Файл: Обоснование технологии глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором при подземном ремонте.pdf
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 151
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.4. Методика проведения фильтрационных исследований блокирующих составов
2.4.1 Подготовка к проведению фильтрационных исследований Фильтрационные свойства блокирующих составов оценивались с использованием установки типа
RPS-812
(Coretest
Systems
Corporation) (рисунок 2.6) при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин в термобарических условиях. Рисунок 2.6 – Кернодержатель и термошкаф фильтрационной установки RPS-812
(Coretest Systems Corporation) С помощью данной фильтрационной установки могут быть определены коэффициенты ухудшения (улучшения) проницаемости образцов керна после воздействия блокирующими составами при повышенном давлении и температуре. Система RPS-812 оборудована двухцилиндровой насосной системой, работающей в режиме постоянной скорости или давления. Загрузка технологических жидкостей для проведения фильтрационных исследований осуществлялась в цилиндры-накопители, управляемые насосной системой (рисунок 2.7). Установка обладает автоматизированной системой создания давления обжима (горного давления.
72 Принцип действия установки заключается в следующем силиконовое масло например, ПМС-100), вытесняемое из насосав накопители, приводит в движение поршень, который затем вытесняет ТЖ из накопителя в кернодержатель.
Кернодержатель имеет несколько входов и выходов в торцевых частях для осуществления смены направления фильтрационных потоков и позволяет использовать образцы керна диаметром 3 или 4 см и длиной до 10 см. Рисунок 2.7 – Принципиальная схема фильтрационной установки RPS-812
(Coretest Systems Corporation):
1 ‒ кернодержатель; 2 ‒ двухцилиндровая насосная система
3 ‒ емкость с гидравлической жидкостью 4 ‒ поршневой насос для давления обжима; 5 ‒ поршневой насос для порового давления (противодавления 6 ‒ датчик перепада давления 7 ‒ регулятор противодавления 8 ‒ измерительный цилиндр 9 ‒ датчик давления 10-11 ‒ поршневые жидкостные цилиндры 12 ‒ газовый генератор
Подготовка образцов керна терригенного коллектора одного из месторождений Западной Сибири и пластовых флюидов, а также проведение фильтрационных исследований выполнялись в соответствии с нормативными документами [26-28, 78]. Для исследования блокирующих составов повышенной вязкости была модернизирована конструкция стандартного кернодержателя, в которой использовались стальные трубки с увеличенным диаметром 0,45 см. Беспрепятственная промывка торцов керна обеспечивалась за счет размещения стальных колец перед входом в керн и после (рисунок 2.8).
73 Рисунок 2.8 – Схема кернодержателя фильтрационной установки RPS-812
(Coretest Systems Corporation):
1 – образец керна 2 – блокирующий состав 3 – нефть 4 – кольцевые прокладки 5 – резиновая манжета 6 – направление фильтрации блокирующего состава 7 – направление фильтрации нефти 8 – давление обжима
2.4.2 Методика проведения фильтрационных исследований Основными задачами фильтрационных исследований являлось сравнение существующих блокирующих составов с разработанным БПС при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин. При проведении экспериментов методические подходы основывались на работе [78]. Фильтрационные исследования проводились в условиях одного из месторождений Западной Сибири
пластовая температура – 80 С
пластовое давление – 21 МПа
репрессия при моделировании процесса глушения скважины блокирующим составом – 2,1 МПа (10 % от пластового давления) [103];
скорость закачки (фильтрации) жидкости – 0,5 см
3
/мин;
фазовая проницаемость по нефти – (5÷6)·10
-3
мкм
жидкость насыщения – нефть
вязкость нефть – 0,72 мПа∙с. Закачка и последующая фильтрация рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна проводились в двухосновных направлениях прямая фильтрация моделировала процесс притока пластового флюида к забою добывающей скважины обратная фильтрация соответствовала процессу глушения добывающей скважины за счет создания постоянного перепада давления.
74 Методика проведения фильтрационных исследований блокирующих составов состояла в следующем [14, 63, 131]:
1. Подготовленный образец керна (длиной 6,5 см, диаметром 3 см, насыщенный нефтью, помещался в кернодержатель фильтрационной установки (рисунок
2.7), где создавались термобарические условия месторождения пластовая температура 80 Си пластовое давление 21 МПа.
2. В процессе фильтрации нефти через образец керна производился замер его фазовой проницаемость при постоянном расходе (0,5 см
3
/мин). Эксперимент продолжался до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации − прямое (моделирование движения нефти в пласте до глушения скважины.
3. При исследовании линейных гелей и эмульсионных растворов закачка исследуемого блокирующего состава в керн производилась в режиме постоянного перепада давления при обратном направлении фильтрации в течение 30 минут. Затем керн выдерживался в состоянии покоя в течение 1 часа (моделирование перекрытия продуктивного интервала блокирующим составом. При исследовании сшитых полимерных составов через 60 минут после приготовления состава (моделирование процесса продавки состава в ПЗП после его закачки в НКТ и заполнения им открытого ствола скважины) производилось задавливание исследуемого блокирующего состава в керн в режиме постоянного перепада давления при обратном направлении фильтрации в течение 30 минут производилась выдержка состава в керне для завершения процесса сшивки.
4. Для оценки газоблокирующих свойств составов в образец керна, насыщенный исследуемой жидкостью, фильтровался газ (азот) в прямом направлении. Подача газа осуществлялась при постоянном росте давления с шагом 0,1 атм/мин до момента его прорыва через образец керна. После чего выполнялся расчет градиента давления прорыва газа (моделирование прорыва газа к забою скважины.
5. После выдержки керна в состоянии покоя производился замер его фазовой проницаемости по нефти при постоянном расходе (0,5 см
3
/мин). Эксперимент продолжался до стабилизации градиента давления. Направление
75 фильтрации – прямое. Фиксировался начальный градиент давления сдвига блокирующего состава в керне нефтью (моделирование работы добывающей скважины после её глушения. Обработка результатов проведенных фильтрационных исследований заключалась в следующем [14]:
1) На основании полученных значений градиентов давления фильтрации нефти дои после моделирования глушения скважины рассчитывались соответствующие коэффициенты фазовой проницаемости [63].
2) Фиксировался градиент давления прорыва газа через образец керна, насыщенный блокирующим составом.
3) Фиксировался минимальный перепад давления, необходимый для начала движения блокирующего состава.
4) Выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна по нефти после моделирования глушения скважины по формуле (2.11):
2 1
1 100,
k
k
k
k
(2.11) где
k
– коэффициент относительного изменения проницаемости керна, %,
2
k
– проницаемость образца керна после моделирования глушения скважины, м,
1
k
– исходная проницаемость образца кернам Данный параметр является одним из основных критериев оценки эффективности блокирующих составов по их влиянию на изменение проницаемости керна. При этом положительное значение коэффициента означает увеличение проницаемости керна относительно исходного значения, а отрицательное – уменьшение.
76
2.5 Выводы по Главе 2
1. Разработана и апробирована программа проведения лабораторных исследований блокирующих составов, составленная в соответствии с основными технологическими требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом, и учитывающая необходимость оценки их газоудерживающих свойств. Комплексная методика исследований включает в себя этапы по определению физико-химических, реологических, газоудерживающих и фильтрационных свойств блокирующих составов для глушения нефтяных скважин в условиях повышенной пластовой температуры и высокого газового фактора с применением современного высокоточного оборудования.
2. Разработан и запатентован экспериментальный стенд, представляющий собой макет нефтяной скважины и позволяющий оценивать газоудерживающую способность блокирующих составов для различных типов скважин (вертикальных и с горизонтальным окончанием) и условий притока пластового флюида.
3. Оценка влияния исследованных блокирующих составов на ФЕС естественных терригенных пород-коллекторов осуществлялась с использованием фильтрационной установки в условиях Западной Сибири, максимально приближенных к пластовым, при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин.
4. Использование разработанной комплексной методики и экспериментальных стендов позволит повысить эффективность качественного подбора блокирующих составов для осложненных условий глушения скважин повышенная пластовая температура и высокий газовый фактор.
77 ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА БИОПОЛИМЕРНОГО БЛОКИРУЮЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА В данной главе представлены результаты лабораторных исследований по разработке блокирующего биополимерного состава с улучшенными свойствами [89] в сравнении с известными составами для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором. На основании комплексного анализа полученных результатов физико- химических, реологических и фильтрационных исследований блокирующих составов сформированы итоговые рекомендации по повышению эффективности глушения добывающих скважин в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири.
3.1 Внешний вид полимерного состава Разработанный блокирующий состав представляет собой сшитую полимерную систему на основе водорастворимого органического полимера
(ксантановой камеди, структурированную неорганическим сшивающим агентом ацетатом хрома. С целью контроля времени сшивки в полимерный состав введен регулятор гелеобразования, представляющий собой водно-спиртовой раствор органических комплексонов (2-Меркаптоэтанол). Компоненты состава БПС являются доступными и недорогостоящими реагентами отечественного производства. Рецептура состава БПС представлена следующими компонентами, % масс ксантановая камедь – 0,5-1,0; ацетат хрома – 0,15; 2-Меркаптоэтанол – 0,12-0,65. Результаты подбора концентрации реагентов рассмотрены в разделе 3.2.3. После приготовления внешний вид БПС можно охарактеризовать как однородную прозрачную жидкость зеленого цвета (рисунок 3.1). Биополимерный состав представляет собой вязкоупругий гель с варьируемыми в широком диапазоне вязкостью и напряжением сдвига за счет
78 изменения концентрации ксантановой камеди и регулируемым временем гелеобразования за счет изменения содержания 2-Меркаптоэтанола. Рисунок 3.1 − Внешний вид разработанного биополимерного состава
3.2 Определение физико-химических свойств разработанного блокирующего биополимерного состава
3.2.1 Результаты определение плотности Для проведения качественного сравнения разработанного БПС с существующими блокирующими композициями для глушения нефтяных скважин был проведен комплекс физико-химических, реологических и фильтрационных исследований. При сравнении использовались 2 типа блокирующих составов (под условными номерами БП №№ 1-15) различных производителей эмульсионные и полимерные. По результатам анализа литературных источников, опытно- промысловых испытаний данные составы показали свою эффективность в условиях месторождений с повышенным газовым фактором. Эмульсионные системы представляют собой гидрофобные эмульсии обратного типа, приготовленные на основе углеводородов (нефть, дизельное топливо) с добавкой различных эмульгаторов (Нефтенол НЗб, Ялан-Э2 марка Б и др) [121], в которых дисперсионной фазой являются водные солевые растворы различной плотности (БП №№ 2-4, 14-15). В качестве полимерных составов были выбраны линейные (БП №№ 6, 7, 9-
11) и сшитые (БП №№ 1, 5, 8, 12, 13) системы повышенной вязкости, приготовленные на основе природных (в том числе полисахариды) и синтетических (акрилового ряда) полимеров. БП №1 и БП №8 относятся к
79 гелеобразующим составам на углеводородной основе. БП №11 и БП №13 представляют собой системы повышенной вязкости с внутренним деструктором. Результаты определения плотностей исследуемых блокирующих составов представлены в таблице 3.1. Таблица
3.1
– Результаты определения плотностей исследуемых блокирующих составов Наименование состава Плотность, кг/м
3
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
1005 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
985 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
997 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
998 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
991 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ
1002
БП №1 890
БП №2 1071
БП №3 989
БП №4 959
БП №5 1010
БП №6 1080
БП №7 1164
БП №8 1100
БП №9 1059
БП №10 1050
БП №11 1010
БП №12 1050
БП №13 1021
БП №14 1105
БП №15 1080 Разработанный блокирующий состав БПС состоит в основном из пресной дистиллированной) воды, поэтому его плотность близка к плотности дистиллированной воды. Данное значение плотности исследуемых составов позволяет применять их при нормальном и пониженном значении пластового давления [13].
3.2.2 Результаты определения термостабильности Результаты проведенных исследований термостабильности БПС (на примере следующей рецептуры полимерного состава 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ) в течение 10 суток при 20 Си С (пластовая температура) представлены в таблице 3.2. Итоговые результаты оценки термостабильности
80 исследуемых блокирующих составов различных производителей в сравнении с разработанным представлены в сводной таблице 3.3. Таблица 3.2 – Термостабильность БПС при 20 и 80 С При стандартных условиях При пластовых условиях время наблюдения время наблюдения через 1 час через 24 часа через 240 часов через 1 час через 24 часа через 240 часов Таблица 3.3 – Результаты определения термостабильности блокирующих составов Наименование состава
Термостабильность при 20
о
С в течение
10 сут
Термостабильность при 80
о
С в течение
10 сут Примечание
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ Да Да
–
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ Да Да
–
0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ Да Да
‒
1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ Да Да
‒
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,36 % МЭ Да Да
‒
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,72 % МЭ Да Да
−
БП №1 Да Нет Разрушение эмульсии
БП №2 Да Нет Выделение до 5 % углеводородной фазы и разрушение эмульсии, соответственно
БП №3 Да Да
–
БП №4 Да Нет Выделение до 5 % углеводородной фазы и разрушение эмульсии, соответственно
БП №5 Да Да
–
БП №6 Да Нет Выпадение осадка
БП №7 Да Да
–
БП №8 Да Да Выделение до 5 % углеводородной фазы
БП №9 Да Нет Выпадение осадка
81 Продолжение таблицы 3.3
БП №10 Да Да
–
БП №11 Да Нет Выпадение осадка
БП №12 Да Да
–
БП №13 Нет Нет
Самодеструкция через 2-3 суток
БП №14 Да Нет Выделение до 5 % углеводородной фазы и разрушение эмульсии после
4 суток, соответственно
БП №15 Да Да
– Как видно из результатов проведенных исследований образцы БПС и БП
№№ 3, 5, 7, 10, 12, 15 стабильны при пластовой температуре 80 Си могут быть рекомендованы для дальнейших работ. В течение всего времени эксперимента не наблюдалось видимых изменений их внешнего вида, те. указанные составы способны сохранять свои физико-химические свойства в процессе глушения подземного ремонта скважин. Необходимо учесть, что блокирующие составы с внутренним деструктором
БП №11 и БП №13 начинают разрушаться до истечения 10 суток. Разрушение состава БП №11 сопровождается образованием нерастворимого осадка, что может оказать отрицательное воздействие на ФЕС продуктивного пласта. Блокирующий состав БП №13 саморазрушается в течение 48 часов и переходит из гелеобразного состояния в жидкое с образованием эластичного сгустка. Таким образом, компонентный состав указанных композиций должен быть изменен с целью возможного их применения в условиях пластовой температуры 80 Св течение всего периода проведения ремонтных работ. Блокирующие составы БП №6 и БП №9 седиментационно неустойчивы, выпадает в осадок их дисперсная фаза. В композиции БП №8 со временем выделяется углеводородная фаза в небольшом количестве (менее 5 % от общего объема состава, что допустимо для гидрофобных эмульсий [77, 92, 129]. У исследуемых составов БП №№1, 2, 4, 14 наблюдается частичное разрушение эмульсии.
82
3.2.3 Результаты исследования реологических характеристик
1. Кривая вязкости (зависимость эффективной вязкости блокирующего состава от скорости сдвига) На рисунке 3.2 представлены полученные результаты реологических исследований БПС при различном содержании полимера при стандартных условиях (моделирование приготовления БПС на устье скважины) [12]. В исследованных БПС использовалось 0,12 % масс. регулятора сшивки. Этап подбора его оптимальной концентрации для обеспечения требуемого времени гелеобразования подробно описан в пункте 4 текущей главы. Рисунок 3.2 – Зависимость эффективной вязкости БПС при различном содержании полимера от скорости сдвига при 20 С При увеличении концентрации ксантановой камеди c 0,5 до 2,5 % масс. наблюдается рост вязкости биополимерного состава в 28 раза при γ = 171 с
-1
Исследуемые составы с содержанием ксантановой камеди 1,5-2,5 % масс. обладают высокой эффективной вязкостью, что может привести к осложнениям при их закачке в скважину. Остальные блокирующие композиции обладают на порядок меньшей эффективной вязкостью. Более приемлемыми для закачки в скважину являются составы с содержанием 0,5-1,0 % масс. полимера,
0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость μ
, мПа·с
Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр
0,8%КМ+0,15%АцХр
1,0%КМ+0,15%АцХр
1,5%КМ+0,15%АцХр
2,0%КМ+0,15%АцХр
2,5%КМ+0,15%АцХр
83 обладающие наименьшей эффективной вязкостью и, тем самым, большей подвижностью на момент приготовления и их закачки в скважину. Эффективная вязкость БПС (0,8 % КМ + 0,15 % АцХр), определенная сразу после приготовления, почтив раза выше эффективной вязкости БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) при γ = 171 с (рисунок 3.2), что подтверждает результаты определения времени гелеобразования полимерных составов впервые мин путем измерения их комплексной вязкости. Увеличение концентрации сшивателя в конечном составе не приводит к существенным изменениям вязкости системы (рисунок 3.3). Рисунок 3.3 – Зависимость эффективной вязкости БПС при увеличении концентрации сшивателя от скорости сдвига при 20 °С
По результатам реологических исследования биополимерных составов установлено, что эффективная вязкость БПС (2,5 % КМ + 0,2 % АцХр) практически не отличается от вязкости БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр) рисунок 3.3). Использование более 0,2 % масс. сшивателя в составе приводит лишь к значительному удорожанию технологии и, как следствие, снижению экономической эффективности от её применения. Более того, использование высоковязкого состава с содержанием ксантановой камеди 2,5 % масс. может привести к осложнениям в работе насосного агрегата при его закачке в скважину.
0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость
μ
, мПа
·с
Скорость сдвига γ, с
2,5%КМ+0,15%АцХр
2,5%КМ+0,2%АцХр
84 Уменьшение содержания сшивающего агента практические не оказывало влияния на изменение эффективной вязкости полимерного состава (рисунок 3.4). Снижение количества сшивателя в композиции приводило к нарушению стабильности системы и образованию сгустков полимеров при последующем термостатировании. Рисунок 3.4– Зависимость эффективной вязкости БПС при снижении концентрации сшивателя от скорости сдвига при 20 С Логично предположить, что происходило ослабление межмолекулярных связей ксантанового полимера и, как итог, гель разжижался. Образование гетерогенной системы можно объяснить слабой сшивкой полимерной системы, в результате чего такая ТЖ будет обладать хорошей фильтруемостью в ПЗП. Таким образом, низкая концентрация сшивателя (менее 0,15 % масс) не позволяет получить блокирующий состав с заданными структурно- механическими свойствами. Дополнительный ввод ацетата хрома усиливает пространственный сетчатый каркас, что оказывает влияние на повышение прочностных свойств биополимерного состава. Обобщенные результаты проведенных исследований по оценке эффективной вязкости БПС при различном содержании компонентов при
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость
μ
, мПа
·с
Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр
0,5%КМ+0,12%АцХр
85 стандартных условиях (моделирование приготовления БПС на устье скважины) представлены в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Эффективная вязкость БПС с различным содержанием полимера и сшивателя при 20 С Концентрация реагентов Эффективная вязкость (мПа∙с) после приготовления при γ = 171 с % КМ + 0,12 % АцХр
64,7 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
66,3 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
161 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
241 1,5 % КМ + 0,15 % АцХр
793 2,0 % КМ + 0,15 % АцХр
1258 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр
1850 2,5 % КМ + 0,2 % АцХр
1910 Результаты определения эффективной вязкости БПС в зависимости от скорости сдвига (моделирование процесса закачки БПС в скважину) изображены на рисунке 3.5 и сведены в таблицу 3.5. Рисунок 3.5 – Зависимость эффективной вязкости БПС при различном содержании полимера от скорости сдвига при 80 С
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Эффективная вязкость,
мПа
·с
Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр
0,8%КМ+0,15%АцХр
1,0%КМ+0,15%АцХр
86 Таблица 3.5 – Эффективная вязкость БПС с различным содержанием полимера при 80 С Концентрация реагентов Эффективная вязкость (мПа∙с) после сшивки при γ = 171 с % КМ + 0,15 % АцХр
2325 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
2940 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
3290 Стоит отметить, что увеличение содержания регулятора сшивки
2-Меркаптоэтанола приводит к незначительному снижению эффективной вязкости до 10 % относительно исходного значения БПС (рисунок 3.6, таблица 3.6). Его концентрация обусловлена необходимостью достижения требуемой скорости сшивки БПС с целью достижения забоя скважины при закачке. Рисунок 3.6 – Зависимость эффективной вязкости БПС при изменении концентрации 2-Меркаптоэтанола от скорости сдвига при 20 С Таблица 3.6 – Эффективная вязкость биополимерного состава с различным содержанием регулятора сшивки при 20 С Концентрация реагентов Эффективная вязкость
(мПа∙с) после приготовления при γ = 171 с
-1
Изменение эффективной вязкости, %
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
66,3
‒
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
61,3
-7,5 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ
59,7
-10 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость,
мПа∙
с Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,72%МЭ
87 В рамках реологических исследований также проведена оценка изменения вязкости БПС (на примере полимерного состава 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) при снижении температуры до 0 Св случае проведения ремонтных работ в зимнее время) (рисунок 3.7). По результатам экспериментов установлена вполне ожидаемая закономерность с уменьшением температуры увеличивается эффективная вязкость композиции почтив раза при γ = 171 с, что подтверждается результатами определения температуры застывания БПС составы теряют свою текучесть в пределах до -9 С) согласно [53]. Рисунок 3.7 – Зависимость эффективной вязкости БПС от скорости сдвига при температуре 0 Си С Для более информативного анализа полученных результатов измерения эффективной вязкости готовых блокирующих композиций сформирована сводная таблица 3.7. Таблица 3.7 – Сводные результаты определения эффективной вязкости готовых блокирующих составов Наименование состава Эффективная вязкость (мПа∙с) до сшивки при γ = 171 с
-1
Эффективная вязкость (мПа∙с) после сшивки при γ = 171 с
-1
БП №1 357
−
БП №2 172
−
БП №3 413
−
БП №4 80,3
−
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0
50 100 150 200 250 300
Эф
ф
ект
иван
я вязкость
μ
, м
Па
·с
Скорость сдвига γ, с при 0 С при 20 С
88 Продолжение таблицы 3.7
БП №5 1820 224
БП №6 68,0
−
БП №7 923
−
БП №8 1550
−
БП №9 673
−
БП №10 561
−
БП №11 2350 5810
БП №12 5770 4970
БП №13 317 2460
БП №14 219 204
БП №15 399
− Примечание
«–» означает, что эффективная вязкость для данных составов не измерялась, т.к. эти составы не являются сшитыми и их вязкость не зависит от времени Эффективная вязкость обратной водонефтяной эмульсии БП №5 после моделирования условий её закачки в скважину и термостатировании при пластовой температуре снижается почтив раз по сравнению с начальным значением вязкости (сразу после перемешивания при 20 С) при γ = 171 с, что резко снижаете структурную прочность. В полимерном составе с внутренним деструктором БП №11 отсутствует сшиватель, но наблюдается увеличение его вязкости во времени. Такой эффект, скорее всего, связан с гидролизом полимера вводе, что приводит к увеличению вязкости конечного состава. Эффективная вязкость состава увеличилась в 2,5 раза при γ = 171 с по сравнению с вязкостью после приготовления. Снижение эффективной вязкости сшитой полимерной композиции БП №12 на 14 % по сравнению се вязкостью сразу после приготовления может быть связано с частичным разрушением полимерных цепочек. Однако по результатам оценки термостабильности видимых изменений в состоянии композиции не наблюдалось. По результатам исследований состава повышенной вязкости с самодеструкцией БП №13 установлено, что эффективная вязкость увеличивалась почтив раз по сравнению сего вязкостью после приготовления при γ = 171 с
-1
Большее значение эффективной вязкости свидетельствует о лучшей газоудерживающей способности блокирующего состава и уменьшении радиуса
89 его фильтрации в ПЗП. Поскольку с ростом эффективной вязкости блокирующего состава наблюдалось повышение его структурной прочности. Таким образом, логично предположить, что при освоении скважины это может привести к росту
КВП призабойной зоны пласта.
