ-1 соответственно составило, мН/м: 35,1; 2,3; 0,5.

Добавки 1 % комплексного ПАВ – СНПХ-ПКД-515 повысили степень защиты металла в т. и. (В-2) 12 %-й НСl на 93,4-96,3 %, при наличии адсорбционного пленочного покрытия – до 81,9-97,3 %, а в грязевой кислоте соответственно до 75,2 и 70,0 %. Аналогичные показатели при использовании реагента СНПХ-ПКД-515Н составили, %: 94,4-96,5; 77,3-91,4; 85,4; 57,5. При добавлении 1 % комплексных ПАВ в х. ч. НСl ингибирующее действие (более 90 %) превышало защитное действие заводской присадки В-2, с которой в т. и. НСl степень защиты варьировалась в пределах 41-61 %. Добавка 1% СНПХ-ПКД-515Н в х. ч. 12 %-ю НСl позволила уменьшить межфазное натяжение на границе с керосином с 56,0 до 1,1 мН/м. При замере после нейтрализации соляной кислоты карбонатами произошло снижение с 44,6 до 8,4 мН/м.

Предупреждение сероводородной коррозии металла катионными ПАВ

Исследования ингибиторной защиты металла катионными ПАВ в сероводородных средах проводили в основном с четвертичными аммониевыми солями (ЧАС). Наивысшую эффективность показали образцы ЧАС, содержащие гетероатомы электронно-акцепторного характера, в частности соединения ЧАС-1, ЧАС-9, гидрофобизатор ИВВ-1 и Гидразекс (алкилдиметилгидразинийхлорид), полученный нами из конверсионного сырья. У выявленной и синтезированной группы химпродуктов ингибиторная защита углеродистой стали 70С2ХА (в~160 кг/мм2) на уровне или лучше отечественных и зарубежных ингибиторов (ИФХАНГАЗ, Нефтехим-3, Коррексит-7802, Травис С, СК-378). Скорость коррозии составляла при наличии 50-1500 мг/л Н2S до 0,050-0,002 мм/год, при степени наводороживания всего 0,1-0,2 см3 водорода/100 г металла (в фоновом растворе 8 см3 Н/100 г Me). С наиболее эффективным из отечественных ингибиторов сероводородной коррозии реагентом ИФХАНГАЗ ингибиторная защита при концентрации 20 мг/л составила 69-83 % и от наводороживании стали – 95-97 % при 5-500 мг/л Н2S. У выявленной группы ингибиторов защитный эффект от сероводородной коррозии стали составил 59-98 % (причем, чем выше концентрация сероводорода, тем выше была степень защиты), а от наводороживания стали – 94-97 %. Примерно на таком же высоком уровне были получены результаты при исследовании продуктов, синтезированных нами из экономически рентабельного сырья, в частности из: 1,2-дихлорпропана (ЧАС-33, ЧАС-34); 1,2-дихлорпропена-1 (ЧАС-30, ЧАС-31).

Предупреждение водной коррозии металла катионными ПАВ

Исследование эффективности антикоррозионной защиты труб нефтяного сортамента реагентами ИВВ-1 и Гидразекс проводили в пластовых водах Западно-Сарымского и Тевлино-Русскинского месторождений. Скорость коррозии при нормальной температуре в статических условиях и в присутствии кислорода составила ~ 0,2 г/(м2·ч), а с перемешиванием раствора увеличилась до 1,0-1,2 г/(м2·ч). При добавлении в кислородсодержащую среду даже небольших концентраций сероводорода (~0,2 мг/л) скорость коррозии увеличилась до 1,7-1,8 г/(м2·ч). В пластовых водах (в присутствии кислорода) защита от коррозии трубных сталей известными ингибиторами (Кемеликс-1104 и Амфикор) практически отсутствовала, а в присутствии 20 мг/л ИВВ-1 и 50 мг/л Гидразекса ингибиторная защита составила соответственно 28 и 32 %. Однако с появлением в этих водах сероводорода (например, биогенного происхождения) на уровне 30-50 мг/л скорость коррозии снизилась до 0,11-0,15 г/(м2·ч) и ингибиторная защита реагентами ИВВ-1 и гидразекс достигала 88-92 %. При этом, чем выше содержание сероводорода и ингибиторов, тем выше степень защиты. При отсутствии даже следов кислорода в пластовых водах ингибиторная защита реагентом ИВВ-1 и Гидразекс достигала 90 %-го уровня и при меньшем содержании сероводорода (5-20 мг/л).

Углеводородные жидкости с добавкой КПАВ для ОПЗ

Для проведения обработок призабойных зон с целью удаления АСПО и гидрофобизации ПЗП исследовали смесь фракций углеводородов (СФУ, ШФЛУ, ГК) в композиции с другими реагентами (аминными соединениями и деэмульгаторами). Исходя из принципа получения составов многопланового действия и с малым поверхностным натяжением жидкостей целесообразно проводить обработки трехкомпонентными составами (таблица 6).

