Теория и практика вскрытия высокоглинистых терригенных коллекторов нефти и газа биополимерсолевыми растворами

0,1

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

То же

Гипохлорид кальция

0,05

8,0

7,5

Раствор расслоился, выпал осадок

0,1

6,0

4,5

То же

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

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

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

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

Примечание: * - усредненные значения

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

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

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

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

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

по разведочным скважинам - в отсутствии загрязнений в приствольной части продуктивного пласта, отрицательный скин-эффект составил 2,5-4,6, коэффициент продуктивности при испытании в 2,8-5,2 раза превысил базовые (средние показатели по уже введенным в эксплуатацию);

по эксплуатационным нефтяным скважинам - их производительность возросла в сравнении с базовыми в 1,25-1,8о раз;

по валанжинским газовым скважинам продуктивность возросла до 70-88 %;

по скважинам, где использована промывочная жидкость повышенной плотности, показано отсутствие зоны сниженных фильтрационно-емкостных характеристик коллектора.

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

ВЫВОДЫ

Научно обосновано и в промышленных условиях подтверждено обеспечение сохранности природных фильтрационно-емкостных свойств вскрываемых низко и средне проницаемых тиррегенных коллекторов нефти и газа, содержащих глинистые минералы применением биополимерсолевых промывочных жидкостей.

Установлено, что биополимер, поступая в поровое пространство пласта, адсорбируется на поверхности поровых каналов, сужает их, образует кольматационный экран. Адсорбируясь на глинистых включениях, являющихся составным элементом горной породы, предотвращает их гидратацию и набухание. Связывая значительное количество дисперсионной среды, способствует снижению процесса фильтратоотдачи бурового раствора. Наличие электролита (солей хлорида калия, ацетата калия либо формиата натрия) способствует ингибированию процессов гидратации и диспергации глинистых включений, снижению поверхностного натяжения и капиллярного давления, защиты биополимерного реагента от воздействия бактерицидов и регулирования плотности раствора.

Показано, что ингибирующая активность исследованных солей определяется как катионоактивной составляющей электролита, так и анионосоставляющей. По степени активности катионы располагаются в следующей последовательности: К+>Са2+>Na+. Влияние анионов не столь однозначно. Для разбавленных растворов выявлено: НСОО>СН3СОО>Cl. С увеличением концентрации влияние НСОО и СН3СОО выравнивается и при концентрации более 15 % влияние аниона уксусной кислоты превалирует.

Обоснованы и оптимизированы составы промывочных жидкостей: для вскрытия продуктивных пластов с коэффициентами аномальности до 1,42 рекомендован состав: картофельный крахмал - 2 %, каустическая сода (NaOH) - 0,08 %, метасиликат натрия - 1,2 %, хлорид калия - 3 %, остальное либо пластовая, либо техническая вода; для пластов с коэффициентом аномальности более 1,24: полимер (сульфацел до 3 %, либо картофельный крахмальный реагент - до 5 %, либо Xanthan gun - 0,1-10,15 %); электролит (формиат натрия 9-45 %, либо ацетат калия - 28 %), утяжелитель (мраморная крошка - до 45 %, барит - 10-60 %). В случае применения инертных добавок (утяжелителей), последний предварительно обрабатывают ПАВ - ФХЛС (феррохролигносульфонат) - до 3 %. Для предупреждения вспенивания раствора вводится Пеногаситель МАС 200, растворенный в дизтопливе в соотношении 1 : 20 - до 0,4 %, остальное техническая вода. Разработана технологическая схема их приготовления.

Разработаны и рекомендованы технологии регулирования фильтрационно-емкостных свойств приствольного участка продуктивных пластов на стадиях: вскрытия - использованием щадящих методов кольматации; освоения - обработкой раствора реагентом - деструктором биополимера - пергидратом мочевины, концентрацией 0,06-1,00 %. При взаимодействии ПГМ с крахмальным реагентом в последнем под действием О2 осуществляется разрыв связей между молекулами крахмала. В результате действие антиоксидантов затормаживается, происходит дополнительное образование гидроперекисей, ускоряющих действие радикалообразующих соединений. Активность ферментов ингибируется, осуществляется процесс ферментации.