2. Критическое напряжение сдвига (зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига блокирующего состава в режиме контролируемого напряжения сдвига)
В результате проведенных реологических исследований по определению критического напряжения сдвига составов БПС при моделировании условий их закачки в скважину (через 90 мин после их приготовления) установлены значения напряжения сдвига (рисунок 3.8), при которых происходит разрыв сплошности» полимеров, что может способствовать фильтрации блокирующей композиции из ствола скважины в ПЗП. Чем меньше эта величина, тем меньше критический градиент давления, при котором может происходить фильтрация блокирующего состава в коллектор ПЗП. Рисунок 3.8 – Зависимость критического напряжения сдвига БПС с пониженным содержание регулятора сшивки от скорости сдвига при 80 С При увеличении концентрации регулятора сшивки 2-Меркаптоэтанола с
0,12 до 0,36 % масс. наблюдалось значительное повышение критического
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0
1 2
3 4
5 6
7 8 Скорость сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
90 напряжения сдвига, вследствие уменьшения времени гелеобразования рисунок 3.9). Данное свойство БПС способствует снижению степени поглощения состава пластом в процессе его продавки в ПЗП. Рисунок 3.9 – Зависимость критического напряжения сдвига БПС с повышенным содержание регулятора сшивки от скорости сдвига при 80 С Результаты исследований по определению критического напряжения сдвига
БПС сведены в таблицу 3.8. Таблица 3.8 – Критическое напряжение сдвига БПС с различным содержанием полимера при 80 С Концентрация реагентов Критическое напряжение сдвига, Па
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,94 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
1,94 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
2,42 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
16,3 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
24,2 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
28,1 При снижении количества полимера в растворе БПС отмечалось уменьшение КНС, что обусловлено снижением количества макромолекул полимера на единицу объема. В свою очередь величина критического напряжения сдвига БПС зависит от его вязкоупругих свойств. Для обоснования данного
0 10 20 30 40 50 60 70
-0,1 6E-16 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0
5 10 15 20 25 30 35 40 Скорость сдвига
γ, с Скорость сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
91 предположения необходимо проведение лабораторных фильтрационных исследований. Блокирующий полимерный состав с рецептурой 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр после моделирования условий его закачки в скважину обладал более низкой фильтруемостью в ПЗП, в сравнении с другими исследованными рецептурами критическое напряжение сдвига БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) почтив раза больше, чему БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) и примерно на 17 % больше, чему
БПС (0,8 % КМ + 0,15 % АцХр)).
3. Предельное напряжение сдвига (зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига блокирующего состава в режиме контролируемой скорости сдвига) На рисунках 3.10-3.11 представлены результаты построения зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига блокирующих составов. По результатам данных исследований были определены значения предельного напряжения сдвига биополимерных составов после их сшивки. Рисунок 3.10 – Зависимость предельного напряжения сдвига БПС с пониженным содержанием полимера от скорости сдвига при 80 С Как уже отмечалось, полимерные составы обладают вязкоупругими свойствами. В результате определения времени гелеобразования БПС в режиме
0 5
10 15 20 25 30 0
50 100 150 200 250 300 0
50 100 150 200 250 300 350 400 Скорость сдвига
γ, 1/с
Ск
ор
ос
ть сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
92 осциллирующих напряжений установлено, что в начальный момент времени БПС характеризуется как вязкая жидкость, а в конце сшивки – как вязкоупругая жидкость. Сшивка макромолекул полимера в большей степени характеризуется повышением упругой компоненты вязкости состава. В данном случае, как отмечалось, на единицу объема композиции при увеличении концентрации сшивающего агента приходится большее количество макромолекул полимера. Именно поэтому, БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр) характеризуется столь высоким значением предельного напряжения сдвига почтив раз больше, чему
БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр)). Применение данной рецептуры БПС при глушении скважин может привести к осложнениям при их освоении (неполное извлечение состава из ПЗП при освоении и длительность вывода скважины на режим эксплуатации. Рисунок 3.11 – Зависимость предельного напряжения сдвига БПС с повышенным содержанием полимера от скорости сдвига при 80 СВ результате определения напряжения сдвига составов установлено, что данный параметру БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) почтив раза выше, чему
БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр). Таким образом, глушение скважины с применением БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) может сопровождаться меньшей степенью его проникновения в ПЗП и созданием более прочного блокирующего
0 50 100 150 200 250 300 0
100 200 300 400 500 600 700 800 Скорость сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
2,5%КМ+0,15%АцХр
1,0%КМ+0,15%АцХр
93 экрана, нов тоже время, может вызвать осложнения при освоении скважины и выводе её на режим эксплуатации. После сшивки БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) обладает меньшим значением предельного напряжения сдвига на 39 %, чем БПС (0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр). Таким образом, для удаления последнего из ПЗП необходимо создать больший перепад давления, чем для БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр). Результаты исследований по определению предельного напряжения сдвига блокирующих составов БПС сведены в таблицу 3.9. Таблица 3.9 – Предельное напряжение сдвига БПС при 80 С Концентрация реагентов Предельное напряжение сдвига, Па
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
95,8 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
157 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
215 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр
684 Согласно полученным результатам исследований для нарушения структуры
БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) требуется создание меньшего напряжения, чем для составов с большей концентрацией полимера. Увеличение концентрации ксантановой камеди в БПС приводит к повышению структурной прочности геля. Для подтверждения полученных результатов необходимо проведение фильтрационных исследований. Результаты исследований ПНС блокирующих составов различных производителей при 80 С приведены в таблице 3.10. Предельное напряжение сдвига является показателем прочности внутренней структуры ТЖ, сформировавшейся за время её покоя. Превышение ПНП позволит разрушить внутреннюю структуру ТЖ и привести её в движение [53]. Таким образом, чем выше ПНС, тем больший градиент давления блокирующий состав способен выдержать, не разрушившись. В случае нормальных или повышенных пластовых давлений рост величины ПНС снижает вероятность ГНВП [34, 116]. Такие же выводы справедливы при увеличении эффективной вязкости жидкости глушения, поскольку при этом повышается её структурная прочность.
94 Таблица 3.10 – Результаты определения ПНС блокирующих составов различных производителей Наименование состава Предельное напряжение сдвига, Па
БП №1 20,4
БП №2 3,15
БП №3 9,1
БП №4 2,16
БП №5 5,36
БП №6 3,19
БП №7 41,1
БП №8 132
БП №9 28,1
БП №10 10,3
БП №11 960
БП №12 528
БП №13 129
БП №14 9,8
БП №15 39,8 Предельное напряжение сдвига гидрофобных эмульсий обратного типа
БП №№ 2-6, 14 и линейного геля БП №10 составило менее 10 Па. Данные составы становятся подвижными при малых значениях напряжения сдвига, что может привести к их разрушению и потери целостности блокирующей композиции. Иными словами, слабая прочность и недостаточные структурно-механические свойства блокирующих составов не смогут предотвратить их проникновение в
ПЗП при больших репрессиях на пласт. Блокирующие составы БП №11 (линейный гель с внутренним деструктором) и БП №12 (сшитая полимерная система) имеют чрезмерно завышенное значение ПНС по сравнению с другими исследованными композициями. Столь высокое значение напряжения сдвига может усложнить процесс извлечения состава из ПЗП при освоении скважины. Согласно полученным результатам логично предположить, что для вызова притока в скважине, заглушенной с использованием гелеобразующего состава на углеводородной основе БП №8, потребуется создание меньших депрессий, чем в случае применения состава БПС с содержанием полимера 0,5-0,8 % масс, т.к. предельное напряжение сдвига БП №8 на 16 % ниже, чему БПС (0,8 % КМ + 0,15
% АцХр), и на 38 % меньше, чему БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр). Блокирующие
95 составы БП №8 и БП №13 (сшитая полимерная система с внутренним деструктором) обладают практически схожими значениями ПНС. Исследованные композиции БП №№ 1, 7, 9, 15 имеют невысокие значения
ПНС, при этом БП №7 (линейный гель) и БП №15 (обратная водонефтяная эмульсия) могут быть более устойчивы к депрессии (ПНС в 1,5-2 раза больше, чему БП №1 (нефтяной гель) и БП №9 (линейный гель повышенной вязкости. Таким образом, блокирующие составы БП №8 и БП №13 могут быть рекомендованы для дальнейших исследований.
4. Время гелеобразования (динамика эффективной и комплексной вязкости блокирующего состава) Согласно полученным результатам (рисунок 3.12), БПС (2,5 КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ) не сшился. Рост эффективной вязкости происходил медленно по линейному закону во всем временном диапазоне исследований. Рисунок 3.12 – Динамика эффективной вязкости БПС (2,5 КМ + 0,15 % АцХр +
0,06 % МЭ) при γ=197 си С Необходимо отметить, что в динамическом режиме исследования из-за интенсивного перемешивания состава и разрушения полимерных связей определить время гелеобразования не удалось. В следующем эксперименте была сделана попытка снижения значения скорости сдвига до γ = 100 си увеличения содержания регулятора сшивки до y = 0,0426x + 1631,1
R² = 0,957 800 1200 1600 2000 2400 2800 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Эффективная вязкость μ
, мПа∙
с Время t, с
96 0,4 % масс. Измерение вязкости БПС производилось в течение трех часов или до момента сшивки состава при температуре 80 С (Рисунок 3.13). Рисунок 3.13 − Динамика эффективной вязкости БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,4 % МЭ) при γ=100 си С После введения в БПС регулятора сшивки (0,4 % масс) через 10 минут наблюдалось повышение его вязкости. В течение первых пяти минут наблюдался наиболее интенсивный рост вязкости состава. Необходимо отметить, что перемешивание БПС после сшивки нарушает его сплошность, которая в последующем не восстанавливается. Таким образом, после завершения сшивки БПС дальнейшего его перемешивание или прокачка не рекомендуются. В этой связи рекомендуется регулировать время начала гелеобразования путем изменения дозировки реагента 2-Меркаптоэтанол. В связи с вышесказанным время гелеобразования определялось для составов БПС в режиме осциллирующих напряжений при динамических испытаниях (рисунки 3.14-3.15). Кривую комплексной вязкости БПС от времени условно можно разделить на 2 отрезка (рисунок 3.14): 1-ый отрезок – участок с наиболее интенсивным набором вязкости ой отрезок – участок с незначительным увеличением вязкости во времени. Конец го участка можно определить как время окончания
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0
400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 Эффективная вязкость μ
, мПа∙
с Время t, с Время начала гелеобразования Время окончания гелеобразования
97 процесса гелеобразования, так как в последующие моменты времени увеличение вязкости БПС происходит незначительно. Время гелеобразования БПС (2,0-2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,4 % МЭ) составило менее 30 минут. Рисунок 3.14 – Динамика комплексной вязкости составов БПС с содержанием полимера 1,5-2,5 % масс. при 80 °С
Определить время начала гелеобразования БПС с содержанием полимера
1,5-2,5 % масс. и регулятора сшивки 0,06 % масс. не удалось. Составы начинали сшиваться сразу после их приготовления. Логично предположить, что в процессе их закачки из-за интенсивной скорости перемешивания на начальном этапе возможно разрушение полимерных связей и доставка составов на забой в частично разрушенном состоянии. Как уже отмечалось, временем окончания процесса гелеобразования можно считать время, при котором значение вязкости стабилизируется. В данном случае это время определено по касательной, проведенной по прямому участку кривой комплексной вязкости (рисунок 3.15). На данном участке вязкость не меняется или увеличивается незначительно. Время гелеобразования составов с 0,5-1,0 % масс. полимера составляет более 3 часов. y = 1278ln(x) + 16289
R² = 0,9109 y = 1974,5ln(x) + 7525,4
R² = 0,9437 y = 2210,5ln(x) + 2578,9
R² = 0,9395 8000 12000 16000 20000 24000 28000 32000 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Комплексная вязкость η
*,
мПа·с
Время t, с
2,5%КМ+0,15%АцХр+0,06%МЭ
2,0%КМ+0,15%АцХр+0,06%МЭ
1,5%КМ+0,15%АцХр+0,06%МЭ Время окончания гелеобразования
98 Рисунок 3.15 – Динамика комплексной вязкости составов БПС с содержанием полимера 0,5-1,0 % масс. при 80 С Для более точного определения времени начала гелеобразования полученные зависимости были перестроены в другом масштабе (рисунок 3.16). Время начала гелеобразования характеризуется резким увеличением вязкости БПС. Сшивка БПС с 0,5 % масс. полимера начинается через 14 минут после начала его приготовления. Полученные значения времени начала и окончания процесса гелеобразования блокирующего состава БПС с различным содержанием реагентов сведены в таблицу 3.11. Добавление регулятора сшивки приводит к уменьшению времени начала гелеобразования, при этом увеличение содержания полимера приводит к росту комплексной вязкости и меньшей подвижности БПС. В связи с этим для успешной доставки блокирующего состава в зону установки (до момента окончания его структурообразования) предпочтительнее использовать БПС, содержащий 0,5-0,8 % масс. полимера, обладающие более пролонгированным временем набора вязкости. y = 5581,3ln(x) - 32676
R² = 0,905 y = 4284,9ln(x) - 25592
R² = 0,9202 y = 2607,9ln(x) - 16959
R² = 0,8792 0
4000 8000 12000 16000 20000 24000 0
4000 8000 12000 16000 20000 24000 Комплексная вязкость η
*,
мПа∙
с Время t, с
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ Время начала гелеобразования Время окончания гелеобразования
99 Рисунок 3.16 − Динамика комплексной вязкости составов БПС с содержанием полимера 0,5-1,0 % масс. (увеличенный масштаб) при 80 С Таблица 3.11 – Время начала и окончания процесса гелеобразования БПС Концентрация реагентов Время начала гелеобразования, мин. Время окончания гелеобразования, мин.
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,41 % МЭ
1 10 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
−
25 2,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
−
32 1,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
−
66 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
6 179 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
6,5 186 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
14 216 Примечание
«‒» означает, что составы сшиваются сразу после приготовления и определить время начала гелеобразования не представляется возможным Поскольку данная рецептура БПС (0,5-0,8 % масс. полимера и 0,12 % масс. регулятора сшивки) может фильтроваться в ПЗП на стадии начала сшивки (роста его структурно-реологических параметров, таким образом рекомендуется после заполнения составом БПС части ствола скважины в интервале продуктивного пласта и выдавливания его из колонны НКТ в ПЗП продавочной жидкостью, оставлять скважину на технологическую выдержку (3-3,5 часа, после чего повторить данный процесс второй пачкой БПС. Тем самым в ПЗП будет располагаться БПС уже в сшитом состоянии, соответственно, глубина
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0
200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Комплексная вязкость η
*,
мПа∙
с Время t, с
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ Время начала гелеобразования
100 проникновения второй пачки БПС в пласт будет меньше, а создаваемый экран – прочнее. Таким образом, есть вероятность снижения объема закачиваемого в скважину полимерного блокирующего состава. В случае недопущения проникновения БПС в призабойную зону пласта согласно принятой технологии) необходимо корректировать содержание компонентов блокирующей композиции так, чтобы процесс гелеобразования завершился до достижения забоя и состав при этом набрал максимальную вязкость [122]. Наследующем этапе был проведен комплекс исследований динамики структурообразования при моделировании условий закачки БПС в скважину. В лабораторных исследованиях блокирующих составов с содержанием полимера 0,5-0,8 % масс. и регулятора сшивки 0,12 % масс. время гелеобразования в динамическом режиме (моделирование условий движения БПС по трубам НКТ и его продавливание в ПЗП) определялось измерением эффективной вязкости μ полимерного состава во времени при заданной скорости сдвига. Резкий рост вязкости по истечении определенного времени свидетельствовал об образовании прочной структуры геля, что соответствовало времени гелеобразования БПС [99]. Результаты определения времени гелеобразования блокирующих композиций БПС представлены на рисунках 3.17 (имитация условий закачки БПС в скважину) и 3.18 (имитация условий технологической выдержки составов в скважине на время сшивки. Необходимо отметить, что при моделировании процесса закачки БПС с
0,8 % масс. полимера в скважину, несмотря на его интенсивное перемешивание вовремя прохождения через колонну НКТ, наблюдалось увеличение эффективной вязкости (за 23 мин от 274 мПа·с до 365 мПа·с (на 33%)), характеризующее сшивку геля. Для композиции с 0,5 % масс. полимера функция вязкости практически не зависело от времени (возможно из-за меньшего количества макромолекул полимера на единицу объема) ив рассматриваемом периоде времени в среднем составило 72 мПа·с. Эффективная вязкость блокирующей
101 композиции с 0,8 % масс. полимера превысила вязкость состава с 0,5 % масс. полимера враз при скорости сдвига γ = 171 c
-1
впервые мин. Рисунок 3.17 – Динамика эффективной вязкости БПС при различном содержании полимера при 20-80 С При моделировании выхода блокирующих составов из НКТ в эксплуатационную колонну порядок значения эффективной вязкости с повышенным содержанием полимера увеличился враз, ау состава с 0,5 % масс. полимера – в 2 раза. Это связано с уменьшением скорости сдвига вследствие увеличения проходного сечения трубы. При этом эффективная вязкость БПС с
0,8 % масс. полимера оказалась примерно враз выше вязкости состава с
0,5 % масс. полимера наконечном этапе закачки (заполнение ствола скважины в интервале продуктивного пласта. Интенсивное увеличение эффективной вязкости состава с 0,8 % масс. полимера (в 3 раза) произошло за 25-30 мин. При этом повышение вязкости не прекращалось за последующие 30 мин произошло увеличение эффективной вязкости БПС на 10 %. Те. БПС приобретает максимальные вязкоупругие свойства по истечении 1 часа после его приготовления. В случае состава с 0,5 % масс. полимера рост его эффективной вязкости отмечался на протяжении всего эксперимента (примерно враз. Полученные результаты можно объяснить тем, что БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 0
50 100 150 200 250 300 350 400 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Эффективная вязкость
,
мПа∙
с Эффективная вязкость
,
мПа∙
с Время t, с
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
НКТ ЭК
102
+ 0,12 % МЭ) содержит на 37,5 % меньше полимера, чем БПС (0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ). Как уже было сказано, вовремя выжидания момента окончания сшивки
БПС определялась его комплексная вязкость в режиме осциллирующих напряжений при динамических испытаниях (рисунок 3.18). Рисунок 3.18 – Динамика комплексной вязкости БПС при различном содержании полимера при 80 С При оставлении БПС на время реагирования (окончания процесса сшивки) их комплексная вязкость повышалась. Как видно из рисунка 3.18, процесс сшивки блокирующих составов продолжался во всем диапазоне времени исследования, ноне столь интенсивно, как первые 60 минут. Комплексная вязкость блокирующего состава с 0,8 % масс. полимера превысила вязкость состава с 0,5 % масс. полимера примерно враз. Таким образом, БПС (0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) менее подвижен и может обладать большей блокирующей способностью, чем БПС (0,5
% КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ). Блокирующая композиция с 0,5 % масс. полимера характеризуется как нелинейный гель, комплексная вязкость которого увеличивается за 2 часа примерно на 19 %.