Таблица 6 Межфазное натяжение углеводородной жидкости на границе с дистиллированной водой

Жидкость

, мН/м

Жидкость

, мН/м

1. СФУ

53-56

5. п. 4 +0,1% Кемеликс 3440Х

5,29

2. СФУ + 0,1% ТХ-1907

10,74

6. СФУ + 0,1% Кемеликс 3440Х

5,81

3. п. 2 + 0,1% Кемеликс 3450

3,58

7. п. 4 + 0,1% СНПХ-6012

14,64

4. СФУ + ИПС (9 : 1)

5,29

8. СФУ + 0,1% СНПХ-6012

17,16

Ремонтно-восстановительные работы с гидрофобными реагентами

Для исправления некачественных работ при вскрытии и изоляции пластов, проявляющихся в получении обводненной нефти при освоении скважин, выполняются ремонтно-восстановительные работы. При проведении входного контроля кремнийорганического реагента – продукт 119-204 было установлено чрезвычайно малое время гелеобразования – 1 мин 8 с. Для замедления процесса гелеобразования исследовали смеси продукта 119-204 с ИПС, составом ЭРА, дизельным топливом, СФУ и ацетоном. При применении ИПС и состава ЭРА в соотношении 1:1 и 1:3 были получены композиции с удовлетворительными свойствами при условии незначительного разбавления водой (до 5-20 %). В опытах, проведенных при 40 и 50 °С с разбавлением водой до 5-40 % об., достаточное для практического применения замедление процесса гелеобразования продукта 119-204 происходило в смеси с ацетоном (1:1-1:3). При введении 5 % воды образовывался желеобразный гель, при 20 % – мягкий, а при 40 % – упругий. Замедление процесса гелеобразования (до 1,0-3,5 ч) достигнуто понижением концентрации активного хлора кремнийорганического соединения из-за возможного замещения кислорода карбонильной группы кетона на активный хлор кремнийорганического вещества. Для усиления селективности метода наиболее предпочтительно использование в качестве буферной жидкости также ацетона.

Водонефтерастворимой отверждающейся композицией является гидрофобный тампонажный материал ГТМ-3 на основе смолы АЭФС и отвердителя ПЭПА. Ввиду отсутствия непросроченного ПЭПА была исследована возможность использования другого отвердителя ОЖ-1, представляющего собой раствор в формалине КМЦ, уротропина, диэтиленгликоля и других добавок. При увеличении температуры от 40 до 80 °С количество отвердителя ОЖ-1 можно уменьшить с 15 до 4-6 % с сохранением качества полученной упругой массы. Оптимальная концентрация ОЖ-1 при 85 °С составляет 2 %. Минимальное необходимое технологическое время до затвердения (2-3 ч) при температуре 80 °С может быть достигнуто с 3-4 % ОЖ-1, а при 60 °С – с 7-8 % ОЖ-1.

При нанесении на металл нефти, керосина и смазок ГС-1, Р-416 адгезия полученной композиции практически отсутствует. Но с уплотнительным составом УС-1 композиция АЭФС + ОЖ-1 создавала прочное соединение. После взаимодействия композиции при 80 °С с глинистой коркой толщиной 1,0-1,5 мм через 24 ч  образовалась резиноподобная масса. Прочность на изгиб затвердевших образцов из композиции АЭФС + ОЖ-1 через 2 сут составляла 5,5-6,0 МПа, а, например, для сравнения из смолы ФР-101Т и ОЖ-1 с добавкой наполнителя Кероген-70 – всего 3-4 МПа. Наиболее приемлемыми в качестве буферных жидкостей являются углеводородные жидкости (керосин, дизтопливо, безводная нефть).

При исследовании некондиционного водорастворимого тампонажного однокомпонентного кремнийорганического состава (ВТОКС) установлено, что пробы неоднородны, а время гелеобразования составляло около 100 мин. Для стабилизации реагента добавили 9 % воды в товарный ВТОКС и перемешали. Данный состав не замерзал в течение 16 ч при минус 20-25 °С. Время гелеобразования смеси с компонентами, предварительно нагретыми до 80 °С и в последующем термостатированной при 80 °С, составило 3 ч 30 мин, а в контрольной смеси, приготовленной при нормальной температуре и протермостатированной – 4 ч 30 мин. При нормальной температуре образование геля произошло через 21 сут. Особенностью является то, что время гелеобразования при 80 °С рабочей смеси ВТОКС + 9 % Н2О при суммарном содержании воды до 25-40 % об. вначале уменьшалось с 4 ч 30 мин примерно до 1,5 ч, при этом сохранялась способность к образованию твердого геля во всем объеме. Затем при дальнейшем увеличении концентрации воды в смеси отмечалось выпадение осадка и вновь увеличение времени образования геля, которое при общем содержании 70 % воды примерно соответствовало исходному (при 9 % воды). Изучение других свежих партий реагента ВТОКС показало, что эта зависимость сохраняется, но естественно при лучших значениях (более высоких) сроков гелеобразования > 2 ч 45 мин и раннего появления "ямы" на графике в районе 15-25 % воды. Управлять временем образования геля при высоких температурах (более 60 °С) можно также добавками в рабочую смесь раствора хлористого кальция. Этот технологический прием позволит создать изолирующий тампон не только в зоне непосредственного контакта реагента с водой в коллекторе с образованием пленок полимера, но и во всем закачиваемом объеме гелеобразующего состава.