Результаты опытно-промышленного внедрения разработанных технологий, материалов и технических средств подтвердили результаты теоретических и экспериментальных исследований. Поставленная цель работы достигнута - отмечается отсутствие «загрязненных» зон в приствольной части продуктивных пластов (отрицательный скин-эффект порядка 2,5-4,6), продуктивность скважин возросла в разведочных скважинах при испытании в 2,8-5,2 раза, в эксплуатационных, нефтяных в 1,25-1,80 раз, в газовых на 70-88 % по сравнению с базовыми. «Чистый» экономический доход предприятию составил 250-275 рублей на метр глубины скважины.

По результатам теоретических, экспериментальных и промысловых исследований разработаны и внедрены соответствующие нормативные документы (регламенты, инструкции) на изготовление и применение промывочных жидкостей для вскрытия тиррегенных коллекторов нефти и газа Западной Сибири, используются при составлении проектов на строительство скважин для ООО «Надымнефтегаз».

Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований, связанных с изучением влияния промывочных жидкостей на коллекторские свойства продуктивных пластов включены в рабочие программы изучения дисциплин «Вскрытие и разобщение продуктивных пластов», «Буровые и тампонажные растворы» студентам и аспирантам нефтегазового направления.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. Овчинников П.В. Промывочные жидкости для вскрытия терригенных коллекторов Уренгойской группы месторождений: Монография / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, О.В. Нагарев. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2006. - 207 с.

2. Овчинников В.П. Газонаполненные тампонажные системы для крепления скважин: Монография / В.П. Овчинников, М.В. Двойников, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2007. - 161 с.

3. Салтыков В.В. Биополимерсолевые промывочные жидкости: Монография / В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова. - Тюмень: Нефтегазовый университет, 2007. - 216 с.

4. Овчинников В.П. К решению проблемы качественного вскрытия и разобщения пластов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, А.В. Кузнецов // Бурение. - 2000. - № 3. - С. 8-10.

5. Добрынин Н.М. Условия разработки месторождений Уренгойской группы севера Тюменской области / Н.М. Добрынин, В.Ф. Сорокин, В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, А.А. Фролов, Г.В. Крижельская // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: Тез. докл. конф. 8-10 февраля, 2000 г. - Пермь: Кам.НИИКИГС, 2000. - С. 255-256.

6. Салтыков В.В. Промывочные жидкости для вскрытия ачимовских отложений Уренгойской группы месторождений / В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, А.А. Фролов, Н.М. Добрынин, В.Ф. Сорокин, П.В. Овчинников // Критерии оценки нефтегазоносности ниже промышленно освоенных глубин и определение приоритетных направлений геолого-разведочных работ: Тез. докл. конф. 8-10 февраля, 2000 г. - Пермь: Кам.НИИКИГС, 2000. - С. 258.

7. Овчинников В.П. К вопросу вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова // Там же. - С. 260-261.

8. Овчинников В.П. Буровые растворы для вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, В.Ф. Сорокин, В.В. Подшибякин, О.В. Гаршина, А.М. Нацепинская, В.Г. Татауров // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 4. - С. 21-26.

9. Овчинников В.П. Использование полимеров при строительстве скважин / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.Ф. Сорокин, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, Р.Ю. Кузнецов // Известия вузов. Нефть и газ. - 2000. - № 5. - С. 75-81.

10. Салтыков В.В. Особенности и закономерности условий формирования и строения основных нефтегазоносных комплексов на Уренгойском месторождении / В.В. Салтыков, В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Второй Всеросс. науч.-техн. конф. 19-21 апреля 2000 г. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - С. 7-8.

11. Салтыков В.В. Анализ состояния технологических средств и технологий вскрытия продуктивных горизонтов на Уренгойском месторождении / В.В. Салтыков, Н.А. Аксенова // Моделирование технологических процессов бурения, добычи и транспортировки нефти и газа на основе современных информационных технологий: Материалы Второй Всеросс. науч.-техн. конф. 19-21 апреля 2000 г. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - С. 8-9.