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Комплексная вязкость
η
⃰, мПа∙
с Время t, с
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ Выдержка
103 Для оценки изменения времени сшивки биополимерных составов были проведены эксперименты с различным содержанием реагента 2-Меркаптоэтанола в конечном составе при пластовой (80 Си пониженной (60 С) температурах. Необходимое количество регулятора сшивки БПС для приготовления БПС (0,5-
1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) в зависимости от времени гелеобразования представлено на рисунке 3.19. Рисунок 3.19 ‒ Необходимое количество регулятора сшивки в составе БПС в зависимости от требуемого времени его гелеобразования при 60 Си С Установлено, что время сшивки БПС можно контролировать путем изменения концентрации регулятора скорости образования полисахаридного геля
(2-Меркаптоэтанола). Зависимость между необходимым количеством регулятора сшивки и временем гелеобразования выражается степенным законом с коэффициентом детерминации 0,96 (при 80 Си (при 60 С. Такое значение коэффициента R
2
, близкое к 1, указывает на высокую достоверность связи между переменными [49]. Отмечено, что снижение температуры приводит к росту времени гелеобразования, что может привести к более глубокому проникновения композиции БПС в призабойную зону пласта. Как уже отмечалось ранее, скорость гелеобразования БПС зависит от концентрации исходных реагентов ив заявленном диапазоне процесс его y = 12,651x
-1,309
R² = 0,9629 y = 12,989x
-1,682
R² = 0,9334 0
30 60 90 120 150 180 210 240 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 Время,
ми
н
Количество регулятора сшивки (2-Меркаптоэтанола), % масс. при температуре 80 С при температуре 60 С
104 структурообразования протекает по всему объёму. Необходимо учитывать, что превышение скорости сшивки БПС может быть обусловлено скоростью образования длинных молекул базового геля из-за увеличения температуры рисунок 3.19) и содержания регулятора гелеобразования (рисунок 3.20). На рисунке 3.20 оранжевой и красной линиями отмечены графики зависимости времени гелеобразования БПС от концентрации регулятора сшивки при его увеличении на 10 % и 20 %, соответственно, относительно исходного бирюзовая линия) в случае нарушения технологии дозирования реагентов. Рисунок 3.20 ‒ Изменение времени гелеобразования БПС в случае неполного растворения регулятора сшивки (2-Меркаптоэтанола) при 80 СВ рассматриваемых примерах нарушение технологии дозирования регулятора гелеобразования в БПС может привести к снижению времени гелеобразования на 5-21 % (зеленая зона) и 10-31 % (красная зона. Даже такое незначительное изменение времени гелеобразования (зеленая зона) блокирующего биополимерного состава может быть существенно при проведении глушения скважин из-за изначально более высокой скорости его сшивки. При закачке вязкость БПС может достигнуть максимального значения еще до момента достижения составом забоя скважины. y = 12,651x
-1,309
R² = 0,9629 0
30 60 90 120 150 180 210 240 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 Время,
ми
н
Количество, % масс. Степенная (0 %) Степенная (+10 %) Степенная (+20 %)
105 Для готовых блокирующих составов различных производителей, относящихся к категории сшитых систем и отобранных по результатам оценки термостабильности, были проведены также исследования по оценки времени их гелеобразования. Определить комплексную вязкость остальных блокирующих составов (линейных гелей и эмульсионных составов) при тех же условиях, что исследовались сшитые системы, не удалось. Это связано стем, что последние обладают в том числе упругими свойствами и относятся к вязкоупругим жидкостям. Время гелеобразования сшитого полимерного состава повышенной вязкости
БП №12 в условиях моделирования его закачки в скважину через колонну НКТ определить не удалось (рисунок 3.21). Рисунок 3.21 – Динамика эффективной и комплексной вязкости состава БП №12 при 20-80 С Установлено, что увеличение вязкости, характерное процессу гелеобразования, вовремя моделирования закачки в скважину и выдержки состава на сшивку не происходит. Эффективная вязкость данного состава после его сшивки (1895 мПа·с) не изменилась по сравнению с вязкостью после приготовления (рисунок 3.21). Блокирующий состав БП №12 характеризуется
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0
1000 2000 3000 4000 5000 0
4000 8000 12000 16000 20000 24000 28000 32000 Комплексная вязкость
η
*,
мПа
·с
Эф
ф
ек
ти
вн
ая вязкость
µ
, мПа
·с
Время t, с
НКТ ЭК Выдержка
106 невысокими значениями комплексной вязкости относительно биополимерных составов БПС. Для полимерного состава БП №5 определить время гелеобразования не удалось, его эффективная вязкость уменьшилась более чем враз за 20 мин сначала эксперимента (с 785 до 1,5 мПа·с). Снижение эффективной вязкости, скорее всего, свидетельствует о частичном разрушении блокирующей композиции. Вовремя статических испытаний (осциллирующие нагрузки) произошло незначительное восстановление структуры, комплексная вязкость увеличилась примерно в 1,5 раза (рисунок 3.22). В сравнении с блокирующими составами БПС комплексная вязкость состава БП №12 выше более чем враз. Рисунок 3.22 – Динамика эффективной и комплексной вязкости состава БП №5 при 20-80 С Согласно [115, 150] основными критериями подбора оптимального блокирующего полимерного состава являются стабильность его технологических свойств на протяжении всего периода ремонтных работ, время гелеобразования, механическая прочность на сдвиг. При этом время гелеобразования состава позволяет выборочно размещать полимер в продуктивном пласте (целевые области, прочность геля определяет, правильно ли запечатана пористая среда
0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 Комплексная вязкость
η
*,
мПа·с
Эф
ф
ек
ти
вн
ая вязкость
µ
, мПа·с
Время, с
НКТ ЭК Выдержка
107 согласно различным требованиям снижения проницаемости в области вблизи или вдали от ствола скважины. Таким образом, по результатам выполненных экспериментальных работ наиболее эффективны в рассматриваемых условиях следующие исследованные составы БПС (0,5-1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12-0,65 % МЭ), БП №7 (линейный гель, БП №12 (сшитый полимерный состав, БП №15 (гидрофобная эмульсия обратного типа. Подходящее время гелеобразования и необходимая прочность биополимерных композиций были получены путем изменения концентрации полимера (от 0,5 до 1,0 % масс) и регулятора сшивки (от 0,12 до 0,65 % масс. Увеличение концентрации полимера и регулятора сшивки уменьшает время гелеобразования и увеличивает прочность геля.
3.2.4 Результаты определения коррозионной активности Изучение коррозионной активности блокирующих композиций проводилось для составов, показавших наилучшие результаты в процессе термостатирования. Результаты проведенных исследований по оценке скорости коррозии блокирующих составов приведены в таблице 3.12. Таблица 3.12 – Результаты оценки коррозионной активности блокирующих составов Наименование состава Скорость коррозии
г/м
2
∙час
мм/год
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
0,119 0,133 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,105 0,117 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,112 0,125 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,112 0,125 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
0,107 0,120 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ
0,110 0,123
БП №3 0,074 0,083
БП №5 0,063 0,070
БП №7 0,067 0,075
БП №8 0,055 0,061
БП №10 0,098 0,109
БП №12 0,110 0,123
БП №13 0,103 0,115
БП №15 0,052 0,058
108 Согласно [103] технологические жидкости не должны вызывать ускоренную коррозию и оказывать отрицательное воздействие на подземное оборудование. Скорость коррозии стали марки Ст не должна превышать 0,1-0,12 мм/год. Результаты исследований коррозионной активности гидрофобных эмульсий обратного типа (БП №№ 3, 15), линейных гелей (БП №№ 7, 10), сшитых полимерных систем (БП №№ 5, 8, 13) и биополимерного состава с 0,5 % масс. полимера показали их низкое коррозионное воздействие по отношению к металлу. В случае использования остальных биополимерных составов с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. и БП №12 скорость коррозии стальных пластин несколько превышает установленный норматив (примерно на 0,01-0,03 мм/год). В целом можно говорить о высоких защитных свойствах исследуемых блокирующих составов по отношению к металлами их использование является допустимым при проведении внутрискважинных работ. Высокую коррозионную активность биополимерного состава с 2,5 % масс. ксантановой камеди можно объяснить тем, что при приготовлении в его объем попадают пузырьки воздуха. После приготовления из-за высокой вязкости состава отсутствует возможность высвобождения пузырьков воздуха из объема исследуемой жидкости. Таким образом, именно контакт стальных пластин с воздухом и обуславливает получение таких завышенных показателей коррозионной активности указанного состава.
3.2.5 Результаты исследования смешиваемости блокирующих составов с пластовыми флюидами Результаты смешиваемости блокирующего биополимерного состава (на примере рецептуры 0,5% КМ + 0,15% АцХр + 0,12% МЭ) с нефтью представлены в таблице 3.13. Итоговые результаты смешиваемости исследуемых блокирующих композиций с пластовыми флюидами представлены в сводной таблице 3.14.
109 Таблица 3.13 – Определение смешиваемости БПС с нефтью Время наблюдения Сразу после приготовления
Через 24 часа
Таблица 3.14 – Оценка смешиваемости блокирующих составов с нефтью и пластовой водой Наименование состава Смешиваемость с
нефтью
пластовой водой
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
БП №3 Смешиваем Не смешиваем
БП №5 Не смешиваем Смешиваем
БП №7 Не смешиваем Смешиваем
БП №8 Не смешиваем Смешиваем
БП №10 Не смешиваем Смешиваем
БП №12 Не смешиваем Смешиваем
БП №13 Смешиваем Смешиваем
БП №15 Не смешиваем Не смешиваем По результатам проведенных исследований критериям смешиваемости удовлетворяют все биополимерные составы и эмульсионная жидкость БП №15. Рассматриваемые составы не смешиваемы с нефтью и пластовой воды и были допущены к дальнейшим исследованиям. Остальные составы частично или полностью смешиваются с пластовыми флюидами во всем объеме, что требует применения буферных пачек при их закачке в скважину с целью недопущения ухудшения их характеристик. Однако
110 данное мероприятие может привести к удорожанию стоимости проведения ремонтных работ. В тоже время наблюдается разжижение эмульсионного состава БП №3 при его смешении с нефтью. В таком случае рекомендуется проведение освоения скважины промывкой нефтью. Стоит отметить, что оценка смешиваемости блокирующих составов с традиционно применяемыми ЖГС, а именно, водными растворами хлорида кальция (ρ = 1,318 г/см
3
) и натрия (ρ = 1,147 г/см
3
), не проводилась. Однако по результатам теоретических исследований выявлено, что полимерные растворы на основе ксантановой камеди не подвержены влиянию солей и обладают повышенной вязкостью, что заведомо исключает возможность их взаимодействия сводными растворами.
3.2.6 Результаты оценки деструкции Результаты оценки разрушаемости БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 %
МЭ) представлены в таблице 3.15. Время деструкции отсчитывалось от момента добавления внешнего деструктора (6-24 % масс. водный раствор соляной кислоты. Таким образом, оценивалось состояние блокирующей композиции в различные моменты времени после добавления деструктора с целью определения времени и степени разрушения исследуемого БПС. По результатам проведенных исследований установлено, что биополимерный состав полностью разрушается в 6 % масс. водном растворе соляной кислоты в течение 17 ч, через 8 ч. наблюдались лишь небольшие остатки БПС. Время разрушения БПС составило 4,5, 3,5 и 2 часа для концентраций соляной кислоты 12, 15 и 24 % масс, соответственно. Для проведения успешного освоения скважины после глушения достаточно выдержать период, в течение которого блокирующий состав потеряет свои структурные свойства. В таком случае необходимое время для потери
111 подвижности разработанного БПС при использовании 6-24 % масс. водного раствора соляной кислоты составит не более 8 часов. Таблица 3.15 – Результаты оценки деструкции БПС при добавлении соляной кислоты различной концентрации в соотношении 5:1
Деструктор ‒ 6 % HCl
Деструктор ‒ 12 % HCl Время наблюдения Время наблюдения Через 1 час После деструкции Через 1 час После деструкции
БПС полностью разрушился через 17 ч. Степень деструкции состава через 8 ч –
80 %
БПС полностью разрушился через 4,5 ч.
Деструктор ‒ 15 % HCl
Деструктор ‒ 24 % HCl Время наблюдения Время наблюдения Через 1 час После деструкции Через 1 час После деструкции
БПС полностью разрушился через 3,5 ч.
БПС полностью разрушился через 2 ч. Необходимо отметить, что кислотный раствор в каждом случае не теряет свою активность (pH = 1). С этой целью были проведены дополнительные лабораторные исследования по оценке деструкции БПС, предполагающие смешение разработанного состава с соляной кислотой в соотношениях 1:1, 1:2, 1:3 и 1:4. Выявлено, что при изменении соотношения не наблюдается существенных различий во времени полного разрушения исследуемого состава (таблица 3.16). Итоговые результаты по оценке деструкции биополимерных составов с различной концентрацией компонентов представлены в сводной таблице 3.17.
112 Таблица 3.16 – Результаты оценки деструкции БПС при добавлении соляной кислоты в соотношении 1:1
Деструктор ‒ 12 % HCl Время наблюдения Через 1 час После деструкции
БПС полностью разрушился через 24 ч. Степень деструкции состава через 4 ч – 80 % Таблица 3.17 – Результаты исследования разрушаемости БПС Наименование состава
Деструктор Заключение
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,06 % МЭ
6% HCl Образец полностью разрушился через 24 ч. Степень деструкции состава через 8 ч – 70 %
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ
6% HCl Образец полностью разрушился через 17 ч. Степень деструкции состава через 8 ч – 80 %
1,0 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ
15% HCl Образец полностью разрушился через 4,5 ч
0,8 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ
15% HCl Образец полностью разрушился через 4 ч
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,36 % МЭ
15% HCl Образец полностью разрушился через 2 ч
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,72 % МЭ
12% HCl Образец полностью разрушился через 3 ч В результате исследований процессов деструкции блокирующих композиций установлено, что биополимерные составы разрушаются полностью в течение 24 часов. При исследовании рецептур БПС 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ и
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ после воздействия 6 % масс. водного раствора соляной кислоты наблюдалось частичное их разрушение через 8 часов с потерей структурных свойств (переход из гелеобразного (неподвижного) в жидкое состояние, что достаточно для беспрепятственного извлечения отработанной ЖГС при освоении скважины после проведения ремонтных работ.
113 Деструкция сшитого полимерного состава с повышенной вязкостью
БП №12 оценивалась путем смешения исследуемого состава с 10 % масс. раствором соляной кислоты в объеме 0,5 объема блок-пачки (согласно рекомендациям производителя. Стоит отметить, что разрушение начинает происходить сразу после добавления деструктора, а через 30 минут состав полностью разрушается. Блокирующая композиция БП №13 является саморазрушающейся. Эксперимент проводился до потери структурных свойств состава и неизменного визуального состояния пробы. Самодеструкция произошла через 48 часов.
3.3 Результаты оценки газоудерживающей способности блокирующих составов в условиях высокого газового фактора Результаты статических исследований по оценки газоудерживающей способности биополимерных и некоторых готовых блокирующих составов различных производителей представлены в таблице 3.18. Таблица 3.18 – Результаты определения газоудерживающей способности блокирующих составов (статические исследования) Наименование блокирующего состава Продолжительность всплытия пузырька воздуха в момент времени t, сек Примечание
t = T
0
t = T
сш
/ 2
t = T
сш
t = 2·T
сш
После приготовления
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
2
(0,5 см) не всплыл
(3 см) не всплыл
(12 см) не всплыл
(31 см)
‒
0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
7
(0,5 см) не всплыл
(3 см) не всплыл
(12 см) не всплыл
(31 см)
‒
1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
8
(0,5 см) не всплыл
(3 см) не всплыл
(12 см) не всплыл
(31 см)
‒
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ
197
(0,5 см)
76
(8 см)
22
(18 см)
166 (23 см)
24 (2 см)
5 (3 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу
БП №7 32
(4 см)
24
(2,5 см)
13
(2 см)
18 (3 см)
5 (1 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу
БП №8 54
(4 см)
32
(4 см)
23
(3,5 см)
26 (4 см)
15 (2 см)
8 (1 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу
БП №12 не всплыл
(0,5 см) не всплыл
(8 см) не всплыл
(18 см) не всплыл
(31 см)
‒
114 Продолжение таблицы 3.18
БП №15 43
(6 см)
37
(3 см)
21
(3 см)
18 (4 см)
11 (2 см)
6 (1 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу После сшивки
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06% МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
БП №12
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒ Примечание
T
сш
– время сшивки полимерных составов, мин (для линейных систем t = 30 мин
T
0
– момент заполнения колбы блокирующим составом В процессе проведения экспериментов фиксировалось не только время всплытия пузырьков воздуха, но и объем воздуха, который потребовался для формирования пузырька и его движения. В большинстве случаев объем воздуха
0,5 см легко задерживал в представленных блокирующих составах и оставался неподвижным на протяжении длительного времени (более 24 часов. При исследовании БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ) в процессе сшивки, несмотря на его высокую конечную вязкость, интервальная подача воздуха различного объема, так или иначе, приводила к подъему пузырька. Такой эффект можно объяснить низким содержанием регулятора сшивки, что означало замедленную скорость гелеобразования состава. После набора вязкости (сшивки состава) вместе ранее образованного канала фильтрации газа отсутствовала сплошность среды, что являлась причиной повторных прорывов. Иными словами,
БПС с содержанием полимера 2,5 % масс. не позволит создать надежного изолирующего экрана как через 1 час после приготовления (среднее время, через которое состав выходит из НКТ, заполняет открытый ствол и начинает фильтроваться в ПЗП), таки через 3,5 часа (время, необходимое для окончательной сшивки состава.
115 Несмотря на более низкую вязкость составов БП №7 (линейный гель,
БП №8 (гелеобразующий состав на углеводородной основе) и БП №15 гидрофобная эмульсия обратного типа, при их исследовании наблюдался тот же эффект. При повторной подаче воздуха в исследуемый состав пузырьки всплывали на его поверхность через ранее образовавшиеся каналы в структуре. Блокирующие составы с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. отличаются вязкостью меньшей, чему состава с 2,5 % масс. полимера. Именно поэтому из-за высокой подвижности данных составов, образующиеся вначале эксперимента каналы быстро схлопываются, не давая новым порциям воздуха прорваться на их поверхность. Последующие порции пузырьков воздуха проникали и задерживались в разных частях исследуемых составов. Сшитый полимерный состав БП №12 сразу после приготовления приобретал вязкость, достаточную для предотвращения какого-либо прорыва газа. Хотя стоит учесть, что такое значение вязкости помогает затруднить процесс его закачки в скважину. После повторного приготовления и выдержки биополимерных составов и гелеобразующей композиции БП №12 на время сшивки, вновь производилась подача воздуха. Во всех случаях прорыва воздуха не наблюдалось. При этом воздух диспергировался внутри составов, образуя локальные области вздутия. Дозирование воздуха объемом 31 см в блокирующие композиции с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. приводило также к формированию пристеночных закрытых каналов (вдоль границы раздела состав ‒ стекло. Объясняется это тем, что стекло имеет минимальную шероховатость и плохо смачивается полимером. Таким образом, экспериментальным путем установлено, что для предотвращения образования каналов фильтрации газа в объеме блокирующего состава на этапе его сшивки (выдерживания в стволе скважины на время гелеобразования) необходимо проводить предварительный подбор концентрации регулятора времени гелеобразования для успешной доставки технологической жидкости в интервал установки. Кроме этого, предварительная закачка буферной
116 пачки позволит оттеснить пластовый флюид, в том числе газ, вглубь пласта, и достичь окончательной сшивки блокирующего состава к моменту прорыва газа к забою скважины. Для анализа газоудерживающей способности блокирующих составов после окончания их гелеобразования были проведены динамические исследования на экспериментальном стенде (таблица 3.19). Было проведено физическое моделирование процесса глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором для проверки эффективности предотвращения проникновения газа из пласта в скважину за счет использования блокирующих составов (при моделировании различной глубины их закачки в ПЗП) в стальных трубках диаметром 0,45 см различной длиной (25 и 40 см. Для полноты анализа результатов данного исследования использовались блокирующие составы различной вязкости, в том числе не прошедшие отбор на основании результатов предыдущих физико-химических и реологических исследований. Таблица 3.19 – Результаты определения газоудерживающей способности блокирующих составов (динамические исследования) Наименование блокирующего состава Эффективная вязкость, мПа·с
ПНС, Па Давление столба жидкости, атм Степень фильтрации состава в
ПЗП Давление прорыва газа, атм Разница между давлениями депрессия, % Вода
1,002 0,009 0,077
‒
0,05
-35
ПЗ-1 0,05
-35
ПЗ-2 0,05
-35
БП №6 68,0 3,19 0,083
‒
0,05
-39
ПЗ-1 0,07
-15
ПЗ-2 0,07
-15
БП №15 399 39,8 0,093
‒
0,07
-24
ПЗ-1 0,09
-3
ПЗ-2 0,09
-3 1,0 % КМ +
0,15 % АцХр
3290 215 0,077
‒
0,17 122
ПЗ-1 0,26 239
ПЗ-2 0,29 279
БП №12 4970 528 0,080
‒
0,17 112
ПЗ-1 0,34 323
ПЗ-2 0,38 373
БП №13 2460 129 0,078
‒
0,12 54
ПЗ-1 0,17 118
ПЗ-2 0,19 143
117 Продолжение таблицы 3.19
БП №10 561 10,3 0,080
‒
0,08 0
ПЗ-1 0,12 49
ПЗ-2 0,12 49 0,5 % КМ +
0,15 % АцХр
2325 95,8 0,075
‒
0,12 59
ПЗ-1 0,16 112
ПЗ-2 0,17 126
БП №8 1550 132 0,077
‒
0,1 31
ПЗ-1 0,14 83
ПЗ-2 0,15 96 0,8 % КМ +
0,15 % АцХр
2940 157 0,076
‒
0,14 84
ПЗ-1 0,19 149
ПЗ-2 0,21 175
БП №7 923 41,1 0,089
‒
0,09 1
ПЗ-1 0,12 35
ПЗ-2 0,13 46
БП №3 413 9,1 0,076
‒
0,07
-8
ПЗ-1 0,08 6
ПЗ-2 0,08 6
2,5 % КМ +
0,15 % АцХр
9580 684 0,077
‒
0,21 173
ПЗ-1 0,36 368
ПЗ-2 0,41 433 Примечание
ПЗ-1 – стальная трубка длиной 25 см для моделирования продавливания состава в ПЗП,
ПЗ-2 – стальная трубка длиной 40 см для моделирования продавливания состава в ПЗП.