Для предупреждения контакта отверждаемой композиций с водой во время ее продавки по НКТ предусматривается закачка перед и после композиции порций буферной жидкости. Они еще и предупреждают налипание композиции на трубах и отмывают их. Наилучшим вариантом для использования в качестве буферной жидкости является ацетон. При его отсутствии альтернативным вариантом является использование спиртосодержащего состава ЭРА.

Исследование фильтрационных характеристик после прокачки рецептур с реагентом ВТОКС на установке УИПК через керн Сугмутского месторождения показало, что подвижность – k/µ (проницаемость керна деленная на вязкость прокачиваемой жидкости) керна по воде уменьшилась в 30 раз. Изучение срезов керна показало, что ВТОКС проник только в крупные каналы. Поэтому целесообразно производить комбинированные закачки реагента ВТОКС со смолами.

Стендовые испытания (при температурах до 80 °С) гидрофобных герметизирующих композиций проводили на разработанном и изготовленном стенде с модельным НГРС. Закачивали жидкости и растворы в порядке повышения вязкости: техводу, ФР-101Т + ОЖ-1, АЭФС + ОЖ-1, цементный раствор. Последний проник на 2-3 нитки и спрессовался (в дальнейшем прокачивался фильтрат), но после разбора резьбового соединения трескался и рассыпался от легкого прикосновения. Следовательно, в данном случае частицы цементного раствора неэффективны, поскольку механизм их действия оказался сопоставимым с обычной инертной кольматирующей добавкой. По результатам стендовых исследований наиболее оптимальной композицией является смола АЭФС с отвердителем ОЖ-1 и наполнителем Кероген-70. Последний в композиции практически не осаждается. При повышении температуры вязкость смолы АЭФС снизилась и при 40-50 °С по своим свойствам была близка к смоле ФР-101Т. При наличии следов смазки на поверхности резьбы происходило ее обезжиривание и новый состав ГТМ-3 (АЭФС + 2-15 % ОЖ-1) создавал достаточную адгезию. Необходимо отметить, что после применения данного состава резьбовое соединение не разворачивалось.

В пятой главе дана оценка эффективности промышленной апробации и массового внедрения предлагаемых разработок для заканчивания нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири.

На разработанном седиментационноустойчивом растворе на углеводородной основе, утяжеленным портландцементом, пробурено четыре скважины под потайную колонну в Ноябрьском и Пурпейском нефтегазовых регионах с полным отбором керна для подсчета, пересчета и уточнения запасов нефти. При непредвиденном поступлении в РУО до 22 % воды осаждение портландцемента и формирование цементного камня не отмечено. На практике (при бурении скважин на РУО в Ноябрьской группе месторождений) определены границы применимости соляро-битумного раствора, утяжеленного портланцементом, с параметрами: при 10-20 °С – УВ > 1000 с, СНС1/10 = (5-10) / (10-20) дПа; при 70-80 °С – УВ = 100-300 с, СНС1/10 = (10-20) / (40-80) дПа.

Даны рекомендации по совершенствованию рецептур инвертно-эмульсионных растворов с известными и новыми эмульгаторами, различными углеводородными жидкостями и утяжелителями, на которых успешно пробурено пять скважин в Ноябрьском районе.

Впервые испытания реагента ГИПХ-3 при первичном вскрытии нефтяных пластов (БС) проведены на 12-и скважинах Суторминского, Крайнего и Карамовского месторождений. Ингибитор-флокулянт ГИПХ-3 вводили в раствор при глубинах скважин более 2500 м в количестве 0,1-0,3 % от объема раствора. При комплексной химико-механической технологии очистки буровых растворов плотность уменьшилась от 1155-1230 до 1110-1167 кг/м3, содержание глинистой фазы – от 20,90-33,88 до 15,98-30,56 %, а содержание коллоидной фазы – от 1,98-2,91 % до необходимых величин 1,49-1,90 %. При этом буровой раствор, обработанный нефтью, обычно грязно-серого цвета приобретал светло-серый вид. В процессе высокооборотного бурения проходка на долото увеличилась на 55%, механическая скорость бурения – на 18 %. При бурении высокомоментными турбобурами и низкооборотными долотами hд увеличилась на 22-42 %, а Vм – на 28-79 %. Применение катионного ПАВ – ГИПХ-3 в процессе бурения на протяжении последних 1-5 долблений привело к снижению себестоимости 1 м проходки на 0,5-1,5 %. А экономический эффект только за счет повышения показателей бурения при применении ГИПХ-3 на 13-и скважинах Дружного месторождения составил 52723 руб в ценах 1990 г.

Показатель ингибирования И фильтратов ЕГР до введения ингибитора ГИПХ-3 находился в пределах 63,2-74,2 %, а после обработок повышался до 76,3-87,9 %. Показатель увлажняющей способности У фильтратов уменьшился с 14,2-18,4 до 8,5-12,7 ед. Поверхностное натяжение фильтратов буровых растворов понизилось от 25,1-27,5 мН/м до 10,0-14,0 мН/м. Позитивное улучшение всех качественных показателей фильтратов сказалось на полученных фактических дебитах скважин, которые соответствовали плановым и превышали их до 49 %. Удельные дебиты на экспериментальных скважинах были на уровне лучших базовых скважин и до полутора раз выше. Освоение опытных скважин происходило в установленные сроки, либо в 2-3 раз быстрее, чем на базовых скважинах. Достаточно высокие результаты освоения скважин обусловлены еще и тем, что на семи скважинах Суторминского месторождения дополнительно провели кумулятивную перфорацию на облагороженной реагентом ГИПХ-3 технической воде в количестве 0,3-0,5 %.

