ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 41
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
65
- солевой комплекс (галогено-карбонатные породы- подсолевой комплекс (терригенные, сульфатно-карбонатные породы).
Надсолевой комплекс на глубине от 500 дом представлен слабосцементированными породами суглинками, глинами, песчаниками, мергелями, склонными к обвалообразованиям. Пластовое давление ниже гидростатического от 25 % дои повышается до гидростатического.
Солевой комплекс представлен галогено-карбонатными породами с различной засоленностью и пластами каменной соли. В большей части разреза- это прослои каменной соли с прослоями доломитов, ангидритов и известняков. На некоторых месторождениях вскрыты линзы рассолов рапы с аномальными давлениями.
Подсолевой комплекс представлен сульфатно-карбонатными породами
(доломитами, глинистыми доломитами, ангидрито-доломитами), терригенными породами (песчаниками, алевролитами).
При вскрытии данных комплексов общим для всех конструкций скважин является перекрытие кондуктором диаметром 426 мм или 324 мм над- солевого комплекса и неустойчивых четвертичных отложений, представленных терригенно-карбонатными породами с низким градиентом пластового давления и низким градиентом разрыва, поэтому они являются зоной интенсивного поглощения бурового раствора. Промежуточными колоннами перекрывают соленосные толщи перед вскрытием подсолевого комплекса, где находятся основные продуктивные пласты. Пластовые давления в пластах солевого комплекса, ангарской, тулайской, бельской свит приближаются к гидростатическому. В связи с отмеченными в этом комплексе интенсивными поглощениями происходит полная потеря циркуляции при значительном снижении уровня раствора в скважине.
Поскольку в отложениях нижнебельской свиты возможны залежи газа и рапопроявления, то крепление солевого комплекса осуществляют двумя промежуточными колоннами колонной диаметром 324 мм и хвостовиком диаметром 245 мм. Глубина спуска последнего определяется расположением рапоносного горизонта. В связи стем, что в усольской свите отмечаются аномальные давления, то большое значение в данных условиях имеют технологические мероприятия по ликвидации нефтегазопроявлений различными методами, а также принятие предупредительных мер при вскрытии горизонтов с аномальным давлением. Эксплуатационная колонна диаметром мм спускается до кровли отложений рифея, так как пластовые давления в нем ниже гидростатического, а продуктивные пласты перекрываются хвостовиком диаметром 114, 127 мм. Основным видом осложнений при бурении скважин является поглощение промывочной жидкости, поэтому стратегия бурения должна предусматривать предупреждение этого вида осложнений ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
68 3 МПа для глубин скважин болеем, прикладываются к пластам, залегающим на глубинах от 2200 дом. Продуктивные объекты венда, как правило, вскрываются на репрессиях от 2,5 до 12,0 МПа, а более глубоко залегающие объекты рифея вскрываются на репрессиях от 2,0 до 15,0 МПа (см. рисунок Такие высокие величины репрессий при вскрытии продуктивных пластов приводят к поглощению водных минерализованных полимерглинистых растворов продуктивными пластами, что в дальнейшем не дает возможности определить их нефтегазонасыщенность поданным геофизических исследований скважина при проведении испытаний эти объекты характеризуются как сухие, или из них получают фильтрат бурового раствора. Проблемы ликвидации поглощений при бурении скважин
В процессе бурения скважин при встрече зоны поглощений используются традиционные методы борьбы с поглощениями: постановка цементных мостов, применение наполнителей – опилок, стружки, резиновой крошки, закачка вязкоупругих паст. Однако не всегда эти методы эффективны при ликвидации поглощений бурового раствора, что связано с трудностью установления интервала поглощения. Особые затруднения возникают при наличии в разрезе скважины вертикальной трещиноватости. К способам борьбы с поглощениями бурового раствора относятся- бурение с замедленной и форсированной циркуляцией- задавка быстросхватывающей пасты при герметизированном устье- выдерживание цементной пасты в стволе скважины перед задавкой ее в пласт- учет температуры окружающей среды по мере приближения тампонажной смеси к пласту- расчет объема пасты в зависимости от объема трещины и др.