На рисунке 3.23 представлены результаты проведенных исследований по оценке газоудерживающей способности на примере БПС (0,5-0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ).
а б Рисунок 3.23 ‒ Внешний вид внутренней полости цилиндра после оценки газоблокирующей способности составов БПС: а) 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ; б) 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
118 На основании проведенных исследований были построены графические зависимости давления прорыва газа от эффективной вязкости (рисунки 3.24-3.26) и предельного напряжения сдвига (рисунки 3.27-3.29) блокирующих составов. Исследование газоудерживающих свойств блокирующих составов показало, что при увеличении эффективной вязкости и ПНС наблюдался рост давления прорыва газа по линейной зависимости. Таким образом, результаты данных исследований подтвердили результаты реологических исследований с повышением эффективной вязкости, также как и предельного напряжения сдвига, увеличивалась структурная прочность блокирующих составов. Рисунок 3.24 ‒ Зависимость давления прорыва газа от эффективной вязкости блокирующих составов (без продавливания в ПЗП) Рисунок 3.25 ‒ Зависимость давления прорыва газа от эффективной вязкости блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 25 см) y = 2E-05x + 0,0588
R² = 0,9708 0
0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Давление прорыва газа а
тм
Эффективная вязкость µ, мПа·с Без продавливания в ПЗП y = 5E-05x + 0,0639
R² = 0,9306 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Давление прорыва газа а
тм
Эффективная вязкость µ, мПа·с С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 25 см
119 Рисунок 3.26 ‒ Зависимость давления прорыва газа от эффективной вязкости блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 40 см) Рисунок 3.27 ‒ Зависимость давления прорыва газа от предельного напряжения сдвига блокирующих составов (без продавливания в ПЗП) Рисунок 3.28 ‒ Зависимость давления прорыва газа от предельного напряжения сдвига блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 25 см) y = 5E-05x + 0,062
R² = 0,9367 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Давление прорыва газа а
тм
Эффективная вязкость µ, мПа·с С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 40 см y = 0,0005x + 0,0595
R² = 0,8966 0
0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0
50 100 150 200 250 Давление прорыва газа а
тм
Предельное напряжение сдвига, Па Без продавливания в ПЗП y = 0,0008x + 0,073
R² = 0,8831 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
50 100 150 200 250 Давление прорыва газа а
тм
Предельное напряжение сдвига, Па С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 25 см
120 Рисунок 3.29 ‒ Зависимость давления прорыва газа от предельного напряжения сдвига блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 40 см) В целом наибольшей газоудерживающей способностью обладали сшитые полимерные составы БП №12 и БП №13. Входе экспериментов в обоих случаях наблюдался незначительный прорыв газа с образованием центрального канала внутри блокирующего состава. При достижении перепада давления 0,12-0,17 атм отмечался замедленный выход газа в остальных частях ТЖ. По результатам проведенных исследований установлено, что при перепаде давления 0,12-0,29 атм стабильная скорость фильтрации газа через БПС с содержанием 0,5-1,0 % масс. полимера составляла 0,5-5 см
3
/мин, что значительно замедляло скорость проникновения газа. Это исследование подтвердило, что БПС имеют большие перспективы для задержки проникновения газа в ствол скважин. Использование эмульсионных составов БП №№ 3, 15, линейных гелей
БП №№ 6, 7, 10 и сшитого полимерного состава БП №8 не способствовало созданию надежного блокирующего экрана, способного выдерживать высокие перепады давления. Во всех случаях наблюдался выход пузырька газа в различных частях ТЖ с последующим его интенсивным прорывом по всему объему состава. Газ прорывался при 0,05-0,15 атм. Применение технологии глушения скважин с продавливанием блокирующих составов в ПЗП позволило существенно повысить их газоудерживающие свойства примерно в 2 раза. При увеличении длины трубок имитация глубины проникновения блокирующего состава в ПЗП) в 1,6 раза y = 0,0009x + 0,072
R² = 0,8973 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
50 100 150 200 250 Давление прорыва газа а
тм
Предельное напряжение сдвига, Па С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 40 см
121 привело к росту давления прорыва газа на 6-12 %. Таким образом, с целью повышения газоблокирующих свойств технологических жидкостей рекомендуется продавливание их в ПЗП. Блокирующие составы, выдерживающие давление газа, значительно превышающего гидростатическое давление (таблица 3.20), рекомендуется применять совместно сводными растворами солей для создания требуемого противодавления на пласт. Наследующем этапе полученные значения давления были оценены с позиции требуемого объема газа для его прорыва через используемый блокирующий состав. Для описания поведения газа в процессе проведения лабораторных исследований на экспериментальном стенде необходимо воспользоваться фундаментальными комплексными параметрами, называемыми критериями подобия [45, 48]. Одним из таких является критерий Фруда, рассчитываемый по формуле (3.1):
2
,
u
Fr
g L
(3.1) где u − средняя по сечению трубы скорость газам с,
L – длина трубы, м. Данный критерий подобия позволяет перейти от промысловых условий к оценке эффективности газоблокирующих свойств ТЖ в условиях лаборатории. Таким образом, скорость газа, исходя из подобия двух систем экспериментального стенда и скважины, выражалась из формулы (3.2):
2 2
,
скв
эс
эс
эс
скв
скв
эс
скв
u
u
L
u
u
g L
g L
L
(3.2) где u скв
− средняя по сечению трубы скорость газа при движении по стволу скважины, мс, u
эс
− средняя по сечению трубы скорость газа при движении внутри стендам с,
L
эс
– длина стендам,
L
скв
– длина скважины, м,
122 g – ускорение свободного падениям с2Согласно [45, 97] для определения объемного расхода и средней скорости газа, как ив случае жидкости, использовалась формула (3.3):
,
,
V
Q
V
Q
u
u
t
S
S t
(3.3) где Q – объемный расход газам с,
V – объем газам время проведения замера, с,
S – площадь сечения трубы,
2
,
4
d
S
м
2
Из формул (3.2) и (3.3) выражалось итоговое уравнение (3.4) для расчета объема прорвавшегося газа при проведении лабораторных исследований на экспериментальном стенде
2 2
,
эс
эс
эс
скв
скв
скв
L
d
V
V
L
d
(3.4) где V
эс
− объем газа внутри стендам, d
эс
– внутренний диаметр стендам, d
скв
– внутренний диаметр скважины, м,
V
скв
− объем газа в стволе скважины, мВ работе [64] приведена взаимосвязь газоудерживающей способности ЖГС и противодействующей силы, препятствующей движению газа вдоль ствола скважины. Отмечено, что в случае контракции полимера или нарушения технологии проведения глушения могут быть образованы дефектные каналы в структуре ТЖ, через которые газ может прорваться из пласта в скважину. Если вязкость блокирующего состава достаточно высокая, то скорость проникновения газа через ТЖ будет незначительной, что может привести к равновесию, при котором газ уже проник на забой, но ещё не успел прорвать слой блок-пачки и уйти наверх. Поскольку газ на забое не может расширяться, он будет повышать давление на раствор снизу. При полном перекрытии проходного сечения диаметра ствола
123 скважины образуется пачка газа, подъемная сила которого получается наиболее возможная [64].
Подъёмная сила прорвавшегося газа рассчитывалась по формуле (3.5):
,
пачки
газ пл V
g
(3.5) где V – прорвавшийся объем газам, пачки – плотность ЖГС для временного блокирования ПЗП, кг/м
3
,
ρ
газ.пл
– плотность газа при пластовых условиях, кг/м
3
Противодействующая сила в этом случае вычислялась по формуле (3.6):
,
пачки
пр
F
S
Р
(3.6) где Р
пр
– предельное давление, при котором наблюдается начало движения газа, обусловленное реологическими свойства блокирующего состава, Па, пачки – площадь поперечного сечения трубы, заполненного блокирующим составом, пачки м
3
Из условия равенства сил выражалось уравнение (3.7) для расчета величины давления, необходимого для сдерживания газа
жгс
газ пл
пр
пачки
V
g
Р
S
(3.7) Уравнение
(3.8) для определения предельного давления на экспериментальном стенде выражалось из уравнений (3.4) и (3.7) для случая проведения исследований в условиях лаборатории
2 4
,
скв
жгс
газ пл
эс
пр
скв
скв
V
g
L
Р
L
d
(3.8) где V
скв
− прорвавшийся объем газа в стволе скважины, м
3
Здесь стоит учитывать, что под газовым фактором подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 С. Для перехода от стандартных к пластовым условиям использовалась формула (3.9), получено из объединенного газового закона Бойля-Мариотта и
Гей-Люссака:
124
,
пл
пл
ст
ст
ст
ст
пл
пл
пл
ст
пл
ст
Р V
Р
V
Р
V
T
V
T
T
Р T
(3.9) где Р
пл
– текущее пластовое давление, Па, пл – объем газа при пластовых условиях, м, пл – пластовая температура, С,
Р
ст
– атмосферное давление, Паст объем газа при стандартных условиях, м, ст – стандартная температура, СВ уравнении (3.9) величина пл соответствовала объему газа, прорвавшегося из ПЗП в ствол скважины при пластовых условиях. При этом значение ст соответствует величине газового фактора, определенного при разгазировании единицы объема нефти. На примере одной из нефтяных скважин Западной Сибири проведен типовой расчет для входных параметров, представленных в таблице 3.20. Вычисления осуществлялись для случая движения газа внутри колонны НКТ из- за более высокой скорости потока как наиболее нежелательный случай [48]. Итогом проведенных расчетов по формулами) является предельное давление 0,12 атм, необходимое и достаточное для сдерживания газа в случае использования БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при глушении скважин с газовым фактором 150 м
3
/м
3
В сводной таблице 3.21 представлены результаты расчетов для других блокирующих составов при тех же условиях в сравнении с полученными результатами лабораторных исследований. Таблица 3.20 ‒ Данные для расчета предельного давления прорыва газа Наименование параметра Значение Единица измерения Пластовое давление
21 МПа Пластовая температура
80 С Глубина скважины
2375 м Длина стендам Внутренний диаметр центральной колонны стендам Внутренний диаметр НКТ
0,062 м Газовый фактор
150 м
3
/м
3
Плотность блокирующего состава
985 кг/м
3
Плотность пластового газа
755 кг/м
3
125 Таблица 3.21 ‒ Предельное давление прорыва газа блокирующих составов Наименование состава Экспериментальное значение, атм. Рассчитанное значение, атм.
БП №6 0,05 0,17
БП №15 0,07 0,17 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
0,17 0,12
БП №12 0,17 0,15
БП №13 0,12 0,14
БП №10 0,08 0,15 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
0,12 0,12
БП №8 0,1 0,18 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
0,14 0,12
БП №7 0,09 0,21
БП №3 0,07 0,12 Таким образом, в случае глушения скважин с газовым фактором от
150 мм рекомендованы к применению следующие блокирующие составы БПС,
БП №12 (сшитая полимерная система, БП №13 (состав повышенной вязкости с внутренним деструктором). Для анализа влияния блокирующих составов на породу-коллектор при их продавливании в ПЗП с целью удержания газа от прорыва к устью скважины были проведены фильтрационные исследования на естественных образцах кернового материала в условиях, максимально приближенных к пластовым.
3.4 Результаты фильтрационных исследований блокирующих составов В лабораторных исследованиях фильтрационных свойств использовались блокирующие композиции, отобранные по результатам физико-химических и реологических исследований (составы повышенной вязкости, а также по результатам экспериментов по оценке их газоблокирующих свойств. Эффективность блокирующих составов оценивалась на основании сравнительного анализа нескольких фильтрационных параметров
1. Предельный градиент давления прорыва газа через образец керна после моделирования глушения скважины – основной параметр эффективности блокирующего состава (наибольшее значение этого параметра свидетельствует о повышении вероятности создания газоизолирующего экрана при глушении скважины.
126 2. Коэффициент относительного изменения проницаемости керна по нефти после моделирования глушения и последующего прорыва газа из ПЗП в скважину – наименее значимый параметр эффективности блокирующего состава наименьшее значение этого параметра свидетельствует о восстановлении проницаемости ПЗП после глушения скважины и снижении фильтрационного сопротивления при движении пластового флюида.
3. Максимальный градиент давления начала фильтрации нефти после моделирования глушения скважины – вспомогательный параметр эффективности блокирующего состава (наибольшее значение этого параметра характеризует повышение вероятности создания блокирующего экрана при глушении скважины. Согласно
[15], количественно измерить насколько ухудшилась проницаемость ПЗП можно, однако, полученные результаты измерения возможно интерпретировать по-разному. Ввиду такой разности интерпретации, данный показатель не является количественным. Поскольку невозможно добиться, чтобы пласту не причинялось совершенно никакого повреждения, таким образом, этому параметру следует отдавать наибольшее предпочтение при сравнении различных типов жидкостей глушения, которые будут входить в контакт с продуктивным пластом. Данные о полученных результатах оценки фильтрационных характеристик блокирующих составов при моделировании глушения и освоения добывающих скважин в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири представлены в таблице 3.22. Таблица 3.22 – Результаты фильтрационных исследований при моделировании глушения и освоения нефтяных скважин Наименование состава Коэффициент относительного изменения проницаемости керна, % Предельный градиент давления прорыва газа, атм/м Максимальный градиент давления фильтрации нефти после закачки блокирующего состава, атм/м
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06
% МЭ
-91,1 123 374
127 Продолжение таблицы 3.22
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12
% МЭ
-6,80 35,6 42,0 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12
% МЭ
-6,40 41,0 48,1 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12
% МЭ
-10,0 52,0 60,0
БП №12
-20,4 24,3 28,6
БП №13
-17,0 16,4 23,7
БП №15
-51,3 20,4 54,9 Динамика градиентов давления закачки нефти и ТЖ представлена на рисунках 3.30-3.36. Закачка в керн терригенной породы-коллектора БПС (2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ) сопровождалась быстрым ростом давления (рисунок 3.30). После прокачки приблизительно 0,2-0,3 порового объема образца керна наблюдалось прекращение проникновения БПС в модель пласта и отмечался резкий рост перепада давления до установленного предельного значения. В данном случае на входе в керн образовался поверхностный блокирующий слой. Рисунок 3.30 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (2,5 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Более того, незначительное проникновение БПС в керн при прямом направлении фильтрации вызывает его кольматацию, которая оказывает
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после Прокачка КМ + 0,15%
АцХр + 0,06% МЭ моделирование глушения скважины)
Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
128 определённые сопротивления газу при его движении в обратном направлении. При этом газ прорывает ТЖ локально, а не по всей поверхности фильтрации. В процессе закачки БПС (0,5-0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) отмечался замедленный рост градиента давления ввиду их меньшей вязкости низкого содержания полимера. При более глубоком проникновении состава в керн происходит существенное снижение его проницаемости за счет защемления и адсорбции глобул полимера в пористой среде (рисунок 3.31-3.33). Рисунок 3.31 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (0,5 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Рисунок 3.32 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (0,8 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка
0,5% КМ + 0,15%
АцХр + 0,12% МЭ моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка
0,8% КМ + 0,15%
АцХр + 0,12% МЭ моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
129 Рисунок 3.33 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (1,0 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Быстрый рост значений градиента давления (рисунок 3.33), при которых происходит закачивание БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ), свидетельствует о более высоком содержании полимера по сравнению с БПС (0,5-
0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ). При моделировании глушения и освоения нефтяных скважин блокирующие составы БП №12, БП №13 и БП №15 продемонстрировали наиболее негативное влияние на фильтрационные характеристики керна по сравнению с БПС (0,5-1,0
% КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) (рисунки 3.34-3.36). Рисунок 3.34 – Динамика градиента давления закачки нефти и БП №12 при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка
1,0% КМ + 0,15%
АцХр + 0,12% МЭ моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 160 Градиент давления з
ака
чк
и,
ат
м
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка БП №12 моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
130 Рисунок 3.35 – Динамика градиента давления закачки нефти и БП №13 при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Рисунок 3.36 – Зависимость градиентов давления закачки нефти и БП №15 от времени при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Все исследованные блокирующие составы ранжировались (последовательно по мере уменьшения (или увеличения) значения каждого из вышеперечисленных параметров. При этом первому рангу присваивалось 6 баллов (общее количество участвующих в фильтрационных исследованиях блокирующих составов, а последнему рангу – 1 балл. Баллы за максимальный градиент давления фильтрации нефти после закачки блокирующего состава умножались на коэффициент 0,5, так как данный параметр является менее значимым при выборе составов. Результаты рангового анализа представлены в таблице 3.23.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 160 Градиент давления з
ака
чк
и,
ат
м
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Прокачка БП №13 моделирование глушения скважины) Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления з
ака
чк
и,
ат
м
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после Прокачка БП №15 моделирование глушения скважины)
Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
131 Таблица 3.23 – Ранговый анализ эффективности блокирующих составов по результатам лабораторных фильтрационных исследований Наименование Сумма баллов Критерий оценки Коэффициент относительного изменения проницаемости керна, % Предельный градиент давления прорыва газа,
атм/м Максимальный градиент давления фильтрации нефти после закачки блокирующего состава, атм/м Ранг Балл Ранг Балл Ранг Балл
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ
8,5 7
1 1
7 7
1 0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
12,5 2
6 4
4 3
5 0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
14 1
7 3
5 4
4 1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
13 3
5 2
6 6
2
БП №12 9
5 3
5 3
2 6
БП №13 8,5 4
4 7
1 1
7
БП №15 5,5 6
2 6
2 5
3 Таким образом, исходя из выбранных критериев эффективности применения ТЖ, наибольшей эффективностью, при прочих равных условиях, обладают БПС с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. Данные составы позволяют в большей степени сохранить ФЕС керна за счет образования на его входе полимерного слоя, препятствующего дальнейшей фильтрации полимера в поровое пространство. Использование БПС с более высокой концентрацией полимера (2,5 % масс) приводит к образованию высоковязкой системы, которая при попадании в поровое пространство необратимо его закупоривает и тем самым оказывает наиболее негативное влияние на фильтрационные характеристики керна, но способствует снижению риска поглощения данного состава пластом и прорыва газа в процессе проведения ремонтных работ. Остальные блокирующие составы также оказывают негативное влияние на фильтрационные характеристики за счет их значительного проникновения в керн при закачке.
132
2.4.1 Подготовка к проведению фильтрационных исследований Фильтрационные свойства блокирующих составов оценивались с использованием установки типа
RPS-812
(Coretest
Systems
Corporation) (рисунок 2.6) при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин в термобарических условиях. Рисунок 2.6 – Кернодержатель и термошкаф фильтрационной установки RPS-812
(Coretest Systems Corporation) С помощью данной фильтрационной установки могут быть определены коэффициенты ухудшения (улучшения) проницаемости образцов керна после воздействия блокирующими составами при повышенном давлении и температуре. Система RPS-812 оборудована двухцилиндровой насосной системой, работающей в режиме постоянной скорости или давления. Загрузка технологических жидкостей для проведения фильтрационных исследований осуществлялась в цилиндры-накопители, управляемые насосной системой (рисунок 2.7). Установка обладает автоматизированной системой создания давления обжима (горного давления.
72 Принцип действия установки заключается в следующем силиконовое масло например, ПМС-100), вытесняемое из насосав накопители, приводит в движение поршень, который затем вытесняет ТЖ из накопителя в кернодержатель.