При введении в буровой раствор 0,1-0,2 % ИВВ-1 снижалась на 10-20 кг/м3, Ск – на 0,1-0,4 % (до приемлемых величин 1,6-2,0 %), – на 5-6 мН/м (до 11,6-13,0 мН/м). Показатель И фильтратов обработанных растворов превышал 90 %. На Сугмутском месторождении две скважины дополнительно проперфорировали также на облагороженном растворе СаСl2 + 0,3 % ИВВ-1. Как следствие удельные дебиты нефти на экспериментальных скважинах в сопоставимых геологических условиях были порой в 2 раза выше, чем на базовых скважинах.

Результаты вторичного вскрытия с применением ИВВ-1 на двух скважинах Тагринского месторождения со сниженными пластовыми давлениями показали преимущество перфорационной жидкости – раствор СаСl2 + 0,8 % ИВВ-1 над традиционно применяемой нефтью. Опытные скважины в 5-8 раз быстрее набирали статическое давление. На трех фонтанных скважинах преимущество улучшенной рецептуры перфорационной жидкости сказалось на ускорении очистки ПЗП и повышении устьевых давлений от 1,8-2,2 на базовых до 3,0-3,4 МПа на опытных скважинах.

Комплексная и последовательная обработка буровых растворов и перфорационных жидкостей (раствор СаСl2) добавкой 0,3 % СНПХ-6012 проведена на шести скважинах Суторминского и Муравленковского месторождений. Причем при первичном вскрытии продуктивных пластов использовали вихревой двухсопловый кольмататор. Совместное действие ингибитора СНПХ-6012 с кольмататором привело к нормализации ствола скважины – уменьшению коэффициента кавернозности от 1,3 на базовых до 1,0-1,1 на опытных скважинах. На экспериментальных скважинах быстрее происходила очистка ПЗП и на 2-3 мес. раньше набирался максимальный дебит. Так средние дебиты за 6 мес. эксплуатации опытных скважин Суторминского месторождения оказались на 23 % больше, а удельные дебиты в 2 раза выше, соответствующих показателей на базовых скважинах. При этом обводненность последних росла и к концу первого полугодия достигла ~ 25 %, а на экспериментальных скважинах обводненность продукции оставалась несущественной. Обводненность нефти на опытных скважинах Муравленковского месторождения не превышала 12 %, средние же значения обводненности продукции на базовых скважинах достигали 62 %. Повышение качества вскрытия пластов позволило повысить начальные дебиты на18-80 %, а начальные удельные дебиты на 163 %.

Если разграничить скважины по группам с относительно равными геологическими условиями с учетом показателя пс , то преимущество опытных скважин  Суторминского месторождения еще более значительно. В скважинах с пс > 0,65 удельные дебиты оказались в 2,42 раза, а при пс < 0,65 в 1,43 раза больше, чем в сравниваемых. В результате проведения дополнительных работ на экспериментальных скважинах произошло увеличение затрат на строительство скважин на 1,5-2,0 %, но в то же время полученная средняя дополнительная добыча нефти даже за первый месяц эксплуатации скважин составила 135 т, что в стоимостном выражении в 2,7 раза превышало произведенные дополнительные затраты.

После кумулятивной перфорации и ремонтно-изоляционных работ проведена гидроперфорация на четырех скважинах, а первичная гидроперфорация – на двух скважинах Ноябрьского региона. При первичной гидроперфорации в буровой раствор добавляли 0,05-0,07 % КПАВ (ИВВ-1, ГИПХ-3). Проведение гидроперфорации после РИР позволило восстановить гидравлическую связь скважинного пространства с пластом, тогда как после проведения кумулятивной перфорации это не удавалось. При проведении первичной гидроперфорации скважин с перемычками аргиллитов между водоносными и нефтеносными горизонтами всего 1-5 м получали сравнительно высокие дебиты безводной нефти. Проведенные расчеты показали, что затраты на кумулятивную перфорацию примерно на 20 % меньше, чем на гидроперфорацию. В тоже время после кумулятивной перфорации часто выполнялись операции по изоляции водопритоков, стоимость которых в 4,5 раза превышала стоимость кумулятивной перфорации.