Шевченко ИК, Черкасов Н.П. предложили оценивать поглощающие по его интенсивности с учетом перепада давления Р, где происходили поглощения с интенсивностью Q. Коэффициент поглощения Кв этом случае определяется по формуле:
Q
К
Р
=
∆
, (где К - коэффициент поглощения, м
3
/с·МПа;
Q
- интенсивность поглощения, мс - перепад давления, МПа ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
72
- карбонат (d5);
- карбонат (d20);
- карбонат (d50);
- карбонат (Средний размер частиц изменяется в зависимости от марки кольматан- та от 5 до 150 мкм.
Микромрамор – природный неорганический наполнитель-кольматант, получаемый посредством измельчения природного мрамора. Предназначен для создания непроницаемых фильтрационных корок, которые изолируют поровые каналы, обеспечивая защиту продуктивных коллекторов от загрязнения при бурении, вскрытии пластов, глушении и консервации скважин.
Кольматант эффективно формирует гидроизолирующие экраны низкой проницаемости, обеспечивающие минимальное загрязнение продуктивных пластов. Удаление изолирующих экранов не вызывает затруднений, так как практически они без остатка растворяются в соляной кислоте. Выпускается ЗАО «Коелгамрамор» г. Челябинск различных марок КМ б, КМ б, КМ 5б.
Мрамор молотый для буровых растворов- карболюкс 75;
- карболюкс 100;
- карболюкс 160;
- карболюкс применяют в качестве наполнителя-кольматанта для буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин. Фракционный состав частиц позволяет удовлетворять все требования при производстве буровых работ. Средние размеры частиц изменяются от 25 до 110 мкм. Выпускаются Русской сырьевой компанией г. Москва.
Кольматанты серии Юнион ЦФ
Кольматанты серии Юнион ЦФ относятся к группе кольматантов, разработанных для обработки буровых растворов при устранении проблем, связанных с бурением в условиях поглощения, для ликвидации потерь бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов. Среди кольматантов Юнион
ЦФ выпускаются реагенты следующих марок- Юнион ЦФ-1;
- Юнион ЦФГ,
представляющие полидисперсные композиционные составы на основе природных материалов, включающие в себя лигноцеллюлозные комплексы, водонабухающие природные и синтетические полимеры и специальные неорганические добавки.
Кольматанты серии Юнион ЦФ в буровых растворах способствуют ускоренной глинизации поровых и трещинных коллекторов средней и низкой проницаемости в условиях низких пластовых давлений ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
78
Физико-химические методы восстановления фильтрационных характеристик коллекторов
При вскрытии продуктивных пластов бурением, вторичном вскрытии, освоении ив дальнейшем, при эксплуатации скважин, происходит ухудшение ФЕС пород-коллекторов в ПЗП.
Для восстановления ФЕС нефтегазонасыщенных коллектров на ПЗП оказывают физическое, химическое и комбинированное воздействие. Большинство этих технологий разработаны в институтах
ВНИИнефть, НИИнефтепромхимия, ВНИИКРнефть, БашНИПИнефть,
ТатНИПИнефть, ЗапСибБУРНИПИ, СибНИИНП, ТюменНИИГипрогаз, ТО СургутНИПИнефть и др. В последнее время широкое применение нашли технологии НИИнефтеотдача, НПО “Нефтегазтехнология” При разработке новых технологий и проектировании мероприятий по интенсификации притоков следует учитывать опыт, накопленный нефтегазодобывающими компаниями при проведении химических обработок ПЗП. Для обработки ПЗП добывающих скважин предприятия ОАО «Ноябрьскнефтегаз» применяют концентрированную соляную кислоту с добавлением неионогенных поверхностно-актив- ных веществ или 16 % глинокислоту, при этом производительность скважин возрастает от 150 до 190 %. Предприятия «Кондпетролеум», разрабатывающие
Талинское месторождение, с целью интенсификации притока используют концентрированную соляную кислоту или 28 % глинокислоту. Дебиты нефти после химической обработки возрастают от 115 до 170 Поп ГС. и др. провели анализ эффективности проведения кислотных обработок на скважинах Уренгойского и Ямбургского месторождений и установили, что успешность большинства операций составляет около 30 %, а дополнительная добыча газа не превышает 17 тыс. м на каждую скважину. Основными причинами низкой эффективности химических обработок являются низкое качество цементирования скважин, присутствие в разрезе водогазоносных интервалов подбор кислотных составов без учёта вещественного состава продуктивных пластов и др. В исследование процессов химического воздействия нагорные породы с целью выбора оптимального состава реагентов для увеличения продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти внесли СМ. Вайншток,
С.Г. Галеев, АИ. Есипенко, И.И. Клещенко, А.Г. Нугайбеков, С.Г. Сафин,
А.К. Ягафаров и др.
Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик коллекторов в прискважинной зоне
Перечень причин, вызывающих ухудшение проницаемости присква- жинной зоны пласта, подразделяется на четыре группы технологические геологические физико-химические; термохимические ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
83
Физико-химические причины обычно связаны с проникновением воды в пористые среды и увеличением водонасыщенности пород в ПЗП. Если пласт обладает гидрофильной смачиваемостью (те. со
θ>0), то создаются благоприятные условия для проникновения водного фильтрата вглубь пласта. Для пород с гидрофобной смачиваемостью зоны проникновения водного фильтрата незначительны. Образование в ПЗП в процессе эксплуатации асфальто-смолистых веществ, приводит к образованию эмульсий, вызывающих дополнительную закупорку отдельных пор.
Среди факторов, способствующих ухудшению коллекторских свойств, наиболее распространены - образование газовых гидратов в скважинах, ретроградная конденсация высших углеводородов и отложение органических соединений в ПЗП.
К термохимическим причинам, снижающим продуктивность скважин, относится образование асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО), которое происходит в ПЗП из-за изменений термо - и гидродинамических условий снижения температуры, давления и разгазирования нефти.
Влияние минерального состава горных пород на изменение фильтрационных характеристик коллекторов
Основными процессами, влияющими на процесс изменения фильтрационных характеристик коллекторов, являются адсорбция органических компонентов минеральным скелетом породы и неорганических компонентов, представленных главным образом водной фазой, глинистым цементом породы. Из органических компонентов, которые адсорбируются скелетом породы наиболее распространены кислотные компоненты нафтеновой, карбоксильной, олеиновой и других кислот. Основным адсорбентом органических кислот является силикатная составляющая скелета породы. Это связано стем, что силикаты имеют обычно отрицательный заряд, образуя слабокис- лотную поверхность при нейтральной РН воды, а карбонатная часть породы имеет в этом случае положительный заряд, образуя слабощелочную поверхность, адсорбирует компоненты противоположной полярности. Поверхностный заряд силикатов и карбонатов в присутствии воды положителен при низком РН и отрицателен при высоком РН. У силикатов поверхность становится отрицательно заряженной при РН от 2,0 до 3,7, ау карбонатов при РН от 8,0 до При закачке пресной воды в прискважинную зону или при проникновении в нее водного фильтрата промывочной жидкости происходит изме-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
84
нение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Основной проблемой глиносодержащих пород является адсорбция воды на поверхности глинистых частиц, в результате которой происходит образование водных кристаллогидратов. Наиболее подвержены этим процессам следующие глинистые минералы монтмориллониты, иллит и хлорит (таблица Глины обладают свойствами изменять свой объём, если меняется солё- ность водного раствора. Прогнозировать поведение глин при взаимодействии их с водой практически невозможно без экспериментальных исследований. Наиболее подвержены процессу увеличения объёма вводе глинистые минералы монтмориллонитового ряда. Монтмориллонит за счёт впитывания воды меняет свою структуру, увеличивает свой объём в шесть рази значительно снижает проницаемость пород – коллекторов. В случае набухания монтмориллонита в основных проводящих порах коллектора происходит образование малопроницаемого или совсем непроницаемого барьера.
Л.Н. Кульчицким и В.Г. Ульяновым установлены механизмы формирования адсорбционного слоя воды в глинах различного состава. Формирование адсорбционного слоя у глин происходит преимущественно на поверхности кремнистых тетраэдров, где сосредоточено преобладающее количество адсорбционных центров поверхности глинистых минералов. Основные представления о массообменных процессах в глинистых породах изложены в работах Б.В. Дерягина. Согласно его выводам роль сил разной природы изменяется в зависимости от расстояния между поверхностями частиц, которые зависят от физико-химического взаимодействия в системе глинистая порода - насыщающий флюид При изменении в пласте первоначальной физико-химической обстановки в результате проникновения пресных водных фильтратов частицы глин приобретают дополнительный химический потенциал, создающий эффект расклинивающего давления. В зависимости от физико-химической обстановки, условий залегания, литолого-мине- ралогического состава глиносодержищих пород влияние расклинивающего давления на физические свойства коллекторов проявляется при различных условиях.