Кернодержатель имеет несколько входов и выходов в торцевых частях для осуществления смены направления фильтрационных потоков и позволяет использовать образцы керна диаметром 3 или 4 см и длиной до 10 см. Рисунок 2.7 – Принципиальная схема фильтрационной установки RPS-812
(Coretest Systems Corporation):
1 ‒ кернодержатель; 2 ‒ двухцилиндровая насосная система
3 ‒ емкость с гидравлической жидкостью 4 ‒ поршневой насос для давления обжима; 5 ‒ поршневой насос для порового давления (противодавления 6 ‒ датчик перепада давления 7 ‒ регулятор противодавления 8 ‒ измерительный цилиндр 9 ‒ датчик давления 10-11 ‒ поршневые жидкостные цилиндры 12 ‒ газовый генератор
Подготовка образцов керна терригенного коллектора одного из месторождений Западной Сибири и пластовых флюидов, а также проведение фильтрационных исследований выполнялись в соответствии с нормативными документами [26-28, 78]. Для исследования блокирующих составов повышенной вязкости была модернизирована конструкция стандартного кернодержателя, в которой использовались стальные трубки с увеличенным диаметром 0,45 см. Беспрепятственная промывка торцов керна обеспечивалась за счет размещения стальных колец перед входом в керн и после (рисунок 2.8).
73 Рисунок 2.8 – Схема кернодержателя фильтрационной установки RPS-812
(Coretest Systems Corporation):
1 – образец керна 2 – блокирующий состав 3 – нефть 4 – кольцевые прокладки 5 – резиновая манжета 6 – направление фильтрации блокирующего состава 7 – направление фильтрации нефти 8 – давление обжима
2.4.2 Методика проведения фильтрационных исследований Основными задачами фильтрационных исследований являлось сравнение существующих блокирующих составов с разработанным БПС при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин. При проведении экспериментов методические подходы основывались на работе [78]. Фильтрационные исследования проводились в условиях одного из месторождений Западной Сибири
пластовая температура – 80 С
пластовое давление – 21 МПа
репрессия при моделировании процесса глушения скважины блокирующим составом – 2,1 МПа (10 % от пластового давления) [103];
скорость закачки (фильтрации) жидкости – 0,5 см
3
/мин;
фазовая проницаемость по нефти – (5÷6)·10
-3
мкм
жидкость насыщения – нефть
вязкость нефть – 0,72 мПа∙с. Закачка и последующая фильтрация рабочих жидкостей в исследуемых образцах керна проводились в двухосновных направлениях прямая фильтрация моделировала процесс притока пластового флюида к забою добывающей скважины обратная фильтрация соответствовала процессу глушения добывающей скважины за счет создания постоянного перепада давления.
74 Методика проведения фильтрационных исследований блокирующих составов состояла в следующем [14, 63, 131]:
1. Подготовленный образец керна (длиной 6,5 см, диаметром 3 см, насыщенный нефтью, помещался в кернодержатель фильтрационной установки (рисунок
2.7), где создавались термобарические условия месторождения пластовая температура 80 Си пластовое давление 21 МПа.
2. В процессе фильтрации нефти через образец керна производился замер его фазовой проницаемость при постоянном расходе (0,5 см
3
/мин). Эксперимент продолжался до стабилизации градиента давления. Направление фильтрации − прямое (моделирование движения нефти в пласте до глушения скважины.
3. При исследовании линейных гелей и эмульсионных растворов закачка исследуемого блокирующего состава в керн производилась в режиме постоянного перепада давления при обратном направлении фильтрации в течение 30 минут. Затем керн выдерживался в состоянии покоя в течение 1 часа (моделирование перекрытия продуктивного интервала блокирующим составом. При исследовании сшитых полимерных составов через 60 минут после приготовления состава (моделирование процесса продавки состава в ПЗП после его закачки в НКТ и заполнения им открытого ствола скважины) производилось задавливание исследуемого блокирующего состава в керн в режиме постоянного перепада давления при обратном направлении фильтрации в течение 30 минут производилась выдержка состава в керне для завершения процесса сшивки.
4. Для оценки газоблокирующих свойств составов в образец керна, насыщенный исследуемой жидкостью, фильтровался газ (азот) в прямом направлении. Подача газа осуществлялась при постоянном росте давления с шагом 0,1 атм/мин до момента его прорыва через образец керна. После чего выполнялся расчет градиента давления прорыва газа (моделирование прорыва газа к забою скважины.
5. После выдержки керна в состоянии покоя производился замер его фазовой проницаемости по нефти при постоянном расходе (0,5 см
3
/мин). Эксперимент продолжался до стабилизации градиента давления. Направление
75 фильтрации – прямое. Фиксировался начальный градиент давления сдвига блокирующего состава в керне нефтью (моделирование работы добывающей скважины после её глушения. Обработка результатов проведенных фильтрационных исследований заключалась в следующем [14]:
1) На основании полученных значений градиентов давления фильтрации нефти дои после моделирования глушения скважины рассчитывались соответствующие коэффициенты фазовой проницаемости [63].
2) Фиксировался градиент давления прорыва газа через образец керна, насыщенный блокирующим составом.
3) Фиксировался минимальный перепад давления, необходимый для начала движения блокирующего состава.
4) Выполнялся расчет коэффициента относительного изменения проницаемости керна по нефти после моделирования глушения скважины по формуле (2.11):
2 1
1 100,
k
k
k
k
(2.11) где
k
– коэффициент относительного изменения проницаемости керна, %,
2
k
– проницаемость образца керна после моделирования глушения скважины, м,
1
k
– исходная проницаемость образца кернам Данный параметр является одним из основных критериев оценки эффективности блокирующих составов по их влиянию на изменение проницаемости керна. При этом положительное значение коэффициента означает увеличение проницаемости керна относительно исходного значения, а отрицательное – уменьшение.
76
2.5 Выводы по Главе 2
1. Разработана и апробирована программа проведения лабораторных исследований блокирующих составов, составленная в соответствии с основными технологическими требованиями, предъявляемыми к жидкостям глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом, и учитывающая необходимость оценки их газоудерживающих свойств. Комплексная методика исследований включает в себя этапы по определению физико-химических, реологических, газоудерживающих и фильтрационных свойств блокирующих составов для глушения нефтяных скважин в условиях повышенной пластовой температуры и высокого газового фактора с применением современного высокоточного оборудования.
2. Разработан и запатентован экспериментальный стенд, представляющий собой макет нефтяной скважины и позволяющий оценивать газоудерживающую способность блокирующих составов для различных типов скважин (вертикальных и с горизонтальным окончанием) и условий притока пластового флюида.
3. Оценка влияния исследованных блокирующих составов на ФЕС естественных терригенных пород-коллекторов осуществлялась с использованием фильтрационной установки в условиях Западной Сибири, максимально приближенных к пластовым, при моделировании процессов глушения и освоения добывающих скважин.
4. Использование разработанной комплексной методики и экспериментальных стендов позволит повысить эффективность качественного подбора блокирующих составов для осложненных условий глушения скважин повышенная пластовая температура и высокий газовый фактор.
77 ГЛАВА 3 РАЗРАБОТКА БИОПОЛИМЕРНОГО БЛОКИРУЮЩЕГО СОСТАВА ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ ВЫСОКОГО ГАЗОВОГО ФАКТОРА В данной главе представлены результаты лабораторных исследований по разработке блокирующего биополимерного состава с улучшенными свойствами [89] в сравнении с известными составами для глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором. На основании комплексного анализа полученных результатов физико- химических, реологических и фильтрационных исследований блокирующих составов сформированы итоговые рекомендации по повышению эффективности глушения добывающих скважин в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири.
3.1 Внешний вид полимерного состава Разработанный блокирующий состав представляет собой сшитую полимерную систему на основе водорастворимого органического полимера
(ксантановой камеди, структурированную неорганическим сшивающим агентом ацетатом хрома. С целью контроля времени сшивки в полимерный состав введен регулятор гелеобразования, представляющий собой водно-спиртовой раствор органических комплексонов (2-Меркаптоэтанол). Компоненты состава БПС являются доступными и недорогостоящими реагентами отечественного производства. Рецептура состава БПС представлена следующими компонентами, % масс ксантановая камедь – 0,5-1,0; ацетат хрома – 0,15; 2-Меркаптоэтанол – 0,12-0,65. Результаты подбора концентрации реагентов рассмотрены в разделе 3.2.3. После приготовления внешний вид БПС можно охарактеризовать как однородную прозрачную жидкость зеленого цвета (рисунок 3.1). Биополимерный состав представляет собой вязкоупругий гель с варьируемыми в широком диапазоне вязкостью и напряжением сдвига за счет
78 изменения концентрации ксантановой камеди и регулируемым временем гелеобразования за счет изменения содержания 2-Меркаптоэтанола. Рисунок 3.1 − Внешний вид разработанного биополимерного состава
3.2 Определение физико-химических свойств разработанного блокирующего биополимерного состава
3.2.1 Результаты определение плотности Для проведения качественного сравнения разработанного БПС с существующими блокирующими композициями для глушения нефтяных скважин был проведен комплекс физико-химических, реологических и фильтрационных исследований. При сравнении использовались 2 типа блокирующих составов (под условными номерами БП №№ 1-15) различных производителей эмульсионные и полимерные. По результатам анализа литературных источников, опытно- промысловых испытаний данные составы показали свою эффективность в условиях месторождений с повышенным газовым фактором. Эмульсионные системы представляют собой гидрофобные эмульсии обратного типа, приготовленные на основе углеводородов (нефть, дизельное топливо) с добавкой различных эмульгаторов (Нефтенол НЗб, Ялан-Э2 марка Б и др) [121], в которых дисперсионной фазой являются водные солевые растворы различной плотности (БП №№ 2-4, 14-15). В качестве полимерных составов были выбраны линейные (БП №№ 6, 7, 9-
11) и сшитые (БП №№ 1, 5, 8, 12, 13) системы повышенной вязкости, приготовленные на основе природных (в том числе полисахариды) и синтетических (акрилового ряда) полимеров. БП №1 и БП №8 относятся к
79 гелеобразующим составам на углеводородной основе. БП №11 и БП №13 представляют собой системы повышенной вязкости с внутренним деструктором. Результаты определения плотностей исследуемых блокирующих составов представлены в таблице 3.1. Таблица
3.1
– Результаты определения плотностей исследуемых блокирующих составов Наименование состава Плотность, кг/м
3
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
1005 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
985 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
997 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
998 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
991 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ
1002
БП №1 890
БП №2 1071
БП №3 989
БП №4 959
БП №5 1010
БП №6 1080
БП №7 1164
БП №8 1100
БП №9 1059
БП №10 1050
БП №11 1010
БП №12 1050
БП №13 1021
БП №14 1105
БП №15 1080 Разработанный блокирующий состав БПС состоит в основном из пресной дистиллированной) воды, поэтому его плотность близка к плотности дистиллированной воды. Данное значение плотности исследуемых составов позволяет применять их при нормальном и пониженном значении пластового давления [13].
3.2.2 Результаты определения термостабильности Результаты проведенных исследований термостабильности БПС (на примере следующей рецептуры полимерного состава 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ) в течение 10 суток при 20 Си С (пластовая температура) представлены в таблице 3.2. Итоговые результаты оценки термостабильности
80 исследуемых блокирующих составов различных производителей в сравнении с разработанным представлены в сводной таблице 3.3. Таблица 3.2 – Термостабильность БПС при 20 и 80 С При стандартных условиях При пластовых условиях время наблюдения время наблюдения через 1 час через 24 часа через 240 часов через 1 час через 24 часа через 240 часов Таблица 3.3 – Результаты определения термостабильности блокирующих составов Наименование состава
Термостабильность при 20
о
С в течение
10 сут
Термостабильность при 80
о
С в течение
10 сут Примечание
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ Да Да
–
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ Да Да
–
0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ Да Да
‒
1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ Да Да
‒
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,36 % МЭ Да Да
‒
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,72 % МЭ Да Да
−
БП №1 Да Нет Разрушение эмульсии
БП №2 Да Нет Выделение до 5 % углеводородной фазы и разрушение эмульсии, соответственно
БП №3 Да Да
–
БП №4 Да Нет Выделение до 5 % углеводородной фазы и разрушение эмульсии, соответственно
БП №5 Да Да
–
БП №6 Да Нет Выпадение осадка
БП №7 Да Да
–
БП №8 Да Да Выделение до 5 % углеводородной фазы
БП №9 Да Нет Выпадение осадка
81 Продолжение таблицы 3.3
БП №10 Да Да
–
БП №11 Да Нет Выпадение осадка
БП №12 Да Да
–
БП №13 Нет Нет
Самодеструкция через 2-3 суток
БП №14 Да Нет Выделение до 5 % углеводородной фазы и разрушение эмульсии после
4 суток, соответственно
БП №15 Да Да
– Как видно из результатов проведенных исследований образцы БПС и БП
№№ 3, 5, 7, 10, 12, 15 стабильны при пластовой температуре 80 Си могут быть рекомендованы для дальнейших работ. В течение всего времени эксперимента не наблюдалось видимых изменений их внешнего вида, те. указанные составы способны сохранять свои физико-химические свойства в процессе глушения подземного ремонта скважин. Необходимо учесть, что блокирующие составы с внутренним деструктором
БП №11 и БП №13 начинают разрушаться до истечения 10 суток. Разрушение состава БП №11 сопровождается образованием нерастворимого осадка, что может оказать отрицательное воздействие на ФЕС продуктивного пласта. Блокирующий состав БП №13 саморазрушается в течение 48 часов и переходит из гелеобразного состояния в жидкое с образованием эластичного сгустка. Таким образом, компонентный состав указанных композиций должен быть изменен с целью возможного их применения в условиях пластовой температуры 80 Св течение всего периода проведения ремонтных работ. Блокирующие составы БП №6 и БП №9 седиментационно неустойчивы, выпадает в осадок их дисперсная фаза. В композиции БП №8 со временем выделяется углеводородная фаза в небольшом количестве (менее 5 % от общего объема состава, что допустимо для гидрофобных эмульсий [77, 92, 129]. У исследуемых составов БП №№1, 2, 4, 14 наблюдается частичное разрушение эмульсии.
82
3.2.3 Результаты исследования реологических характеристик
1. Кривая вязкости (зависимость эффективной вязкости блокирующего состава от скорости сдвига) На рисунке 3.2 представлены полученные результаты реологических исследований БПС при различном содержании полимера при стандартных условиях (моделирование приготовления БПС на устье скважины) [12]. В исследованных БПС использовалось 0,12 % масс. регулятора сшивки. Этап подбора его оптимальной концентрации для обеспечения требуемого времени гелеобразования подробно описан в пункте 4 текущей главы. Рисунок 3.2 – Зависимость эффективной вязкости БПС при различном содержании полимера от скорости сдвига при 20 С При увеличении концентрации ксантановой камеди c 0,5 до 2,5 % масс. наблюдается рост вязкости биополимерного состава в 28 раза при γ = 171 с
-1
Исследуемые составы с содержанием ксантановой камеди 1,5-2,5 % масс. обладают высокой эффективной вязкостью, что может привести к осложнениям при их закачке в скважину. Остальные блокирующие композиции обладают на порядок меньшей эффективной вязкостью. Более приемлемыми для закачки в скважину являются составы с содержанием 0,5-1,0 % масс. полимера,
0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость μ
, мПа·с
Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр
0,8%КМ+0,15%АцХр
1,0%КМ+0,15%АцХр
1,5%КМ+0,15%АцХр
2,0%КМ+0,15%АцХр
2,5%КМ+0,15%АцХр
83 обладающие наименьшей эффективной вязкостью и, тем самым, большей подвижностью на момент приготовления и их закачки в скважину. Эффективная вязкость БПС (0,8 % КМ + 0,15 % АцХр), определенная сразу после приготовления, почтив раза выше эффективной вязкости БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) при γ = 171 с (рисунок 3.2), что подтверждает результаты определения времени гелеобразования полимерных составов впервые мин путем измерения их комплексной вязкости. Увеличение концентрации сшивателя в конечном составе не приводит к существенным изменениям вязкости системы (рисунок 3.3). Рисунок 3.3 – Зависимость эффективной вязкости БПС при увеличении концентрации сшивателя от скорости сдвига при 20 °С
По результатам реологических исследования биополимерных составов установлено, что эффективная вязкость БПС (2,5 % КМ + 0,2 % АцХр) практически не отличается от вязкости БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр) рисунок 3.3). Использование более 0,2 % масс. сшивателя в составе приводит лишь к значительному удорожанию технологии и, как следствие, снижению экономической эффективности от её применения. Более того, использование высоковязкого состава с содержанием ксантановой камеди 2,5 % масс. может привести к осложнениям в работе насосного агрегата при его закачке в скважину.
0 1 000 2 000 3 000 4 000 5 000 6 000 7 000 8 000 9 000 10 000 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 14
μ
, мПа
·с
Скорость сдвига γ, с
2,5%КМ+0,15%АцХр
2,5%КМ+0,2%АцХр
84 Уменьшение содержания сшивающего агента практические не оказывало влияния на изменение эффективной вязкости полимерного состава (рисунок 3.4). Снижение количества сшивателя в композиции приводило к нарушению стабильности системы и образованию сгустков полимеров при последующем термостатировании. Рисунок 3.4– Зависимость эффективной вязкости БПС при снижении концентрации сшивателя от скорости сдвига при 20 С Логично предположить, что происходило ослабление межмолекулярных связей ксантанового полимера и, как итог, гель разжижался. Образование гетерогенной системы можно объяснить слабой сшивкой полимерной системы, в результате чего такая ТЖ будет обладать хорошей фильтруемостью в ПЗП. Таким образом, низкая концентрация сшивателя (менее 0,15 % масс) не позволяет получить блокирующий состав с заданными структурно- механическими свойствами. Дополнительный ввод ацетата хрома усиливает пространственный сетчатый каркас, что оказывает влияние на повышение прочностных свойств биополимерного состава. Обобщенные результаты проведенных исследований по оценке эффективной вязкости БПС при различном содержании компонентов при
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость
μ
, мПа
·с
Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр
0,5%КМ+0,12%АцХр
85 стандартных условиях (моделирование приготовления БПС на устье скважины) представлены в таблице 3.4. Таблица 3.4 – Эффективная вязкость БПС с различным содержанием полимера и сшивателя при 20 С Концентрация реагентов Эффективная вязкость (мПа∙с) после приготовления при γ = 171 с % КМ + 0,12 % АцХр
64,7 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
66,3 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
161 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
241 1,5 % КМ + 0,15 % АцХр
793 2,0 % КМ + 0,15 % АцХр
1258 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр
1850 2,5 % КМ + 0,2 % АцХр
1910 Результаты определения эффективной вязкости БПС в зависимости от скорости сдвига (моделирование процесса закачки БПС в скважину) изображены на рисунке 3.5 и сведены в таблицу 3.5. Рисунок 3.5 – Зависимость эффективной вязкости БПС при различном содержании полимера от скорости сдвига при 80 С
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Эффективная вязкость,
мПа
·с
Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр
0,8%КМ+0,15%АцХр
1,0%КМ+0,15%АцХр
86 Таблица 3.5 – Эффективная вязкость БПС с различным содержанием полимера при 80 С Концентрация реагентов Эффективная вязкость (мПа∙с) после сшивки при γ = 171 с % КМ + 0,15 % АцХр
2325 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
2940 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
3290 Стоит отметить, что увеличение содержания регулятора сшивки
2-Меркаптоэтанола приводит к незначительному снижению эффективной вязкости до 10 % относительно исходного значения БПС (рисунок 3.6, таблица 3.6). Его концентрация обусловлена необходимостью достижения требуемой скорости сшивки БПС с целью достижения забоя скважины при закачке. Рисунок 3.6 – Зависимость эффективной вязкости БПС при изменении концентрации 2-Меркаптоэтанола от скорости сдвига при 20 С Таблица 3.6 – Эффективная вязкость биополимерного состава с различным содержанием регулятора сшивки при 20 С Концентрация реагентов Эффективная вязкость
(мПа∙с) после приготовления при γ = 171 с
-1
Изменение эффективной вязкости, %
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
66,3
‒
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
61,3
-7,5 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ
59,7
-10 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0
50 100 150 200 250 300 Эффективная вязкость,
мПа∙
с Скорость сдвига γ, с
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,72%МЭ
87 В рамках реологических исследований также проведена оценка изменения вязкости БПС (на примере полимерного состава 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) при снижении температуры до 0 Св случае проведения ремонтных работ в зимнее время) (рисунок 3.7). По результатам экспериментов установлена вполне ожидаемая закономерность с уменьшением температуры увеличивается эффективная вязкость композиции почтив раза при γ = 171 с, что подтверждается результатами определения температуры застывания БПС составы теряют свою текучесть в пределах до -9 С) согласно [53]. Рисунок 3.7 – Зависимость эффективной вязкости БПС от скорости сдвига при температуре 0 Си С Для более информативного анализа полученных результатов измерения эффективной вязкости готовых блокирующих композиций сформирована сводная таблица 3.7. Таблица 3.7 – Сводные результаты определения эффективной вязкости готовых блокирующих составов Наименование состава Эффективная вязкость (мПа∙с) до сшивки при γ = 171 с
-1
Эффективная вязкость (мПа∙с) после сшивки при γ = 171 с
-1
БП №1 357
−
БП №2 172
−
БП №3 413
−
БП №4 80,3
−
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 0
50 100 150 200 250 300
Эф
ф
ект
иван
я вязкость
μ
, м
Па
·с
Скорость сдвига γ, с при 0 С при 20 С
88 Продолжение таблицы 3.7
БП №5 1820 224
БП №6 68,0
−
БП №7 923
−
БП №8 1550
−
БП №9 673
−
БП №10 561
−
БП №11 2350 5810
БП №12 5770 4970
БП №13 317 2460
БП №14 219 204
БП №15 399
− Примечание
«–» означает, что эффективная вязкость для данных составов не измерялась, т.к. эти составы не являются сшитыми и их вязкость не зависит от времени Эффективная вязкость обратной водонефтяной эмульсии БП №5 после моделирования условий её закачки в скважину и термостатировании при пластовой температуре снижается почтив раз по сравнению с начальным значением вязкости (сразу после перемешивания при 20 С) при γ = 171 с, что резко снижаете структурную прочность. В полимерном составе с внутренним деструктором БП №11 отсутствует сшиватель, но наблюдается увеличение его вязкости во времени. Такой эффект, скорее всего, связан с гидролизом полимера вводе, что приводит к увеличению вязкости конечного состава. Эффективная вязкость состава увеличилась в 2,5 раза при γ = 171 с по сравнению с вязкостью после приготовления. Снижение эффективной вязкости сшитой полимерной композиции БП №12 на 14 % по сравнению се вязкостью сразу после приготовления может быть связано с частичным разрушением полимерных цепочек. Однако по результатам оценки термостабильности видимых изменений в состоянии композиции не наблюдалось. По результатам исследований состава повышенной вязкости с самодеструкцией БП №13 установлено, что эффективная вязкость увеличивалась почтив раз по сравнению сего вязкостью после приготовления при γ = 171 с
-1
Большее значение эффективной вязкости свидетельствует о лучшей газоудерживающей способности блокирующего состава и уменьшении радиуса
89 его фильтрации в ПЗП. Поскольку с ростом эффективной вязкости блокирующего состава наблюдалось повышение его структурной прочности. Таким образом, логично предположить, что при освоении скважины это может привести к росту
КВП призабойной зоны пласта.