Промысловые испытания гидрофобизатора при кислотных обработках (12 % НСl + 2 % ИВВ-1) призабойных зон провели на 19-и скважинах и при глушении (раствором NаСl + 1 % ИВВ-1) на шести скважинах Суторминского месторождения. Успешность СКО повысилась до 70-75 %, а глушения скважин – до 80-90 %. После СКО дебиты нефти иногда повышались на 20 т/сут, а обводненность снижалась на 40 %, в 2 раза сокращались сроки вывода скважин на режим. Четыре скважины были выведены из бездействующего фонда. После глушения скважин дебиты порой увеличивались на 9-33 т/сут (47,8-78,6 %), а обводненность уменьшалась на 2-17 %. Кроме того, были проведены опытные работы по глушению 30 скважин Холмогорского и Карамовского месторождений на растворе NаСl + 1 % ИВВ-1. Успешность работ повысилась на 10-15 % и составила 85-90 %. В ряде случаев повышались дебиты нефти на 1-20 т/сут (7-80 %) и снижалась обводненность продукции на 3-9 %. Необходимо отметить, что в тех случаях, когда обводненность продукции скважин до глушения превышала 30-40 %, то после глушения она оставалась на прежнем уровне, либо имела тенденцию к повышению. А в тех случаях, когда исходная обводненность была менее 30-40 %, то после операции глушения она сохранялась или прослеживалась тенденция к уменьшению.

Промысловые испытания комплексной технологии кислотных обработок с промывкой ствола скважин с высокими пескоудерживающими свойствами, установкой СКВ, повторной промывки и проведения СКО или ГКО, причем предварительной закачкой перед и после кислотными составами буферных жидкостей (0,5 м3 СНПХ-6012), с дальнейшей продавкой продуктов реакции слабокислотным раствором ПАВ в глубь пласта осуществили на 23-х скважинах Ноябрьской группы месторождений. Введение в раствор NаСl ( = 1160 кг/м3) 2 % КМЦ позволило при промывках увеличить на 21 % объем выносимых с забоя частиц размером более 0,1 мм и почти в 15 раз больше вымыть из скважины соединений железа (с 1,92 до 28,40 %). Успешность комплекса работ, проведенных в добывающих скважинах, составила 80 %, а в нагнетательных – 99 %. В добывающих скважинах дебиты повышались на 0,2-24,0 т/сут, обводненность в большинстве случаев оставалась прежней или уменьшалась на 22-50 %. В опытных скважинах по сравнению с базовыми скважинами без применения СНПХ-6012 отмечалась в несколько раз большая концентрация кислоты в отработанных растворах, в то же время содержание полуторных оксидов железа уменьшилось, а также на порядок снизилась скорость коррозии установленных на НКТ контрольных образцов металла.

Наиболее широкое распространение получили технологии глушения и повторной перфорации скважин, а также кислотные обработки ПЗП с применением гидрофобизатора ИВВ-1. В период 1992 – 2006 гг. на месторождениях Ноябрьского нефтегазового региона было проведено 3188 обработок, при этом дополнительная добыча нефти составила более 2,3 млн т. При этом около 10-15 % прибыли приходится на модификацию технологических жидкостей реагентом ИВВ-1.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. В результате анализа основных проблем вскрытия и разобщения низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири разработана и апробирована на практике концепция управления параметрами технологических жидкостей и фильтрационными характеристиками продуктивных пластов, основанная на комплексном использовании различных групп катионоактивных ПАВ для решения конкретных задач.

2. Обосновано и реализовано применение катионных и других гидрофобизирующих ПАВ в качестве флокулирующих, ингибирующих, гидрофобизирующих, коагулирующих, отмывающих, противоприхватных, деэмульгирующих и пенообразующих добавок в технологические жидкости для заканчивания скважин в терригенных нефтяных коллекторах (пат. 2006498, 2054525, 2061860, 2077669). Уточнены и дополнены механизмы действия катионных и других ПАВ.

3. Разработаны полифункциональные технологические жидкости для противоприхватных ванн, обработки призабойных зон, кумулятивной перфорации и глушения скважин, состоящие из синтетических и органических жидкостей с катионными или комплексными ПАВ, а также составы с регулируемой фильтрацией за счет временного образования аморфных осадков из гидрофобных реагентов, экспериментально подобраны растворители для последующего удаления этих осадков (пат. 2042798, 2042807, 2057909, 2059057, 2071547, 2333233).

4. Разработаны стенды и технические средства, позволяющие отработать и реализовать технологии кольматации, гидроперфорации и ремонтно-восстановительных работ (пат. 2038465, 2042796, 2049903, 2051941, 2057898, 2059788, 2061846), а также комплекс методик изучения качественных характеристик технологических жидкостей.

5. Обоснована возможность применения нарабатываемых буровых растворов плотностью более 1100 кг/м3 для проведения точечной гидроперфорации в приемлемые для практики сроки (60-90 мин на 1 цикл), оптимизированы режимы операций. Установлены зависимости скорости гидроперфорации труб нефтяного со от твердой фазы и ее составляющей размером более 0,1 мм, определено влияние кавитационных явлений на ускорение (20-40 %) гидроперфорации дисперсными системами. Технология гидроперфорации усовершенствована применением катионных ПАВ, кислоторастворимых утяжелителей, осушающих жидкостей, неорганических и органических растворителей.

6. Для освоения скважин в условиях возможного гидратообразования разработаны гидрофобные пенообразующие композиции на пресной и минерализованной воде, включающие амфолитные, катионные и комплексные ПАВ в сочетании с полимерными стабилизаторами. Для создания необходимых условий применения пенообразующих композиций разработаны способы и устройства (пат. 2065921, 2065948).