12. Овчинников В.П. Использование полимеров при строительстве скважин / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.Ф. Сорокин, В.В. Салтыков, П.В. Овчинников Проблемы совершенствования технологий строительства скважин и подготовка кадров для Западно-Сибирского нефтегазодобывающего комплекса: Материалы Второй Всеросс. науч.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. - С. 25-26.

13. Овчинников В.П. Механизм действия крахмала в составе буровых растворов и тампонажных растворов / В.П. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков // Там же. - С. 30-31.

14. Овчинников В.П. Состояние строительства скважин на ачимовские отложения Уренгойской группы месторождений / В.П. Овчинников, А.А. Фролов, Н.М. Добрынин, В.В. Салтыков, Н.А. Аксенова, В.Ф. Сорокин // Освоение месторождений трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей: Тез. докл. конф. - Краснодар: «Роснефть-Термнефть», 2000. - С.48-49.

15. Овчинников В.П. Использование биополимеров при строительстве скважин / В.П.Овчинников, Н.А.Аксенова, В.Ф.Сорокин, В.В.Салтыков, П.В.Овчинников // Наука и технология углеводородных дисперсных систем: Тез. второго Междунар. симпозиума 2-5 октября 2000 г. - Уфа: Изд-во «Реактив», 2000. - С. 61-63.

16. Овчинников П.В. О возможности повышения сопротивляемости проницаемых пластов проникновению в него технологических жидкостей / П.В. Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков // Шестая Междунар. науч.-практ. конф. 31 окт.-3 нояб. 2000 г.- Ивано-Франковск: Изд-во «Факел», 2000. - С. 103-104.

17. Овчинников В.П. Промывочная жидкость для вскрытия продуктивных пластов / В.П. Овчинников, П.В. Овчинников, О.В. Гаршина, В.Г. Татауров, В.В. Салтыков //Там же. - С. 97-100.

18. Брехунцов А.М. Западная Сибирь останется главной нефте- и газодобывающей провинцией России в XXI в. / А.М. Брехунцов, А.Н. Золотов, В.И. Рузенко, Ф.К. Салманов, В.В. Салтыков, В.И. Шпильман // Геология нефти и газа. - 2000. - № 4. - С. 2-8.

19. Овчинников П.В Особенности и преимущества использования полимерцементных фильтров / П.В Овчинников, Н.А. Аксенова, В.В. Салтыков // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири: Сб. тр. - Тюмень: СибНИИНП, 2000. - С. 192-197.

20. .Салтыков В.В. Буровой раствор для создания временного кольматационного экрана / В.В. Салтыков, В.Ф. Сорокин, Н.А. Аксенова // Там же. - С. 198-201.

21. Салтыков В.В. Промывочные жидкости и технические средства для вскрытия пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / В.В. Салтыков, П.В. Овчинников, И.Г. Яковлев // Известия вузов. Нефть и газ. - 2006. - № 5. - С.12-16.

22. Овчинников П.В Буровые растворы для вскрытия ачимовских отложений Восточно-Уренгойского месторождения / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, О.В. Нагарев // Известия вузов. Нефть и газ. - 2006. - № 6. - С. 36-42.

23. Овчинников П.В. Совершенствование конструкции низа бурильной колонны / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев, Т.А. Ованесянц, С.Н. Бастриков // Бурение и нефть. - 2006. - № 12. - С. 30-31.

24. Овчинников П.В. Технологические жидкости для вскрытия терригенных пород-коллекторов с аномальными пластовыми давлениями / П.В. Овчинников, В.В. Салтыков, И.Г. Яковлев, Т.А. Ованесянц // Бурение и нефть. - 2007. - № 1. - С. 34-35.

25. Салтыков В.В. Растворы для вскрытия отложений Ачимовской свиты // Известия вузов. Нефть и газ. - 2008. - № 1. - С. 28-36.

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

Размещено на Allbest.ru