Если силы сцепления глинистых частиц со скелетом породы превышают расклинивающее давление, то глина адсорбирует воду из внутрипорово- го пространства, достигал нового равновесия. Если силы сцепления глинистых частиц со скелетом породы меньше значения расклинивающего давления, то сцепление между частицами иске- летом породы ослабевает, и частицы глин отслаиваются и диспергируются в поровое пространство породы-коллектора. В данном случае достижение равновесия сопровождается разрушением породы. Исходя из определения расклинивающего давления, в поровых коллекторах существуют в равновесии объёмная фаза и адсорбированная пленка
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Определение степени взаимодействия кислотных составов с образцами горных породи утяжелителями промывочных жидкостей
Степень взаимодействия кислотных составов с образцами горных пород определяется на растертых в порошок пробах. Пробы утяжелителя не растираются в порошок, а сухая навеска полимера растворяется вводной среде.
С этой целью используются следующие материалы и оборудование аналитические весы с точностью 0,01 г растертая проба горной породы или проба утяжелителя ступка для растирания породы набор пикнометров с объемом V = 50 мл 100 мл.
Очищенный от углеводородов и солей кусочек породы растирается до порошкообразного состояния и высушивается при температуре 105 С. Навеска породы или утяжелителя ссыпается в предварительно взвешенный пикнометр М, высушивается в сушильном шкафу при температуре 105 С, охлаждается в эксикаторе и взвешивается М. Отбирается навеска породы или утяжелителя массой дог, МВ пикнометр заливается определенное количество кислоты с известной концентрацией, который затем помещается в водяную баню или воздушный термостат и выдерживается при пластовой температуре в течение четырех часов.
Пикнометр освобождается от остатков реакции породы или утяжелителя и тщательно промывается кислотой. Кислота с продуктами реакции пробы фильтруется через фильтр с известной массой М. По массе пикнометра с сухой навеской породы или утяжелителя Ми массе вещества, собранного на бумажном фильтре, рассчитывается масса растворимого осадка М, образовавшегося в результате реакции .
2 1
4 3
∆ Осадок на фильтре промывается водой, высушивается и взвешивается -
M4
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
98
жащими хлора) на основе гидролизной кислоты с последующим удалением продуктов реакции промывкой или свабированием. Главным условием данной технологии является полная очистка ПЗП от продуктов реакции после каждого этапа воздействия. При этом после каждого этапа из скважины извлекаются от 40 дом жидкости с мехпримесями и продуктами реакции. Успешность технологии достигается за счет подбора рецептуры технологических жидкостей и использованием для вызова притока гидроимпульсного воздействия на ПЗП [33]. В трещинно-поровых, поровых коллекторах предлагается использовать кислый диспергатор - растворитель, в состав которого входят монокарбоновые кислоты, оказывающие диспергирующее действие на глинистую составляющую бурового раствора и растворяют карбоновые минералы коллектора.
Скорость разрушения глинистых частиц из монтмориллонитовой глины вводе достигает от 8·10
-3
до 45·10
-3
г/мин, под воздействием соляной кислоты скорость разрушения составляет от 25 10
-2
до 100·10
-2
г/мин, бисульфата натрия от 6·10
-2
до 17·10
-2
г/мин.
При разрушении глинистых частиц происходит разрыв структурных связей между глинистыми агрегатами и частичное разрушение глинистых минералов в процессе растворения, ионообмена и окислительно-восстано- вительного воздействия. Образующиеся в результате этого процесса тонко- дисперсные частицы лишаются способности к агрегации и слипанию, легко удаляются при освоении скважины. В результате экспериментальных работ на образцах песчаников с высокой проницаемостью при их глубокой коль- матации проницаемость восстанавливается от 17 % до 35 %. Для образцов с низкой проницаемостью после формирования глинистой корки проницаемость восстанавливается на 60-80 %, а после воздействия на глинистую корку 8 % - ным раствором бисульфата натрия проницаемость восстанавливается от 87 % до 99 Для удаления глинистой корки со стенок скважины и декольматации пор пласта применяется способ закачки в пласт водного раствора сульфата алюминия с концентрацией от 0,5 % до 50,0 % с выдержкой состава до начала тампонажных работ. Известно использование для разрушения кольматантов синтетических глинистых кислот, бикарбоната натрия (NaHCO
3
). Гребенни- ковым ВТ. и др. предложен состав для разрушения глинистого кольматанта, содержащий перекись водорода, литий кремнекислый и воду.