7. Усовершенствованы и апробированы на практике рецептуры утяжеленного портландцементом РУО с малым содержанием воды и ИЭР с различными типами эмульгаторов, утяжелителей и видами углеводородной жидкости. Установлено усиление гидрофобизирующих свойств инвертных эмульсий амфолитным ПАВ – окисью алкилдиметиламина R(CH3)2 NO фракции С12 – С14. Отработанные РУО рекомендованы в качестве противоприхватных ванн и смазочных добавок в солеустойчивые буровые растворы.

8. Доказаны высокие ингибирующие свойства у группы катионных и комплексных ПАВ по защите от коррозии металла в пресных и минерализованных водных растворах, кислотных и сероводородсодержащих средах. Усовершенствованы технологии ремонтно-восстановительных работ с применением отверждаемых гидрофобных композиций с улучшенными свойствами, выявлены особенности их затвердевания в зависимости от разбавления водой.

9. Доказана эффективность разработанных технологий с использованием катионных ПАВ на месторождениях Западной Сибири при проведении около 150-и промысловых экспериментов и внедрении более чем в трех тысячах скважинах.

Основные положения диссертации опубликованы в 145 научных

трудах, в том числе в следующих основных работах:

Статьи

1. Петров Н.А. Глушение скважин водными растворами с добавкой ИВВ-1 / Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1993. Вып. 2. С. 15-18.

2. Кореняко А.В. Совершенствование техники и технологии гидравлической перфорации на месторождениях Западной Сибири / Кореняко А.В., Струговец Е.Т., Петров Н.А. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1993. Вып. 6-7. С. 24-27.

3. Петров Н.А. Технологические жидкости для вторичного вскрытия продуктивных горизонтов / Петров Н.А., Есипенко А.И., Сафин С.Г. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 1. С. 43-45.

4. Муняев В.М. Исследования процессов флокулообразования в глинистых растворах при обработке реагентами АНП-2 и ГИПХ-3 / Муняев В.М., Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 4-8.

5. Кореняко А.В. Исследования совместимости комплекса технологических жидкостей, используемых при строительстве и освоении скважин, между собой и с пластовыми флюидам / Кореняко А.В., Есипенко А.И., Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 12-15.

6. Петров Н.А. Преимущества и недостатки гидропескоструйной перфорации, ее отличие от гидроперфорации и обоснование различных конструкций перфораторов // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 2. С. 16-19.

7. Петров Н.А. Влияние катионных ПАВ на технологические свойства буровых растворов / Петров Н.А., Муняев В.М. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 3. С. 23-26.

8. Петров Н.А. Технологические жидкости для гидропескоструйной перфорации / Петров Н.А., Есипенко А.И. // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1994. Вып. 3. С. 33-34.

9. Есипенко А.И. Комплексный подход к решению проблем кислотных обработок на месторождениях Западной Сибири / Есипенко А.И., Петров Н.А., Калашнев В.В. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1995. Вып. 7. С. 28-32.

10. Есипенко А.И. Промысловые испытания комплексной технологии кислотных воздействий на месторождениях АО «Ноябрьскнефтегаз» / Есипенко А.И., Калашнев В.В., Петров Н.А., Ветланд М.Л. // Нефтепромысловое дело: науч.-техн. журн. / ВНИИОЭНГ. 1996. Вып. 5. С. 12-15.

11. Петров Н.А. Исследование эмульсий, предназначенных для повышения нефтеотдачи пластов / Петров Н.А., Ибрагимов А.Х. // Башкирский химический журнал: науч.-техн. журн. Уфа: «Реактив». 2005. Т.12, №4. С. 57-64.

12. Петров Н.А. Исследование применяемых в Западной Сибири понизитилей фильтрации цементных растворов / Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // История науки и техники: науч.-техн. журн. Уфа: «Реактив». 2005. №4. С. 101-106.

13. Петров Н.А. Перфорационные жидкости и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов поисковых скважин Ноябрьского региона / Петров Н.А., Давыдова И.Н. // История науки и техники: науч.-техн. журн. Уфа: «Реактив». 2006. №1. С. 110-112.

14. Петров Н.А. Исследование комплексных реагентов СНПХ-ПКД-515 и СНПХ-ПКД-515Н в качестве модифицирующих добавок в технологические жидкости нефтяной промышленности / Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // Башкирский химический журнал: науч.-техн. журн. Уфа: «Реактив». 2006. Т. 13; №2. С. 34-42.

15. Петров Н.А. Применение катионных ПАВ – ГИПХ-6 и ГИПХ-6Б в процессах нефтяной промышленности / Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // Башкирский химический журнал: науч.-техн. журн. Уфа: «Реактив». 2006. Т. 13, №2. С. 46-53.

16. Петров Н.А. Применение окиси аминов в технологических жидкостях при строительстве скважин / Петров Н.А., Давыдова И.Н., Акодис М.М. // Башкирский  химический журнал: науч.-техн. журн. Уфа: «Реактив». 2006. Т. 13, №2. С. 69-76.

17. Петров Н.А. Отрицательные и положительные последствия обработки буровых растворов жидкостями ГКЖ-10(11,11Н) / Петров Н.А., Конесев Г.В., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. Уфа, 2006. (11.09.06) URL – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _2.pdf  - (042060005/075) -№4/94 от 27.02.2007. 19 с.