2. Критическое напряжение сдвига (зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига блокирующего состава в режиме контролируемого напряжения сдвига)
В результате проведенных реологических исследований по определению критического напряжения сдвига составов БПС при моделировании условий их закачки в скважину (через 90 мин после их приготовления) установлены значения напряжения сдвига (рисунок 3.8), при которых происходит разрыв сплошности» полимеров, что может способствовать фильтрации блокирующей композиции из ствола скважины в ПЗП. Чем меньше эта величина, тем меньше критический градиент давления, при котором может происходить фильтрация блокирующего состава в коллектор ПЗП. Рисунок 3.8 – Зависимость критического напряжения сдвига БПС с пониженным содержание регулятора сшивки от скорости сдвига при 80 С При увеличении концентрации регулятора сшивки 2-Меркаптоэтанола с
0,12 до 0,36 % масс. наблюдалось значительное повышение критического
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 0
1 2
3 4
5 6
7 8 Скорость сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
90 напряжения сдвига, вследствие уменьшения времени гелеобразования рисунок 3.9). Данное свойство БПС способствует снижению степени поглощения состава пластом в процессе его продавки в ПЗП. Рисунок 3.9 – Зависимость критического напряжения сдвига БПС с повышенным содержание регулятора сшивки от скорости сдвига при 80 С Результаты исследований по определению критического напряжения сдвига
БПС сведены в таблицу 3.8. Таблица 3.8 – Критическое напряжение сдвига БПС с различным содержанием полимера при 80 С Концентрация реагентов Критическое напряжение сдвига, Па
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,94 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
1,94 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
2,42 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
16,3 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
24,2 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
28,1 При снижении количества полимера в растворе БПС отмечалось уменьшение КНС, что обусловлено снижением количества макромолекул полимера на единицу объема. В свою очередь величина критического напряжения сдвига БПС зависит от его вязкоупругих свойств. Для обоснования данного
0 10 20 30 40 50 60 70
-0,1 6E-16 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0
5 10 15 20 25 30 35 40 Скорость сдвига
γ, с Скорость сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,36%МЭ
91 предположения необходимо проведение лабораторных фильтрационных исследований. Блокирующий полимерный состав с рецептурой 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр после моделирования условий его закачки в скважину обладал более низкой фильтруемостью в ПЗП, в сравнении с другими исследованными рецептурами критическое напряжение сдвига БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) почтив раза больше, чему БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) и примерно на 17 % больше, чему
БПС (0,8 % КМ + 0,15 % АцХр)).
3. Предельное напряжение сдвига (зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига блокирующего состава в режиме контролируемой скорости сдвига) На рисунках 3.10-3.11 представлены результаты построения зависимости скорости сдвига от напряжения сдвига блокирующих составов. По результатам данных исследований были определены значения предельного напряжения сдвига биополимерных составов после их сшивки. Рисунок 3.10 – Зависимость предельного напряжения сдвига БПС с пониженным содержанием полимера от скорости сдвига при 80 С Как уже отмечалось, полимерные составы обладают вязкоупругими свойствами. В результате определения времени гелеобразования БПС в режиме
0 5
10 15 20 25 30 0
50 100 150 200 250 300 0
50 100 150 200 250 300 350 400 Скорость сдвига
γ, 1/с
Ск
ор
ос
ть сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
92 осциллирующих напряжений установлено, что в начальный момент времени БПС характеризуется как вязкая жидкость, а в конце сшивки – как вязкоупругая жидкость. Сшивка макромолекул полимера в большей степени характеризуется повышением упругой компоненты вязкости состава. В данном случае, как отмечалось, на единицу объема композиции при увеличении концентрации сшивающего агента приходится большее количество макромолекул полимера. Именно поэтому, БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр) характеризуется столь высоким значением предельного напряжения сдвига почтив раз больше, чему
БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр)). Применение данной рецептуры БПС при глушении скважин может привести к осложнениям при их освоении (неполное извлечение состава из ПЗП при освоении и длительность вывода скважины на режим эксплуатации. Рисунок 3.11 – Зависимость предельного напряжения сдвига БПС с повышенным содержанием полимера от скорости сдвига при 80 СВ результате определения напряжения сдвига составов установлено, что данный параметру БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) почтив раза выше, чему
БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр). Таким образом, глушение скважины с применением БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) может сопровождаться меньшей степенью его проникновения в ПЗП и созданием более прочного блокирующего
0 50 100 150 200 250 300 0
100 200 300 400 500 600 700 800 Скорость сдвига
γ, 1/с
Напряжение сдвига τ, Па
2,5%КМ+0,15%АцХр
1,0%КМ+0,15%АцХр
93 экрана, нов тоже время, может вызвать осложнения при освоении скважины и выводе её на режим эксплуатации. После сшивки БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) обладает меньшим значением предельного напряжения сдвига на 39 %, чем БПС (0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр). Таким образом, для удаления последнего из ПЗП необходимо создать больший перепад давления, чем для БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр). Результаты исследований по определению предельного напряжения сдвига блокирующих составов БПС сведены в таблицу 3.9. Таблица 3.9 – Предельное напряжение сдвига БПС при 80 С Концентрация реагентов Предельное напряжение сдвига, Па
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
95,8 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
157 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
215 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр
684 Согласно полученным результатам исследований для нарушения структуры
БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр) требуется создание меньшего напряжения, чем для составов с большей концентрацией полимера. Увеличение концентрации ксантановой камеди в БПС приводит к повышению структурной прочности геля. Для подтверждения полученных результатов необходимо проведение фильтрационных исследований. Результаты исследований ПНС блокирующих составов различных производителей при 80 С приведены в таблице 3.10. Предельное напряжение сдвига является показателем прочности внутренней структуры ТЖ, сформировавшейся за время её покоя. Превышение ПНП позволит разрушить внутреннюю структуру ТЖ и привести её в движение [53]. Таким образом, чем выше ПНС, тем больший градиент давления блокирующий состав способен выдержать, не разрушившись. В случае нормальных или повышенных пластовых давлений рост величины ПНС снижает вероятность ГНВП [34, 116]. Такие же выводы справедливы при увеличении эффективной вязкости жидкости глушения, поскольку при этом повышается её структурная прочность.
94 Таблица 3.10 – Результаты определения ПНС блокирующих составов различных производителей Наименование состава Предельное напряжение сдвига, Па
БП №1 20,4
БП №2 3,15
БП №3 9,1
БП №4 2,16
БП №5 5,36
БП №6 3,19
БП №7 41,1
БП №8 132
БП №9 28,1
БП №10 10,3
БП №11 960
БП №12 528
БП №13 129
БП №14 9,8
БП №15 39,8 Предельное напряжение сдвига гидрофобных эмульсий обратного типа
БП №№ 2-6, 14 и линейного геля БП №10 составило менее 10 Па. Данные составы становятся подвижными при малых значениях напряжения сдвига, что может привести к их разрушению и потери целостности блокирующей композиции. Иными словами, слабая прочность и недостаточные структурно-механические свойства блокирующих составов не смогут предотвратить их проникновение в
ПЗП при больших репрессиях на пласт. Блокирующие составы БП №11 (линейный гель с внутренним деструктором) и БП №12 (сшитая полимерная система) имеют чрезмерно завышенное значение ПНС по сравнению с другими исследованными композициями. Столь высокое значение напряжения сдвига может усложнить процесс извлечения состава из ПЗП при освоении скважины. Согласно полученным результатам логично предположить, что для вызова притока в скважине, заглушенной с использованием гелеобразующего состава на углеводородной основе БП №8, потребуется создание меньших депрессий, чем в случае применения состава БПС с содержанием полимера 0,5-0,8 % масс, т.к. предельное напряжение сдвига БП №8 на 16 % ниже, чему БПС (0,8 % КМ + 0,15
% АцХр), и на 38 % меньше, чему БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр). Блокирующие
95 составы БП №8 и БП №13 (сшитая полимерная система с внутренним деструктором) обладают практически схожими значениями ПНС. Исследованные композиции БП №№ 1, 7, 9, 15 имеют невысокие значения
ПНС, при этом БП №7 (линейный гель) и БП №15 (обратная водонефтяная эмульсия) могут быть более устойчивы к депрессии (ПНС в 1,5-2 раза больше, чему БП №1 (нефтяной гель) и БП №9 (линейный гель повышенной вязкости. Таким образом, блокирующие составы БП №8 и БП №13 могут быть рекомендованы для дальнейших исследований.
4. Время гелеобразования (динамика эффективной и комплексной вязкости блокирующего состава) Согласно полученным результатам (рисунок 3.12), БПС (2,5 КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ) не сшился. Рост эффективной вязкости происходил медленно по линейному закону во всем временном диапазоне исследований. Рисунок 3.12 – Динамика эффективной вязкости БПС (2,5 КМ + 0,15 % АцХр +
0,06 % МЭ) при γ=197 си С Необходимо отметить, что в динамическом режиме исследования из-за интенсивного перемешивания состава и разрушения полимерных связей определить время гелеобразования не удалось. В следующем эксперименте была сделана попытка снижения значения скорости сдвига до γ = 100 си увеличения содержания регулятора сшивки до y = 0,0426x + 1631,1
R² = 0,957 800 1200 1600 2000 2400 2800 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 Эффективная вязкость μ
, мПа∙
с Время t, с
96 0,4 % масс. Измерение вязкости БПС производилось в течение трех часов или до момента сшивки состава при температуре 80 С (Рисунок 3.13). Рисунок 3.13 − Динамика эффективной вязкости БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,4 % МЭ) при γ=100 си С После введения в БПС регулятора сшивки (0,4 % масс) через 10 минут наблюдалось повышение его вязкости. В течение первых пяти минут наблюдался наиболее интенсивный рост вязкости состава. Необходимо отметить, что перемешивание БПС после сшивки нарушает его сплошность, которая в последующем не восстанавливается. Таким образом, после завершения сшивки БПС дальнейшего его перемешивание или прокачка не рекомендуются. В этой связи рекомендуется регулировать время начала гелеобразования путем изменения дозировки реагента 2-Меркаптоэтанол. В связи с вышесказанным время гелеобразования определялось для составов БПС в режиме осциллирующих напряжений при динамических испытаниях (рисунки 3.14-3.15). Кривую комплексной вязкости БПС от времени условно можно разделить на 2 отрезка (рисунок 3.14): 1-ый отрезок – участок с наиболее интенсивным набором вязкости ой отрезок – участок с незначительным увеличением вязкости во времени. Конец го участка можно определить как время окончания
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0
400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 Эффективная вязкость μ
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ... 14
, мПа∙
с Время t, с Время начала гелеобразования Время окончания гелеобразования
97 процесса гелеобразования, так как в последующие моменты времени увеличение вязкости БПС происходит незначительно. Время гелеобразования БПС (2,0-2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,4 % МЭ) составило менее 30 минут. Рисунок 3.14 – Динамика комплексной вязкости составов БПС с содержанием полимера 1,5-2,5 % масс. при 80 °С
Определить время начала гелеобразования БПС с содержанием полимера
1,5-2,5 % масс. и регулятора сшивки 0,06 % масс. не удалось. Составы начинали сшиваться сразу после их приготовления. Логично предположить, что в процессе их закачки из-за интенсивной скорости перемешивания на начальном этапе возможно разрушение полимерных связей и доставка составов на забой в частично разрушенном состоянии. Как уже отмечалось, временем окончания процесса гелеобразования можно считать время, при котором значение вязкости стабилизируется. В данном случае это время определено по касательной, проведенной по прямому участку кривой комплексной вязкости (рисунок 3.15). На данном участке вязкость не меняется или увеличивается незначительно. Время гелеобразования составов с 0,5-1,0 % масс. полимера составляет более 3 часов. y = 1278ln(x) + 16289
R² = 0,9109 y = 1974,5ln(x) + 7525,4
R² = 0,9437 y = 2210,5ln(x) + 2578,9
R² = 0,9395 8000 12000 16000 20000 24000 28000 32000 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Комплексная вязкость η
*,
мПа·с
Время t, с
2,5%КМ+0,15%АцХр+0,06%МЭ
2,0%КМ+0,15%АцХр+0,06%МЭ
1,5%КМ+0,15%АцХр+0,06%МЭ Время окончания гелеобразования
98 Рисунок 3.15 – Динамика комплексной вязкости составов БПС с содержанием полимера 0,5-1,0 % масс. при 80 С Для более точного определения времени начала гелеобразования полученные зависимости были перестроены в другом масштабе (рисунок 3.16). Время начала гелеобразования характеризуется резким увеличением вязкости БПС. Сшивка БПС с 0,5 % масс. полимера начинается через 14 минут после начала его приготовления. Полученные значения времени начала и окончания процесса гелеобразования блокирующего состава БПС с различным содержанием реагентов сведены в таблицу 3.11. Добавление регулятора сшивки приводит к уменьшению времени начала гелеобразования, при этом увеличение содержания полимера приводит к росту комплексной вязкости и меньшей подвижности БПС. В связи с этим для успешной доставки блокирующего состава в зону установки (до момента окончания его структурообразования) предпочтительнее использовать БПС, содержащий 0,5-0,8 % масс. полимера, обладающие более пролонгированным временем набора вязкости. y = 5581,3ln(x) - 32676
R² = 0,905 y = 4284,9ln(x) - 25592
R² = 0,9202 y = 2607,9ln(x) - 16959
R² = 0,8792 0
4000 8000 12000 16000 20000 24000 0
4000 8000 12000 16000 20000 24000 Комплексная вязкость η
*,
мПа∙
с Время t, с
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ Время начала гелеобразования Время окончания гелеобразования
99 Рисунок 3.16 − Динамика комплексной вязкости составов БПС с содержанием полимера 0,5-1,0 % масс. (увеличенный масштаб) при 80 С Таблица 3.11 – Время начала и окончания процесса гелеобразования БПС Концентрация реагентов Время начала гелеобразования, мин. Время окончания гелеобразования, мин.
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,41 % МЭ
1 10 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
−
25 2,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
−
32 1,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
−
66 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
6 179 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
6,5 186 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
14 216 Примечание
«‒» означает, что составы сшиваются сразу после приготовления и определить время начала гелеобразования не представляется возможным Поскольку данная рецептура БПС (0,5-0,8 % масс. полимера и 0,12 % масс. регулятора сшивки) может фильтроваться в ПЗП на стадии начала сшивки (роста его структурно-реологических параметров, таким образом рекомендуется после заполнения составом БПС части ствола скважины в интервале продуктивного пласта и выдавливания его из колонны НКТ в ПЗП продавочной жидкостью, оставлять скважину на технологическую выдержку (3-3,5 часа, после чего повторить данный процесс второй пачкой БПС. Тем самым в ПЗП будет располагаться БПС уже в сшитом состоянии, соответственно, глубина
0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 0
200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Комплексная вязкость η
*,
мПа∙
с Время t, с
1,0%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ Время начала гелеобразования
100 проникновения второй пачки БПС в пласт будет меньше, а создаваемый экран – прочнее. Таким образом, есть вероятность снижения объема закачиваемого в скважину полимерного блокирующего состава. В случае недопущения проникновения БПС в призабойную зону пласта согласно принятой технологии) необходимо корректировать содержание компонентов блокирующей композиции так, чтобы процесс гелеобразования завершился до достижения забоя и состав при этом набрал максимальную вязкость [122]. Наследующем этапе был проведен комплекс исследований динамики структурообразования при моделировании условий закачки БПС в скважину. В лабораторных исследованиях блокирующих составов с содержанием полимера 0,5-0,8 % масс. и регулятора сшивки 0,12 % масс. время гелеобразования в динамическом режиме (моделирование условий движения БПС по трубам НКТ и его продавливание в ПЗП) определялось измерением эффективной вязкости μ полимерного состава во времени при заданной скорости сдвига. Резкий рост вязкости по истечении определенного времени свидетельствовал об образовании прочной структуры геля, что соответствовало времени гелеобразования БПС [99]. Результаты определения времени гелеобразования блокирующих композиций БПС представлены на рисунках 3.17 (имитация условий закачки БПС в скважину) и 3.18 (имитация условий технологической выдержки составов в скважине на время сшивки. Необходимо отметить, что при моделировании процесса закачки БПС с
0,8 % масс. полимера в скважину, несмотря на его интенсивное перемешивание вовремя прохождения через колонну НКТ, наблюдалось увеличение эффективной вязкости (за 23 мин от 274 мПа·с до 365 мПа·с (на 33%)), характеризующее сшивку геля. Для композиции с 0,5 % масс. полимера функция вязкости практически не зависело от времени (возможно из-за меньшего количества макромолекул полимера на единицу объема) ив рассматриваемом периоде времени в среднем составило 72 мПа·с. Эффективная вязкость блокирующей
101 композиции с 0,8 % масс. полимера превысила вязкость состава с 0,5 % масс. полимера враз при скорости сдвига γ = 171 c
-1
впервые мин. Рисунок 3.17 – Динамика эффективной вязкости БПС при различном содержании полимера при 20-80 С При моделировании выхода блокирующих составов из НКТ в эксплуатационную колонну порядок значения эффективной вязкости с повышенным содержанием полимера увеличился враз, ау состава с 0,5 % масс. полимера – в 2 раза. Это связано с уменьшением скорости сдвига вследствие увеличения проходного сечения трубы. При этом эффективная вязкость БПС с
0,8 % масс. полимера оказалась примерно враз выше вязкости состава с
0,5 % масс. полимера наконечном этапе закачки (заполнение ствола скважины в интервале продуктивного пласта. Интенсивное увеличение эффективной вязкости состава с 0,8 % масс. полимера (в 3 раза) произошло за 25-30 мин. При этом повышение вязкости не прекращалось за последующие 30 мин произошло увеличение эффективной вязкости БПС на 10 %. Те. БПС приобретает максимальные вязкоупругие свойства по истечении 1 часа после его приготовления. В случае состава с 0,5 % масс. полимера рост его эффективной вязкости отмечался на протяжении всего эксперимента (примерно враз. Полученные результаты можно объяснить тем, что БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 0
50 100 150 200 250 300 350 400 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Эффективная вязкость
,
мПа∙
с Эффективная вязкость
,
мПа∙
с Время t, с
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
НКТ ЭК
102
+ 0,12 % МЭ) содержит на 37,5 % меньше полимера, чем БПС (0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ). Как уже было сказано, вовремя выжидания момента окончания сшивки
БПС определялась его комплексная вязкость в режиме осциллирующих напряжений при динамических испытаниях (рисунок 3.18). Рисунок 3.18 – Динамика комплексной вязкости БПС при различном содержании полимера при 80 С При оставлении БПС на время реагирования (окончания процесса сшивки) их комплексная вязкость повышалась. Как видно из рисунка 3.18, процесс сшивки блокирующих составов продолжался во всем диапазоне времени исследования, ноне столь интенсивно, как первые 60 минут. Комплексная вязкость блокирующего состава с 0,8 % масс. полимера превысила вязкость состава с 0,5 % масс. полимера примерно враз. Таким образом, БПС (0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) менее подвижен и может обладать большей блокирующей способностью, чем БПС (0,5
% КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ). Блокирующая композиция с 0,5 % масс. полимера характеризуется как нелинейный гель, комплексная вязкость которого увеличивается за 2 часа примерно на 19 %.