Для декольматации ПЗП от полимерных образований акрилового ряда высокую эффективность имеют реагенты на фосфорной основе, содержащие перекись водорода и дегидрофосфат кальция. Хорошие результаты получают при использовании сильных окислителей гипохлорита натрия или кальция ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
99 2 [-CH2-CH-] + 15 NaClO = 6CO
2
+ 5 H
2
O + 15 NaCl + Конечными продуктами реакции разложения полиакриламида является вода, хлористый натрий, азот и углекислый газ.
В отличии от низкомолекулярных соединений полимерные соединения растворяются гораздо медленнее в низкомолекулярных веществах. В начальной стадии растворения происходит процесс набухания полимера, который изменяет свой объемно сохраняет свою форму. Вязкость полимерных растворов значительно превышает вязкость растворов низкомолекулярных, а при добавке растворителя полимерный раствор приобретает текучесть. В отличие от низкомолекулярных соединений, где молекулярная масса величина постоянная, у полимеров молекулярная масса – величина среднестатистическая, так как полимеры состоят из смеси макромолекул, имеющих свои размеры и массу. Полимерные соединения в отличии от обычных веществ обладают особыми свойствами при химических реакциях основное участие принимают не молекулы, а макромолекулярная цепь, поэтому под влиянием химических и физических воздействий происходит разрыв связей основной макромолекулярной цепи. Факторы, приводящие к разрыву мак- ромолекулярных связей, можно разделить на физические, химические или их комбинации. Химическое воздействие на полимеры связано с действием воды, спиртов, кислот, щелочей, аминов, фенолов, кислорода и др.
Под действием кислот и щелочей возможен гидролиз полимеров, при котором распадаются амидные связи ив результате этого разрыва образуются две макромолекулы, содержащие амины и карбоксильные группы [34]. К физическому воздействию следует отнести термоокислительное, когда полимер разрушается при одновременном воздействии кислорода и теплоты. В настоящее время применяются методы биологического воздействия на полимерные связи с помощью жизнедеятельности микроорганизмов.
Широкое использование полимерных составов в нефтедобыче, бурении, освоении скважин может давать положительные результаты при вытеснении нефти, таки отрицательные результаты в получении на эксплуатационных скважинах дебитов близких к потенциальным. Вторая часть этой проблемы сейчас довольно успешно решается при применении биополимерных растворов и использованием в составе буровых растворов, жидкостей освоения, глушения скважин полимеров легко разрушаемых при физико-химическом воздействии.
При исследовании растворимости полимерной составляющей технологических жидкостей для освоения и интенсификации притока скважин была предложена методика, позволяющая максимально приблизить процесс разрушения полимерных связей с помощью кислотных композиций в пластовых условиях. В экспериментах по растворению полимеров использовал ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
100
ся ацетон-кислотный раствори, спирто- кислотный раствори и 3 % диэтиленгликоля (ДЭГ), кислотный раствор 10 % HCl + 5% HF + 0,2% С
6
Н
8
О
6
(соляная, плавиковая, аскорбиновая кислоты).
Полимеры для проведения экспериментов были представлены кар- боксиметилцеллюлозой (КМЦ), полианионной целлюлозой (ПАЦ-В), суль- фацелом. Методика экспериментов состояла в проведении следующих операций.
Предварительно навеску полимера массой
M0
растворяли вводе и определяли его концентрацию. Содержание полимеров вводных растворах изменялось от 1 % до 2 % у ПАЦ-В, от 1 % до 3 % у КМЦ, от 1 % до 2 % у сульфацелла. Водные растворы полимеров заливались в стеклянные колбы ив них добавлялись композиции кислот в объеме 100 см. В течении четырех часов раствор выдерживался при нормальных условиях. После выдержки раствор полимера с кислотной композицией фильтровался через слой фильтровальной бумаги в сушильном шкафу при температуре 75 С. Осадок со дна и стенок колбы смывался кислотной композицией. После окончания фильтрования фильтр с осадком сушился в сушильном шкафу при температуре 80 С до постоянной массы и взвешивался навесах с точностью до 0,001 г.