18. Петров Н.А. Исследование оксалей в качестве комплексных реагентов для бурения и освоения скважин / Петров Н.А., Конесев Г. В, Кореняко А.В., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. Уфа, 2006. (25.09.06) URL – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _4.pdf - (0420600005/0073) - №4/94 от 27.02.2007. 22 с.

19. Петров Н.А. Обработка бурового раствора при бурении скважин с горизонтальным окончанием / Петров Н.А., Кореняко А.В., Давыдова И.Н., Комлева С.Ф. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. Уфа, 2007. (03.01.07) URL – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _6.pdf. 10 с.

20. Петров Н.А. Повышение эффективности работ по удалению солепарафиновых отложений / Петров Н.А., Ногаев Н.А., Давыдова И.Н., Комлева С.Ф. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. Уфа, 2007. (06.01.07) URL – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _7.pdf. 10 с.

21. Конесев Г.В. Использование оксалей при бурении скажин для установки противоприхватных ванн / Конесев Г.В., Петров Н.А., Давыдова И.Н., Орлова А.Ю. // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2007. Т.5, №2. С. 35-40.

22. Петров Н.А. Концепция повышения качества заканчивания и капитального ремонта нефтегазовых скважин / Петров Н.А., Алексеев Л.А. // Управление качеством в нефтегазовом комплексе: науч.-техн. журн. / РГУ им. И.М. Губкина. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2007. №4. С. 10-17.

23. Петров Н.А. Технологические растворы с водонабухающим полимером // Управление качеством в нефтегазовом комплексе: науч.-техн. журн. / РГУ им. И.М. Губкина. М.: Изд-во «Нефть и газ», 2008. №1. С. 56-59.

24. Петров Н.А. Исследование свойств бурового раствора и эффективности систем очистки в процессе проводки нефтяных скважин / Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: науч.-техн. журн. / УГНТУ. 2008. Т.6, №2. С. 40-45.

25. Петров Н.А. Вскрытие и освоение продуктивного пласта 1БС-10 Умсейского месторождения облагороженными технологическими растворами / Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. Уфа, 2010. (18.06.10) URL – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _15.pdf. 22 с.

26. Петров Н.А. Подбор пенообразующих композиций для освоения скважин / Петров Н.А., Давыдова И.Н. // Нефтегазовое дело: электрон. науч. журн. / УГНТУ. Уфа, 2010. (08.07.10) URL – http: //www.ogbus.ru/authors/Petrov NA/Petrov NA _16.pdf. 22 с.

Монографии

27. Петров Н.А. Катионоактивные ПАВ – эффективные ингибиторы в технологических процессах нефтегазовой промышленности / Н.А. Петров, Б.С. Измухамбетов, Ф.А. Агзамов, Н.А. Ногаев; Под ред. Ф.А. Агзамова. СПб.: Недра, 2004. 408 с.

28. Петров Н.А. Повторная герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных скважин / Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, О.И. Елизаров; Под ред. проф. Г.В. Конесева. Уфа: Монография, 2005. 88 с.

29. Петров Н.А. Ограничение притока воды в скважинах / Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, А.И. Есипенко; Под ред. проф. Г.В. Конесева. СПб.: ООО «Недра», 2005. 130 с.

30. Петров Н.А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков / Н.А. Петров, Д.Н. Идиятуллин, С.Г. Сафин, А.В. Валиуллин; Под ред. проф. Л.А. Алексеева. М.: Химия, 2005. 172 с.

31. Петров Н.А. Повышение качества первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов / Н.А. Петров, В.Г. Султанов, И.Н. Давыдова, В.Г. Конесев; Под ред. проф. Г.В. Конесева. СПб.: ООО «Недра», 2007. 544 с.

32. Петров Н.А. Эмульсионные растворы в нефтегазовых процессах / Н.А. Петров, А.Я. Соловьев, В.Г. Султанов и др. М.: Химия, 2008. 440 с.

Обзорные информации

33. Петров Н.А. Синтез и подбор эффективных ингибиторов коррозии для защиты оборудования и трубопроводов в сероводородных средах / Петров Н.А., Юрьев В.М., Еникеев Э.Х. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 34 с. - (Обзор. информ.).

34. Петров Н.А. Использование побочных продуктов газоперерабатывающих заводов Западной Сибири в составе композиций при удалении АСПО и ОПЗ / Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л., Калашнев В.В. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 60 с. - (Обзор. информ.).

35. Петров Н.А. Стабильные пенообразующие композиции для нефтегазодобывающей промышленности / Петров Н.А., Юрьев В.М., Селезнев А.Г. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 44 с. - (Обзор. информ.).

36. Петров Н.А. Химреагенты и материалы для буровых растворов / Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х., Есипенко А.И. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. - Ч. 1. 66 с. – Ч. 2. 72 с. - (Обзор. информ. в 2 ч.).

37. Петров Н.А. Комплексная технология строительства скважин с использованием гидрофобизаторов в технологических жидкостях и высокочастотных технических средств для обработки стенок скважин в компоновках колонн / Петров Н.А., Кореняко А.В., Есипенко А.И. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. 72 с. - (Обзор. информ.).

38. Петров Н.А. Конструкции забоев скважин в геолого-технических условиях Ноябрьского региона / Петров Н.А., Кореняко А.В., Типикин С.И. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1997. 68 с. - (Обзор. информ.).