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 Комплексная вязкость
η
⃰, мПа∙
с Время t, с
0,5%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ
0,8%КМ+0,15%АцХр+0,12%МЭ Выдержка
103 Для оценки изменения времени сшивки биополимерных составов были проведены эксперименты с различным содержанием реагента 2-Меркаптоэтанола в конечном составе при пластовой (80 Си пониженной (60 С) температурах. Необходимое количество регулятора сшивки БПС для приготовления БПС (0,5-
1,0 % КМ + 0,15 % АцХр) в зависимости от времени гелеобразования представлено на рисунке 3.19. Рисунок 3.19 ‒ Необходимое количество регулятора сшивки в составе БПС в зависимости от требуемого времени его гелеобразования при 60 Си С Установлено, что время сшивки БПС можно контролировать путем изменения концентрации регулятора скорости образования полисахаридного геля
(2-Меркаптоэтанола). Зависимость между необходимым количеством регулятора сшивки и временем гелеобразования выражается степенным законом с коэффициентом детерминации 0,96 (при 80 Си (при 60 С. Такое значение коэффициента R
2
, близкое к 1, указывает на высокую достоверность связи между переменными [49]. Отмечено, что снижение температуры приводит к росту времени гелеобразования, что может привести к более глубокому проникновения композиции БПС в призабойную зону пласта. Как уже отмечалось ранее, скорость гелеобразования БПС зависит от концентрации исходных реагентов ив заявленном диапазоне процесс его y = 12,651x
-1,309
R² = 0,9629 y = 12,989x
-1,682
R² = 0,9334 0
30 60 90 120 150 180 210 240 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 Время,
ми
н
Количество регулятора сшивки (2-Меркаптоэтанола), % масс. при температуре 80 С при температуре 60 С
104 структурообразования протекает по всему объёму. Необходимо учитывать, что превышение скорости сшивки БПС может быть обусловлено скоростью образования длинных молекул базового геля из-за увеличения температуры рисунок 3.19) и содержания регулятора гелеобразования (рисунок 3.20). На рисунке 3.20 оранжевой и красной линиями отмечены графики зависимости времени гелеобразования БПС от концентрации регулятора сшивки при его увеличении на 10 % и 20 %, соответственно, относительно исходного бирюзовая линия) в случае нарушения технологии дозирования реагентов. Рисунок 3.20 ‒ Изменение времени гелеобразования БПС в случае неполного растворения регулятора сшивки (2-Меркаптоэтанола) при 80 СВ рассматриваемых примерах нарушение технологии дозирования регулятора гелеобразования в БПС может привести к снижению времени гелеобразования на 5-21 % (зеленая зона) и 10-31 % (красная зона. Даже такое незначительное изменение времени гелеобразования (зеленая зона) блокирующего биополимерного состава может быть существенно при проведении глушения скважин из-за изначально более высокой скорости его сшивки. При закачке вязкость БПС может достигнуть максимального значения еще до момента достижения составом забоя скважины. y = 12,651x
-1,309
R² = 0,9629 0
30 60 90 120 150 180 210 240 0 0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 Время,
ми
н
Количество, % масс. Степенная (0 %) Степенная (+10 %) Степенная (+20 %)
105 Для готовых блокирующих составов различных производителей, относящихся к категории сшитых систем и отобранных по результатам оценки термостабильности, были проведены также исследования по оценки времени их гелеобразования. Определить комплексную вязкость остальных блокирующих составов (линейных гелей и эмульсионных составов) при тех же условиях, что исследовались сшитые системы, не удалось. Это связано стем, что последние обладают в том числе упругими свойствами и относятся к вязкоупругим жидкостям. Время гелеобразования сшитого полимерного состава повышенной вязкости
БП №12 в условиях моделирования его закачки в скважину через колонну НКТ определить не удалось (рисунок 3.21). Рисунок 3.21 – Динамика эффективной и комплексной вязкости состава БП №12 при 20-80 С Установлено, что увеличение вязкости, характерное процессу гелеобразования, вовремя моделирования закачки в скважину и выдержки состава на сшивку не происходит. Эффективная вязкость данного состава после его сшивки (1895 мПа·с) не изменилась по сравнению с вязкостью после приготовления (рисунок 3.21). Блокирующий состав БП №12 характеризуется
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 0
1000 2000 3000 4000 5000 0
4000 8000 12000 16000 20000 24000 28000 32000 Комплексная вязкость
η
*,
мПа
·с
Эф
ф
ек
ти
вн
ая вязкость
µ
, мПа
·с
Время t, с
НКТ ЭК Выдержка
106 невысокими значениями комплексной вязкости относительно биополимерных составов БПС. Для полимерного состава БП №5 определить время гелеобразования не удалось, его эффективная вязкость уменьшилась более чем враз за 20 мин сначала эксперимента (с 785 до 1,5 мПа·с). Снижение эффективной вязкости, скорее всего, свидетельствует о частичном разрушении блокирующей композиции. Вовремя статических испытаний (осциллирующие нагрузки) произошло незначительное восстановление структуры, комплексная вязкость увеличилась примерно в 1,5 раза (рисунок 3.22). В сравнении с блокирующими составами БПС комплексная вязкость состава БП №12 выше более чем враз. Рисунок 3.22 – Динамика эффективной и комплексной вязкости состава БП №5 при 20-80 С Согласно [115, 150] основными критериями подбора оптимального блокирующего полимерного состава являются стабильность его технологических свойств на протяжении всего периода ремонтных работ, время гелеобразования, механическая прочность на сдвиг. При этом время гелеобразования состава позволяет выборочно размещать полимер в продуктивном пласте (целевые области, прочность геля определяет, правильно ли запечатана пористая среда
0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 0
100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 0
5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 Комплексная вязкость
η
*,
мПа·с
Эф
ф
ек
ти
вн
ая вязкость
µ
, мПа·с
Время, с
НКТ ЭК Выдержка
107 согласно различным требованиям снижения проницаемости в области вблизи или вдали от ствола скважины. Таким образом, по результатам выполненных экспериментальных работ наиболее эффективны в рассматриваемых условиях следующие исследованные составы БПС (0,5-1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12-0,65 % МЭ), БП №7 (линейный гель, БП №12 (сшитый полимерный состав, БП №15 (гидрофобная эмульсия обратного типа. Подходящее время гелеобразования и необходимая прочность биополимерных композиций были получены путем изменения концентрации полимера (от 0,5 до 1,0 % масс) и регулятора сшивки (от 0,12 до 0,65 % масс. Увеличение концентрации полимера и регулятора сшивки уменьшает время гелеобразования и увеличивает прочность геля.
3.2.4 Результаты определения коррозионной активности Изучение коррозионной активности блокирующих композиций проводилось для составов, показавших наилучшие результаты в процессе термостатирования. Результаты проведенных исследований по оценке скорости коррозии блокирующих составов приведены в таблице 3.12. Таблица 3.12 – Результаты оценки коррозионной активности блокирующих составов Наименование состава Скорость коррозии
г/м
2
∙час
мм/год
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ
0,119 0,133 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,105 0,117 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,112 0,125 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
0,112 0,125 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ
0,107 0,120 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ
0,110 0,123
БП №3 0,074 0,083
БП №5 0,063 0,070
БП №7 0,067 0,075
БП №8 0,055 0,061
БП №10 0,098 0,109
БП №12 0,110 0,123
БП №13 0,103 0,115
БП №15 0,052 0,058
108 Согласно [103] технологические жидкости не должны вызывать ускоренную коррозию и оказывать отрицательное воздействие на подземное оборудование. Скорость коррозии стали марки Ст не должна превышать 0,1-0,12 мм/год. Результаты исследований коррозионной активности гидрофобных эмульсий обратного типа (БП №№ 3, 15), линейных гелей (БП №№ 7, 10), сшитых полимерных систем (БП №№ 5, 8, 13) и биополимерного состава с 0,5 % масс. полимера показали их низкое коррозионное воздействие по отношению к металлу. В случае использования остальных биополимерных составов с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. и БП №12 скорость коррозии стальных пластин несколько превышает установленный норматив (примерно на 0,01-0,03 мм/год). В целом можно говорить о высоких защитных свойствах исследуемых блокирующих составов по отношению к металлами их использование является допустимым при проведении внутрискважинных работ. Высокую коррозионную активность биополимерного состава с 2,5 % масс. ксантановой камеди можно объяснить тем, что при приготовлении в его объем попадают пузырьки воздуха. После приготовления из-за высокой вязкости состава отсутствует возможность высвобождения пузырьков воздуха из объема исследуемой жидкости. Таким образом, именно контакт стальных пластин с воздухом и обуславливает получение таких завышенных показателей коррозионной активности указанного состава.
1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 ... 14
3.2.5 Результаты исследования смешиваемости блокирующих составов с пластовыми флюидами Результаты смешиваемости блокирующего биополимерного состава (на примере рецептуры 0,5% КМ + 0,15% АцХр + 0,12% МЭ) с нефтью представлены в таблице 3.13. Итоговые результаты смешиваемости исследуемых блокирующих композиций с пластовыми флюидами представлены в сводной таблице 3.14.
109 Таблица 3.13 – Определение смешиваемости БПС с нефтью Время наблюдения Сразу после приготовления
Через 24 часа
Таблица 3.14 – Оценка смешиваемости блокирующих составов с нефтью и пластовой водой Наименование состава Смешиваемость с
нефтью
пластовой водой
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,36 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,72 % МЭ Не смешиваем Не смешиваем
БП №3 Смешиваем Не смешиваем
БП №5 Не смешиваем Смешиваем
БП №7 Не смешиваем Смешиваем
БП №8 Не смешиваем Смешиваем
БП №10 Не смешиваем Смешиваем
БП №12 Не смешиваем Смешиваем
БП №13 Смешиваем Смешиваем
БП №15 Не смешиваем Не смешиваем По результатам проведенных исследований критериям смешиваемости удовлетворяют все биополимерные составы и эмульсионная жидкость БП №15. Рассматриваемые составы не смешиваемы с нефтью и пластовой воды и были допущены к дальнейшим исследованиям. Остальные составы частично или полностью смешиваются с пластовыми флюидами во всем объеме, что требует применения буферных пачек при их закачке в скважину с целью недопущения ухудшения их характеристик. Однако
110 данное мероприятие может привести к удорожанию стоимости проведения ремонтных работ. В тоже время наблюдается разжижение эмульсионного состава БП №3 при его смешении с нефтью. В таком случае рекомендуется проведение освоения скважины промывкой нефтью. Стоит отметить, что оценка смешиваемости блокирующих составов с традиционно применяемыми ЖГС, а именно, водными растворами хлорида кальция (ρ = 1,318 г/см
3
) и натрия (ρ = 1,147 г/см
3
), не проводилась. Однако по результатам теоретических исследований выявлено, что полимерные растворы на основе ксантановой камеди не подвержены влиянию солей и обладают повышенной вязкостью, что заведомо исключает возможность их взаимодействия сводными растворами.
3.2.6 Результаты оценки деструкции Результаты оценки разрушаемости БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 %
МЭ) представлены в таблице 3.15. Время деструкции отсчитывалось от момента добавления внешнего деструктора (6-24 % масс. водный раствор соляной кислоты. Таким образом, оценивалось состояние блокирующей композиции в различные моменты времени после добавления деструктора с целью определения времени и степени разрушения исследуемого БПС. По результатам проведенных исследований установлено, что биополимерный состав полностью разрушается в 6 % масс. водном растворе соляной кислоты в течение 17 ч, через 8 ч. наблюдались лишь небольшие остатки БПС. Время разрушения БПС составило 4,5, 3,5 и 2 часа для концентраций соляной кислоты 12, 15 и 24 % масс, соответственно. Для проведения успешного освоения скважины после глушения достаточно выдержать период, в течение которого блокирующий состав потеряет свои структурные свойства. В таком случае необходимое время для потери
111 подвижности разработанного БПС при использовании 6-24 % масс. водного раствора соляной кислоты составит не более 8 часов. Таблица 3.15 – Результаты оценки деструкции БПС при добавлении соляной кислоты различной концентрации в соотношении 5:1
Деструктор ‒ 6 % HCl
Деструктор ‒ 12 % HCl Время наблюдения Время наблюдения Через 1 час После деструкции Через 1 час После деструкции
БПС полностью разрушился через 17 ч. Степень деструкции состава через 8 ч –
80 %
БПС полностью разрушился через 4,5 ч.
Деструктор ‒ 15 % HCl
Деструктор ‒ 24 % HCl Время наблюдения Время наблюдения Через 1 час После деструкции Через 1 час После деструкции
БПС полностью разрушился через 3,5 ч.
БПС полностью разрушился через 2 ч. Необходимо отметить, что кислотный раствор в каждом случае не теряет свою активность (pH = 1). С этой целью были проведены дополнительные лабораторные исследования по оценке деструкции БПС, предполагающие смешение разработанного состава с соляной кислотой в соотношениях 1:1, 1:2, 1:3 и 1:4. Выявлено, что при изменении соотношения не наблюдается существенных различий во времени полного разрушения исследуемого состава (таблица 3.16). Итоговые результаты по оценке деструкции биополимерных составов с различной концентрацией компонентов представлены в сводной таблице 3.17.
112 Таблица 3.16 – Результаты оценки деструкции БПС при добавлении соляной кислоты в соотношении 1:1
Деструктор ‒ 12 % HCl Время наблюдения Через 1 час После деструкции
БПС полностью разрушился через 24 ч. Степень деструкции состава через 4 ч – 80 % Таблица 3.17 – Результаты исследования разрушаемости БПС Наименование состава
Деструктор Заключение
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,06 % МЭ
6% HCl Образец полностью разрушился через 24 ч. Степень деструкции состава через 8 ч – 70 %
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ
6% HCl Образец полностью разрушился через 17 ч. Степень деструкции состава через 8 ч – 80 %
1,0 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ
15% HCl Образец полностью разрушился через 4,5 ч
0,8 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,12 % МЭ
15% HCl Образец полностью разрушился через 4 ч
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,36 % МЭ
15% HCl Образец полностью разрушился через 2 ч
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр +
0,72 % МЭ
12% HCl Образец полностью разрушился через 3 ч В результате исследований процессов деструкции блокирующих композиций установлено, что биополимерные составы разрушаются полностью в течение 24 часов. При исследовании рецептур БПС 2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ и
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ после воздействия 6 % масс. водного раствора соляной кислоты наблюдалось частичное их разрушение через 8 часов с потерей структурных свойств (переход из гелеобразного (неподвижного) в жидкое состояние, что достаточно для беспрепятственного извлечения отработанной ЖГС при освоении скважины после проведения ремонтных работ.
113 Деструкция сшитого полимерного состава с повышенной вязкостью
БП №12 оценивалась путем смешения исследуемого состава с 10 % масс. раствором соляной кислоты в объеме 0,5 объема блок-пачки (согласно рекомендациям производителя. Стоит отметить, что разрушение начинает происходить сразу после добавления деструктора, а через 30 минут состав полностью разрушается. Блокирующая композиция БП №13 является саморазрушающейся. Эксперимент проводился до потери структурных свойств состава и неизменного визуального состояния пробы. Самодеструкция произошла через 48 часов.
3.3 Результаты оценки газоудерживающей способности блокирующих составов в условиях высокого газового фактора Результаты статических исследований по оценки газоудерживающей способности биополимерных и некоторых готовых блокирующих составов различных производителей представлены в таблице 3.18. Таблица 3.18 – Результаты определения газоудерживающей способности блокирующих составов (статические исследования) Наименование блокирующего состава Продолжительность всплытия пузырька воздуха в момент времени t, сек Примечание
t = T
0
t = T
сш
/ 2
t = T
сш
t = 2·T
сш
После приготовления
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
2
(0,5 см) не всплыл
(3 см) не всплыл
(12 см) не всплыл
(31 см)
‒
0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
7
(0,5 см) не всплыл
(3 см) не всплыл
(12 см) не всплыл
(31 см)
‒
1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
8
(0,5 см) не всплыл
(3 см) не всплыл
(12 см) не всплыл
(31 см)
‒
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ
197
(0,5 см)
76
(8 см)
22
(18 см)
166 (23 см)
24 (2 см)
5 (3 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу
БП №7 32
(4 см)
24
(2,5 см)
13
(2 см)
18 (3 см)
5 (1 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу
БП №8 54
(4 см)
32
(4 см)
23
(3,5 см)
26 (4 см)
15 (2 см)
8 (1 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу
БП №12 не всплыл
(0,5 см) не всплыл
(8 см) не всплыл
(18 см) не всплыл
(31 см)
‒
114 Продолжение таблицы 3.18
БП №15 43
(6 см)
37
(3 см)
21
(3 см)
18 (4 см)
11 (2 см)
6 (1 см) Движение пузырька воздуха по ранее образованному каналу После сшивки
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06% МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒
БП №12
‒
‒
‒ не всплыл
(31 см)
‒ Примечание
T
сш
– время сшивки полимерных составов, мин (для линейных систем t = 30 мин
T
0
– момент заполнения колбы блокирующим составом В процессе проведения экспериментов фиксировалось не только время всплытия пузырьков воздуха, но и объем воздуха, который потребовался для формирования пузырька и его движения. В большинстве случаев объем воздуха
0,5 см легко задерживал в представленных блокирующих составах и оставался неподвижным на протяжении длительного времени (более 24 часов. При исследовании БПС (2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ) в процессе сшивки, несмотря на его высокую конечную вязкость, интервальная подача воздуха различного объема, так или иначе, приводила к подъему пузырька. Такой эффект можно объяснить низким содержанием регулятора сшивки, что означало замедленную скорость гелеобразования состава. После набора вязкости (сшивки состава) вместе ранее образованного канала фильтрации газа отсутствовала сплошность среды, что являлась причиной повторных прорывов. Иными словами,
БПС с содержанием полимера 2,5 % масс. не позволит создать надежного изолирующего экрана как через 1 час после приготовления (среднее время, через которое состав выходит из НКТ, заполняет открытый ствол и начинает фильтроваться в ПЗП), таки через 3,5 часа (время, необходимое для окончательной сшивки состава.
115 Несмотря на более низкую вязкость составов БП №7 (линейный гель,
БП №8 (гелеобразующий состав на углеводородной основе) и БП №15 гидрофобная эмульсия обратного типа, при их исследовании наблюдался тот же эффект. При повторной подаче воздуха в исследуемый состав пузырьки всплывали на его поверхность через ранее образовавшиеся каналы в структуре. Блокирующие составы с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. отличаются вязкостью меньшей, чему состава с 2,5 % масс. полимера. Именно поэтому из-за высокой подвижности данных составов, образующиеся вначале эксперимента каналы быстро схлопываются, не давая новым порциям воздуха прорваться на их поверхность. Последующие порции пузырьков воздуха проникали и задерживались в разных частях исследуемых составов. Сшитый полимерный состав БП №12 сразу после приготовления приобретал вязкость, достаточную для предотвращения какого-либо прорыва газа. Хотя стоит учесть, что такое значение вязкости помогает затруднить процесс его закачки в скважину. После повторного приготовления и выдержки биополимерных составов и гелеобразующей композиции БП №12 на время сшивки, вновь производилась подача воздуха. Во всех случаях прорыва воздуха не наблюдалось. При этом воздух диспергировался внутри составов, образуя локальные области вздутия. Дозирование воздуха объемом 31 см в блокирующие композиции с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. приводило также к формированию пристеночных закрытых каналов (вдоль границы раздела состав ‒ стекло. Объясняется это тем, что стекло имеет минимальную шероховатость и плохо смачивается полимером. Таким образом, экспериментальным путем установлено, что для предотвращения образования каналов фильтрации газа в объеме блокирующего состава на этапе его сшивки (выдерживания в стволе скважины на время гелеобразования) необходимо проводить предварительный подбор концентрации регулятора времени гелеобразования для успешной доставки технологической жидкости в интервал установки. Кроме этого, предварительная закачка буферной
116 пачки позволит оттеснить пластовый флюид, в том числе газ, вглубь пласта, и достичь окончательной сшивки блокирующего состава к моменту прорыва газа к забою скважины. Для анализа газоудерживающей способности блокирующих составов после окончания их гелеобразования были проведены динамические исследования на экспериментальном стенде (таблица 3.19). Было проведено физическое моделирование процесса глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором для проверки эффективности предотвращения проникновения газа из пласта в скважину за счет использования блокирующих составов (при моделировании различной глубины их закачки в ПЗП) в стальных трубках диаметром 0,45 см различной длиной (25 и 40 см. Для полноты анализа результатов данного исследования использовались блокирующие составы различной вязкости, в том числе не прошедшие отбор на основании результатов предыдущих физико-химических и реологических исследований. Таблица 3.19 – Результаты определения газоудерживающей способности блокирующих составов (динамические исследования) Наименование блокирующего состава Эффективная вязкость, мПа·с
ПНС, Па Давление столба жидкости, атм Степень фильтрации состава в
ПЗП Давление прорыва газа, атм Разница между давлениями депрессия, % Вода
1,002 0,009 0,077
‒
0,05
-35
ПЗ-1 0,05
-35
ПЗ-2 0,05
-35
БП №6 68,0 3,19 0,083
‒
0,05
-39
ПЗ-1 0,07
-15
ПЗ-2 0,07
-15
БП №15 399 39,8 0,093
‒
0,07
-24
ПЗ-1 0,09
-3
ПЗ-2 0,09
-3 1,0 % КМ +
0,15 % АцХр
3290 215 0,077
‒
0,17 122
ПЗ-1 0,26 239
ПЗ-2 0,29 279
БП №12 4970 528 0,080
‒
0,17 112
ПЗ-1 0,34 323
ПЗ-2 0,38 373
БП №13 2460 129 0,078
‒
0,12 54
ПЗ-1 0,17 118
ПЗ-2 0,19 143
117 Продолжение таблицы 3.19
БП №10 561 10,3 0,080
‒
0,08 0
ПЗ-1 0,12 49
ПЗ-2 0,12 49 0,5 % КМ +
0,15 % АцХр
2325 95,8 0,075
‒
0,12 59
ПЗ-1 0,16 112
ПЗ-2 0,17 126
БП №8 1550 132 0,077
‒
0,1 31
ПЗ-1 0,14 83
ПЗ-2 0,15 96 0,8 % КМ +
0,15 % АцХр
2940 157 0,076
‒
0,14 84
ПЗ-1 0,19 149
ПЗ-2 0,21 175
БП №7 923 41,1 0,089
‒
0,09 1
ПЗ-1 0,12 35
ПЗ-2 0,13 46
БП №3 413 9,1 0,076
‒
0,07
-8
ПЗ-1 0,08 6
ПЗ-2 0,08 6
2,5 % КМ +
0,15 % АцХр
9580 684 0,077
‒
0,21 173
ПЗ-1 0,36 368
ПЗ-2 0,41 433 Примечание
ПЗ-1 – стальная трубка длиной 25 см для моделирования продавливания состава в ПЗП,
ПЗ-2 – стальная трубка длиной 40 см для моделирования продавливания состава в ПЗП.