Масса сухого остатка полимера на фильтре после сушки до постоянной массы
M1
рассчитывается по формуле где
M
3
- масса фильтра с осадком после сушки, кг - масса сухого фильтра, кг.
Растворимость полимера
P
в кислотных композициях рассчитывается по формуле где P - растворимость полимера, доли - начальная масса полимера, кг - масса сухого осадка полимера после обработки кислотной композицией, кг.
В результате проведенных экспериментальных работ по разрушению полимерных связей кислотными композициями установлено, что большин-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
101
ство полимеров успешно разрушаются спирто-кислотным раствором от 10
% дои от 1 % до 3 % диэтиленгликоля 93,7 % у КМЦ, 92,0% у
ПАЦ-В, 97,5 % у сульфацелла. На полученных зависимостях растворимости полимеров от концентрации соляной кислоты удалось установить, что при одной концентрации соляной кислоты, нос разным содержанием ДЭГ в растворе от 1,0 % до 3,0 %, лучшие результаты растворимости полимеров в спирто-кислотном растворе можно получить при содержании ДЭГ до 3,0 %. При снижении содержания ДЭГ в растворе дои концентрации кислоты от 20 % до 10 % разрушение полимеров происходит у КМЦ от 91,5 % до 52,0 %, у ПАЦ-В от 84,0 % до 32,5 %. В отличие от полимерных растворов, содержащих КМЦ концентрацией от 1 до 2 %, полимерный раствор сульфацелла концентрацией от 1 до 2 % подвергается большей деструкции даже при снижении содержания диэтиленгликоля дои составляет от
83,0 % до 93,0 % (Рисунок 17, 18).
Ɋ,%
10 0
C,%
10 20 30 40 50 60 70 80 90 1 0 0
15 20 1
1 1
2 Рисунок 17 - Зависимость растворимости полимеров от концентрации соляной кислоты в спирто-кислотном растворе с содержанием диэтиленгликоля - 1,0 Шифр кривых содержания полимеров в растворе- 1,0 – 2,0 % - ный раствор ПАЦ-В, - 1,0 – 3,0 % - ный раствор КМЦ.
- 1,0 – 2,0 % - ный раствор сульфацела.
Результаты растворимости полимеров в ацетон-кислотном растворе
15 % HCl + 20% (CH
3
)CO, приведенные в таблице 14 дают более низкие результаты, чем в спиртно-кислотном растворе, у КМЦ от 87,5 % до 94,8 %, у
ПАЦ-В от 75,8 % до 86,0 %.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
104
ет изменение проницаемости после разрушения полимеров спирто-кислот- ным раствором Рассматривая полученные зависимости следует отметить факт увеличения проницаемости образца после закачки в образец сульфацелла и обработки спирто-кислотным раствором. Более низкие значения проницаемости получены на образце, обработанным ПАЦ-В и спирто-кислотным раствором. Хотя на участке 1, 2, 3 значения коэффициента восстановления проницаемости значительно более лучшие, чему образцов, обработанных КМЦ и сульфацеллом. Худшие условия вытеснения полимерного раствора из образца керна, в который был закачан раствор, содержащий 2 % -ный КМЦ. Обработка данного образца спирто-кислотным раствором не дала высокого эффекта увеличения проницаемости.
Различная форма зависимостей связана прежде всего со строением порового пространства образца и устойчивостью полимерного раствора к воздействия спирто-кислотного раствора. При разрушении полимерной составляющей в процессе лабораторных опытов была получена следующая последовательность растворения спирто-кислотным раствором полимеров
КМЦ, сульфацелл, ПАЦ-В. Однако при закачке полимерных растворов в образцы данная последовательность оказалась нарушенной и получила вид сульфацелл, ПАЦ-В, КМЦ.
В глинокислотном растворе 10 % HCl + 5% HF + 0,2 С
6
Н
8
О
6
количество растворенного вещества у КМЦ достигает 65,0 %, у ПАЦ-В – 71,0 %, у суль- фацела 95,5 (таблица Проведенная серия экспериментальных работ с растворами полимеров КМЦ, ПАЦ-В, сульфацелл показала, что высокую эффективность при проведении работ по увеличению проницаемости прискважинных зон будут иметь спирто-кислотные обработки раствором 20 % HCl + 3 % ДЭГ в случае, если в составе технологических жидкостей присутствовали полимеры
КМЦ, ПАЦ-В, сульфацел.
