Вскрытие и разобщение продуктивных пластов низкопроницаемых терригенных коллекторов западной сибири (теоретические основы, промысловый эксперимент, внедрение)
| Вид материала | Автореферат |
- Рабочая программа учебной дисциплины «Заканчивание скважин», 210.92kb.
- Коллекторские свойства продуктивных пластов, 36.6kb.
- «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им акад. А. П. Крылова», 789.97kb.
- Перспективы развития рынка кредитования физических лиц Западной Сибири, 75.44kb.
- Реферат Введение, 21.56kb.
- Программа дисциплины археология западной сибири дпп. Дс. 02 Цели и задачи дисциплины, 431.44kb.
- Программа дисциплины источниковедение и историография западной сибири для аспирантов, 223.01kb.
- История Западной Сибири) реферат (от лат еfеrо «сообщаю») краткое изложение, 69.17kb.
- 1. 2 Климат и растительность, 20.71kb.
- Геофизические методы контроля динамики фильтрационных процессов в прискважинной области, 338.26kb.
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. | σ, 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., σ = 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 σ. 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 σ 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, % | σ, мН/м | рН | И, % | σ, 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/ч∙10-3 | Повторная обработка ТЖ с ИВВ-1 концентрацией, % | Скорость фильт-рации керосина, м3/ч∙10-3 |
| 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 |