На рисунке 3.23 представлены результаты проведенных исследований по оценке газоудерживающей способности на примере БПС (0,5-0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ).
а б Рисунок 3.23 ‒ Внешний вид внутренней полости цилиндра после оценки газоблокирующей способности составов БПС: а) 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ; б) 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ
118 На основании проведенных исследований были построены графические зависимости давления прорыва газа от эффективной вязкости (рисунки 3.24-3.26) и предельного напряжения сдвига (рисунки 3.27-3.29) блокирующих составов. Исследование газоудерживающих свойств блокирующих составов показало, что при увеличении эффективной вязкости и ПНС наблюдался рост давления прорыва газа по линейной зависимости. Таким образом, результаты данных исследований подтвердили результаты реологических исследований с повышением эффективной вязкости, также как и предельного напряжения сдвига, увеличивалась структурная прочность блокирующих составов. Рисунок 3.24 ‒ Зависимость давления прорыва газа от эффективной вязкости блокирующих составов (без продавливания в ПЗП) Рисунок 3.25 ‒ Зависимость давления прорыва газа от эффективной вязкости блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 25 см) y = 2E-05x + 0,0588
R² = 0,9708 0
0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Давление прорыва газа а
тм
Эффективная вязкость µ, мПа·с Без продавливания в ПЗП y = 5E-05x + 0,0639
R² = 0,9306 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Давление прорыва газа а
тм
Эффективная вязкость µ, мПа·с С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 25 см
119 Рисунок 3.26 ‒ Зависимость давления прорыва газа от эффективной вязкости блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 40 см) Рисунок 3.27 ‒ Зависимость давления прорыва газа от предельного напряжения сдвига блокирующих составов (без продавливания в ПЗП) Рисунок 3.28 ‒ Зависимость давления прорыва газа от предельного напряжения сдвига блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 25 см) y = 5E-05x + 0,062
R² = 0,9367 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
1000 2000 3000 4000 5000 6000 Давление прорыва газа а
тм
Эффективная вязкость µ, мПа·с С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 40 см y = 0,0005x + 0,0595
R² = 0,8966 0
0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0
50 100 150 200 250 Давление прорыва газа а
тм
Предельное напряжение сдвига, Па Без продавливания в ПЗП y = 0,0008x + 0,073
R² = 0,8831 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
50 100 150 200 250 Давление прорыва газа а
тм
Предельное напряжение сдвига, Па С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 25 см
120 Рисунок 3.29 ‒ Зависимость давления прорыва газа от предельного напряжения сдвига блокирующих составов (с продавливанием в ПЗП ‒ на длину трубки 40 см) В целом наибольшей газоудерживающей способностью обладали сшитые полимерные составы БП №12 и БП №13. Входе экспериментов в обоих случаях наблюдался незначительный прорыв газа с образованием центрального канала внутри блокирующего состава. При достижении перепада давления 0,12-0,17 атм отмечался замедленный выход газа в остальных частях ТЖ. По результатам проведенных исследований установлено, что при перепаде давления 0,12-0,29 атм стабильная скорость фильтрации газа через БПС с содержанием 0,5-1,0 % масс. полимера составляла 0,5-5 см
3
/мин, что значительно замедляло скорость проникновения газа. Это исследование подтвердило, что БПС имеют большие перспективы для задержки проникновения газа в ствол скважин. Использование эмульсионных составов БП №№ 3, 15, линейных гелей
БП №№ 6, 7, 10 и сшитого полимерного состава БП №8 не способствовало созданию надежного блокирующего экрана, способного выдерживать высокие перепады давления. Во всех случаях наблюдался выход пузырька газа в различных частях ТЖ с последующим его интенсивным прорывом по всему объему состава. Газ прорывался при 0,05-0,15 атм. Применение технологии глушения скважин с продавливанием блокирующих составов в ПЗП позволило существенно повысить их газоудерживающие свойства примерно в 2 раза. При увеличении длины трубок имитация глубины проникновения блокирующего состава в ПЗП) в 1,6 раза y = 0,0009x + 0,072
R² = 0,8973 0
0,05 0,1 0,15 0,2 0,25 0,3 0,35 0,4 0
50 100 150 200 250 Давление прорыва газа а
1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 14
тм
Предельное напряжение сдвига, Па С продавливанием в ПЗП
- на длину трубки 40 см
121 привело к росту давления прорыва газа на 6-12 %. Таким образом, с целью повышения газоблокирующих свойств технологических жидкостей рекомендуется продавливание их в ПЗП. Блокирующие составы, выдерживающие давление газа, значительно превышающего гидростатическое давление (таблица 3.20), рекомендуется применять совместно сводными растворами солей для создания требуемого противодавления на пласт. Наследующем этапе полученные значения давления были оценены с позиции требуемого объема газа для его прорыва через используемый блокирующий состав. Для описания поведения газа в процессе проведения лабораторных исследований на экспериментальном стенде необходимо воспользоваться фундаментальными комплексными параметрами, называемыми критериями подобия [45, 48]. Одним из таких является критерий Фруда, рассчитываемый по формуле (3.1):
2
,
u
Fr
g L
(3.1) где u − средняя по сечению трубы скорость газам с,
L – длина трубы, м. Данный критерий подобия позволяет перейти от промысловых условий к оценке эффективности газоблокирующих свойств ТЖ в условиях лаборатории. Таким образом, скорость газа, исходя из подобия двух систем экспериментального стенда и скважины, выражалась из формулы (3.2):
2 2
,
скв
эс
эс
эс
скв
скв
эс
скв
u
u
L
u
u
g L
g L
L
(3.2) где u скв
− средняя по сечению трубы скорость газа при движении по стволу скважины, мс, u
эс
− средняя по сечению трубы скорость газа при движении внутри стендам с,
L
эс
– длина стендам,
L
скв
– длина скважины, м,
122 g – ускорение свободного падениям с2Согласно [45, 97] для определения объемного расхода и средней скорости газа, как ив случае жидкости, использовалась формула (3.3):
,
,
V
Q
V
Q
u
u
t
S
S t
(3.3) где Q – объемный расход газам с,
V – объем газам время проведения замера, с,
S – площадь сечения трубы,
2
,
4
d
S
м
2
Из формул (3.2) и (3.3) выражалось итоговое уравнение (3.4) для расчета объема прорвавшегося газа при проведении лабораторных исследований на экспериментальном стенде
2 2
,
эс
эс
эс
скв
скв
скв
L
d
V
V
L
d
(3.4) где V
эс
− объем газа внутри стендам, d
эс
– внутренний диаметр стендам, d
скв
– внутренний диаметр скважины, м,
V
скв
− объем газа в стволе скважины, мВ работе [64] приведена взаимосвязь газоудерживающей способности ЖГС и противодействующей силы, препятствующей движению газа вдоль ствола скважины. Отмечено, что в случае контракции полимера или нарушения технологии проведения глушения могут быть образованы дефектные каналы в структуре ТЖ, через которые газ может прорваться из пласта в скважину. Если вязкость блокирующего состава достаточно высокая, то скорость проникновения газа через ТЖ будет незначительной, что может привести к равновесию, при котором газ уже проник на забой, но ещё не успел прорвать слой блок-пачки и уйти наверх. Поскольку газ на забое не может расширяться, он будет повышать давление на раствор снизу. При полном перекрытии проходного сечения диаметра ствола
123 скважины образуется пачка газа, подъемная сила которого получается наиболее возможная [64].
Подъёмная сила прорвавшегося газа рассчитывалась по формуле (3.5):
,
пачки
газ пл V
g
(3.5) где V – прорвавшийся объем газам, пачки – плотность ЖГС для временного блокирования ПЗП, кг/м
3
,
ρ
газ.пл
– плотность газа при пластовых условиях, кг/м
3
Противодействующая сила в этом случае вычислялась по формуле (3.6):
,
пачки
пр
F
S
Р
(3.6) где Р
пр
– предельное давление, при котором наблюдается начало движения газа, обусловленное реологическими свойства блокирующего состава, Па, пачки – площадь поперечного сечения трубы, заполненного блокирующим составом, пачки м
3
Из условия равенства сил выражалось уравнение (3.7) для расчета величины давления, необходимого для сдерживания газа
жгс
газ пл
пр
пачки
V
g
Р
S
(3.7) Уравнение
(3.8) для определения предельного давления на экспериментальном стенде выражалось из уравнений (3.4) и (3.7) для случая проведения исследований в условиях лаборатории
2 4
,
скв
жгс
газ пл
эс
пр
скв
скв
V
g
L
Р
L
d
(3.8) где V
скв
− прорвавшийся объем газа в стволе скважины, м
3
Здесь стоит учитывать, что под газовым фактором подразумевают объем газа, выделившийся из единицы объема пластовой нефти при снижении давления и температуры до стандартных условий (давление 0,1 МПа и температура 20 С. Для перехода от стандартных к пластовым условиям использовалась формула (3.9), получено из объединенного газового закона Бойля-Мариотта и
Гей-Люссака:
124
,
пл
пл
ст
ст
ст
ст
пл
пл
пл
ст
пл
ст
Р V
Р
V
Р
V
T
V
T
T
Р T
(3.9) где Р
пл
– текущее пластовое давление, Па, пл – объем газа при пластовых условиях, м, пл – пластовая температура, С,
Р
ст
– атмосферное давление, Паст объем газа при стандартных условиях, м, ст – стандартная температура, СВ уравнении (3.9) величина пл соответствовала объему газа, прорвавшегося из ПЗП в ствол скважины при пластовых условиях. При этом значение ст соответствует величине газового фактора, определенного при разгазировании единицы объема нефти. На примере одной из нефтяных скважин Западной Сибири проведен типовой расчет для входных параметров, представленных в таблице 3.20. Вычисления осуществлялись для случая движения газа внутри колонны НКТ из- за более высокой скорости потока как наиболее нежелательный случай [48]. Итогом проведенных расчетов по формулами) является предельное давление 0,12 атм, необходимое и достаточное для сдерживания газа в случае использования БПС (0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при глушении скважин с газовым фактором 150 м
3
/м
3
В сводной таблице 3.21 представлены результаты расчетов для других блокирующих составов при тех же условиях в сравнении с полученными результатами лабораторных исследований. Таблица 3.20 ‒ Данные для расчета предельного давления прорыва газа Наименование параметра Значение Единица измерения Пластовое давление
21 МПа Пластовая температура
80 С Глубина скважины
2375 м Длина стендам Внутренний диаметр центральной колонны стендам Внутренний диаметр НКТ
0,062 м Газовый фактор
150 м
3
/м
3
Плотность блокирующего состава
985 кг/м
3
Плотность пластового газа
755 кг/м
3
125 Таблица 3.21 ‒ Предельное давление прорыва газа блокирующих составов Наименование состава Экспериментальное значение, атм. Рассчитанное значение, атм.
БП №6 0,05 0,17
БП №15 0,07 0,17 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр
0,17 0,12
БП №12 0,17 0,15
БП №13 0,12 0,14
БП №10 0,08 0,15 0,5 % КМ + 0,15 % АцХр
0,12 0,12
БП №8 0,1 0,18 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр
0,14 0,12
БП №7 0,09 0,21
БП №3 0,07 0,12 Таким образом, в случае глушения скважин с газовым фактором от
150 мм рекомендованы к применению следующие блокирующие составы БПС,
БП №12 (сшитая полимерная система, БП №13 (состав повышенной вязкости с внутренним деструктором). Для анализа влияния блокирующих составов на породу-коллектор при их продавливании в ПЗП с целью удержания газа от прорыва к устью скважины были проведены фильтрационные исследования на естественных образцах кернового материала в условиях, максимально приближенных к пластовым.
3.4 Результаты фильтрационных исследований блокирующих составов В лабораторных исследованиях фильтрационных свойств использовались блокирующие композиции, отобранные по результатам физико-химических и реологических исследований (составы повышенной вязкости, а также по результатам экспериментов по оценке их газоблокирующих свойств. Эффективность блокирующих составов оценивалась на основании сравнительного анализа нескольких фильтрационных параметров
1. Предельный градиент давления прорыва газа через образец керна после моделирования глушения скважины – основной параметр эффективности блокирующего состава (наибольшее значение этого параметра свидетельствует о повышении вероятности создания газоизолирующего экрана при глушении скважины.
126 2. Коэффициент относительного изменения проницаемости керна по нефти после моделирования глушения и последующего прорыва газа из ПЗП в скважину – наименее значимый параметр эффективности блокирующего состава наименьшее значение этого параметра свидетельствует о восстановлении проницаемости ПЗП после глушения скважины и снижении фильтрационного сопротивления при движении пластового флюида.
3. Максимальный градиент давления начала фильтрации нефти после моделирования глушения скважины – вспомогательный параметр эффективности блокирующего состава (наибольшее значение этого параметра характеризует повышение вероятности создания блокирующего экрана при глушении скважины. Согласно
[15], количественно измерить насколько ухудшилась проницаемость ПЗП можно, однако, полученные результаты измерения возможно интерпретировать по-разному. Ввиду такой разности интерпретации, данный показатель не является количественным. Поскольку невозможно добиться, чтобы пласту не причинялось совершенно никакого повреждения, таким образом, этому параметру следует отдавать наибольшее предпочтение при сравнении различных типов жидкостей глушения, которые будут входить в контакт с продуктивным пластом. Данные о полученных результатах оценки фильтрационных характеристик блокирующих составов при моделировании глушения и освоения добывающих скважин в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири представлены в таблице 3.22. Таблица 3.22 – Результаты фильтрационных исследований при моделировании глушения и освоения нефтяных скважин Наименование состава Коэффициент относительного изменения проницаемости керна, % Предельный градиент давления прорыва газа, атм/м Максимальный градиент давления фильтрации нефти после закачки блокирующего состава, атм/м
2,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,06
% МЭ
-91,1 123 374
127 Продолжение таблицы 3.22
0,5 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12
% МЭ
-6,80 35,6 42,0 0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12
% МЭ
-6,40 41,0 48,1 1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12
% МЭ
-10,0 52,0 60,0
БП №12
-20,4 24,3 28,6
БП №13
-17,0 16,4 23,7
БП №15
-51,3 20,4 54,9 Динамика градиентов давления закачки нефти и ТЖ представлена на рисунках 3.30-3.36. Закачка в керн терригенной породы-коллектора БПС (2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ) сопровождалась быстрым ростом давления (рисунок 3.30). После прокачки приблизительно 0,2-0,3 порового объема образца керна наблюдалось прекращение проникновения БПС в модель пласта и отмечался резкий рост перепада давления до установленного предельного значения. В данном случае на входе в керн образовался поверхностный блокирующий слой. Рисунок 3.30 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (2,5 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,06 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Более того, незначительное проникновение БПС в керн при прямом направлении фильтрации вызывает его кольматацию, которая оказывает
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после Прокачка КМ + 0,15%
АцХр + 0,06% МЭ моделирование глушения скважины)
Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
128 определённые сопротивления газу при его движении в обратном направлении. При этом газ прорывает ТЖ локально, а не по всей поверхности фильтрации. В процессе закачки БПС (0,5-0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) отмечался замедленный рост градиента давления ввиду их меньшей вязкости низкого содержания полимера. При более глубоком проникновении состава в керн происходит существенное снижение его проницаемости за счет защемления и адсорбции глобул полимера в пористой среде (рисунок 3.31-3.33). Рисунок 3.31 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (0,5 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Рисунок 3.32 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (0,8 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка
0,5% КМ + 0,15%
АцХр + 0,12% МЭ моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка
0,8% КМ + 0,15%
АцХр + 0,12% МЭ моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
129 Рисунок 3.33 – Динамика градиента давления закачки нефти и БПС (1,0 % КМ +
0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Быстрый рост значений градиента давления (рисунок 3.33), при которых происходит закачивание БПС (1,0 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ), свидетельствует о более высоком содержании полимера по сравнению с БПС (0,5-
0,8 % КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ). При моделировании глушения и освоения нефтяных скважин блокирующие составы БП №12, БП №13 и БП №15 продемонстрировали наиболее негативное влияние на фильтрационные характеристики керна по сравнению с БПС (0,5-1,0
% КМ + 0,15 % АцХр + 0,12 % МЭ) (рисунки 3.34-3.36). Рисунок 3.34 – Динамика градиента давления закачки нефти и БП №12 при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 Градиент давления закачки а
тм
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка
1,0% КМ + 0,15%
АцХр + 0,12% МЭ моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 160 Градиент давления з
ака
чк
и,
ат
м
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Прокачка БП №12 моделирование глушения скважины) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
130 Рисунок 3.35 – Динамика градиента давления закачки нефти и БП №13 при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Рисунок 3.36 – Зависимость градиентов давления закачки нефти и БП №15 от времени при моделировании процессов глушения и освоения нефтяных скважин Все исследованные блокирующие составы ранжировались (последовательно по мере уменьшения (или увеличения) значения каждого из вышеперечисленных параметров. При этом первому рангу присваивалось 6 баллов (общее количество участвующих в фильтрационных исследованиях блокирующих составов, а последнему рангу – 1 балл. Баллы за максимальный градиент давления фильтрации нефти после закачки блокирующего состава умножались на коэффициент 0,5, так как данный параметр является менее значимым при выборе составов. Результаты рангового анализа представлены в таблице 3.23.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 160 Градиент давления з
ака
чк
и,
ат
м
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до глушения)
Прокачка БП №13 моделирование глушения скважины) Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после глушения) Фильтрация газа
(имитация прорыва газа 50 100 150 200 250 300 350 400 0
20 40 60 80 100 120 140 Градиент давления з
ака
чк
и,
ат
м
/м
Время, мин Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине до Фильтрация нефти моделирование притока нефти к скважине после Прокачка БП №15 моделирование глушения скважины)
Фильтрация газа
(имитация прорыва газа
131 Таблица 3.23 – Ранговый анализ эффективности блокирующих составов по результатам лабораторных фильтрационных исследований Наименование Сумма баллов Критерий оценки Коэффициент относительного изменения проницаемости керна, % Предельный градиент давления прорыва газа,
атм/м Максимальный градиент давления фильтрации нефти после закачки блокирующего состава, атм/м Ранг Балл Ранг Балл Ранг Балл
2,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,06 % МЭ
8,5 7
1 1
7 7
1 0,5 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
12,5 2
6 4
4 3
5 0,8 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
14 1
7 3
5 4
4 1,0 % КМ + 0,15 %
АцХр + 0,12 % МЭ
13 3
5 2
6 6
2
БП №12 9
5 3
5 3
2 6
БП №13 8,5 4
4 7
1 1
7
БП №15 5,5 6
2 6
2 5
3 Таким образом, исходя из выбранных критериев эффективности применения ТЖ, наибольшей эффективностью, при прочих равных условиях, обладают БПС с содержанием ксантановой камеди 0,5-1,0 % масс. Данные составы позволяют в большей степени сохранить ФЕС керна за счет образования на его входе полимерного слоя, препятствующего дальнейшей фильтрации полимера в поровое пространство. Использование БПС с более высокой концентрацией полимера (2,5 % масс) приводит к образованию высоковязкой системы, которая при попадании в поровое пространство необратимо его закупоривает и тем самым оказывает наиболее негативное влияние на фильтрационные характеристики керна, но способствует снижению риска поглощения данного состава пластом и прорыва газа в процессе проведения ремонтных работ. Остальные блокирующие составы также оказывают негативное влияние на фильтрационные характеристики за счет их значительного проникновения в керн при закачке.
132
1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 14