39. Петров Н.А. Регулирование основных и специальных свойств буровых растворов / Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х., Есипенко А.И. и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1998. 32 с. - (Обзор. информ.).

Изобретения

40. А.с. 1749445 СССР. МКИ5 Е 21 В 33/14. Способ обратного цементирования обсадной колонны / Петров Н.А., Овчинников В.П. - № 4767604/03; Заявл. 11.12.89. Опубл. 23.07.92. Бюл. № 27. 8 с.

41. А.с. 1803534 СССР. МКИ5 Е 21 В 33/14. Башмак обсадной колонны / Кузнецов Ю.С., Овчинников В.П., … Петров Н.А. - № 4815142/03; Заявл. 15.03.90. Опубл. 23.03.93. Бюл. № 11. 3 с.

42. Пат. 2006498 РФ. МКИ5 С 09 К 7/02. Буровой раствор / Петров Н.А., Селезнев А.Г. - № 5023312/03; Заявл. 11.12.91. Опубл. 30.01.94. Бюл. № 2. 5 с.

43. Пат. 2042798 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/22. Жидкость глушения для ремонта скважин / Есипенко А.И., Сафин С.Г., Петров Н.А., Кореняко А.В. - № 93020975/03; Заявл. 23.04.93. Опубл. 27.08.95. Бюл. № 24. 6 с.

44. Пат. 2042807 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/27. Способ обработки призабойной зоны пласта / Есипенко А.И., Сафин С.Г., Петров Н.А. - № 93025231/03; Заявл. 11.05.93. Опубл. 27.08.95. Бюл. № 24. 7 с.

45. Пат. 2049903 РФ. МКИ6 Е 21 В 7/08. Устройство для стабилизации ствола наклонной скважины при бурении забойным двигателем / Шенбергер В.М., Кузнецов Ю.С., … Петров Н.А. - № 5027297/03; Заявл. 18.02.92. Опубл. 10.12.95. Бюл. № 34. 5 с.

46. Пат. 2054525 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин / Петров Н.А., Хаеров И.С., Ветланд М.Л. - № 5046284/03; Заявл. 08.06.92. Опубл. 20.02.96. Бюл. № 5. 7 с.

47. Пат. 2057898 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин / Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х. - № 93029454/03; Заявл. 15.06.93. Опубл. 10.04.96. Бюл. № 10. 5 с.

48. Пат. 2057909 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/11. Способ вторичного вскрытия  продуктивного пласта и устройство для его осуществления / Петров Н.А., Есипенко А.И., Кореняко А.В. и др. - № 93029103/03; Заявл. 08.06.93. Опубл. 10.04.96. Бюл. № 10. 7 с.

49. Пат. 2059057 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин / Петров Н.А., Есипенко А.И., Кореняко А.В. и др. - № 93029047/03; Заявл. 10.06.93. Опубл. 27.04.96. Бюл. № 12. 7 с.

50. Пат. 2059788 РФ. МКИ6 Е 21 В 33/13. Способ заканчивания нефтяных скважин / Петров Н.А., Сагдеев Ш.Х. - № 93029493/03; Заявл. 15.06.93. Опубл. 10.05.96. Бюл. № 13. 6 с.

51. Пат. 2061846 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/114. Гидравлический перфоратор / Петров Н.А. - № 92012193/03; Заявл. 21.12.92. Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16. 7 с.

52. Пат. 2061860 РФ. МКИ6 Е 21 в 43/27. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта в эксплуатационной скважине / Петров Н.А., Есипенко А.И., Ветланд М.Л. - № 93032989/03; Заявл. 01.07.93. Опубл. 10.06.96. Бюл. № 16. 9 с.

53. Пат. 2065920 РФ. МКИ6 Е 21 В 28/00, 33/138, 21/00. Наддолотный кольмататор / Петров Н.А. - № 93049425/03; Заявл. 27.10.93. Опубл. 27.08.96. № 24. 5 с.

54. Пат. 2065921 РФ. МКИ6 Е 21 В 28/00. Устройство для освоения и обработки скважины / Петров Н.А. - № 93050692/03; Заявл. 27.10.93. Опубл. 27.08.96. Бюл. № 24. 4 с.

55. Пат. 2065948 РФ. МКИ6 Е 21 В 43/25. Способ вызова притока из пласта и устройство для его осуществления / Петров Н.А., Маликов Р.Т. - № 93050695/03; Заявл. 09.11.93. Опубл. 27.08.96. Бюл. № 24. 11 с.

56. Пат. 2304697 РФ. МПК Е 21 В 33/13. Способ заканчивания скважин / Петров Н.А., Золотоевский В.С., Ветланд М.Л. и др. - № 2005138825/03; Заявл. 02.12.2005. Опубл. 20.08.2007. Бюл. № 23. 15 с.

57. Пат. 2333233 РФ. МПК С 09 К 8/42. Жидкость для глушения и перфорации скважин / Петров Н.А., Конесев Г.В., Давыдова И.Н. - № 2007102832/03; Заявл. 26.01.2007. Опубл. 10.09.2008. Бюл. № 25. 6 с.

Соискатель  Н.А. Петров






© 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.