Таблица Результаты растворения полимеров в глинокислотном растворе
Тип полимера
Концентрации полимеров в растворе, Кислотная композиция для растворения проб
Количество растворенного вещества
КМЦ
1,0 10 % HCl + 5% HF +
0,2 С
6
Н
8
О
6 65,0
ПАЦ-В
1,0 10 % HCl + 5% HF +
0,2 % С
6
Н
8
О
6 71,0
Сульфацел
1,0 10 % HCl + 5% HF +
0,2 % С
6
Н
8
О
6 95,5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
потери бурового раствора и его поглощение, прихваты инструмента, осыпи стенок скважин, дюнообразование в местах набора зенитного угла. До глубины м разрез скважин сложен переславиванием песчаников, глин и аргиллитов. Бурение осложнено высокими поровыми давлениями в глинистых отложениях и пластовыми давлениями, близкими к гидростатическим. В данном интервале при бурении возможны следующие осложнения, как обвалы пород, поглощения бурового раствора в песчаниках и прихваты бурильного инструмента.
Ачимовская толща находится в нижней части меловой системы до кровли баженовской свиты. Толщина ачимовских отложений составляет 400 м, в которых выделены пять продуктивных пластов. Породы - коллекторы представлены трещинно-поровыми, порово-трещинными коллекторами, при вскрытии которых бурением могут отмечаться газопроявления, поглощения бурового раствора, прихваты инструмента.
При строительстве горизонтальных скважин наблюдается большое количество аварий и значительные затраты времени при бурении скважин составляют простои, на ликвидацию аварий и вспомогательные работы.
Наиболее тяжелые осложнения произошли при бурении горизонтального ствола в скважине № 2124, где при проработке ствола в интервале от
3540 дом произошло заклинивание инструмента, сопровождающееся обильным выносом шлама и ростом давления промывки до 18 МПа. После проработки ствола до глубины 3829 м был проведен подъем инструмента, который происходил с затяжками дот. При проработке ствола на глубине м произошел слом переводника между утяжеленными бурильными трубами (УБТ) и ГУМ-195. После извлечения части оставшейся компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и проработки ствола скважины в ней осталось долото НСМ 214,3, переводник М3-117хМ3-122 и часть УБТ-158 длиной 9,5 м. Затраты времени на ликвидацию аварии составили 53 сут.
При бурении горизонтального ствола скважины № 2092, начиная с глубины ми ниже, наблюдались частичные поглощения бурового раствора. Поглощения бурового раствора происходили как при бурении, таки при спуско-подъёмных операциях и составили от 8 дом. Для ликвидации поглощений в буровой раствор вводился наполнитель микан-40. За время бурения в интервале от 2500 дом, проработки ствола и спуско-подъ-
ёмных операций скважина поглотила 89,0 м раствора и было затрачено
21,1 т наполнителя микан-40. При подъеме инструмента с глубины 3924 м происходили затяжки инструмента дота при подъёме свечи на глубине
3838 м произошел скачок давления до 23 МПа. Бурильный инструмент потерял подвижность, и циркуляцию восстановить не удалось. После отстрела
КНКБ в скважине был установлен цементный мост и забурен новый ствол. Общие потери времени на ликвидацию осложнения составили 31,3 сут ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ачимовская толща находится в нижней части меловой системы до кровли баженовской свиты. Толщина ачимовских отложений составляет 400 м, в которых выделены пять продуктивных пластов. Породы - коллекторы представлены трещинно-поровыми, порово-трещинными коллекторами, при вскрытии которых бурением могут отмечаться газопроявления, поглощения бурового раствора, прихваты инструмента.
При строительстве горизонтальных скважин наблюдается большое количество аварий и значительные затраты времени при бурении скважин составляют простои, на ликвидацию аварий и вспомогательные работы.
Наиболее тяжелые осложнения произошли при бурении горизонтального ствола в скважине № 2124, где при проработке ствола в интервале от
3540 дом произошло заклинивание инструмента, сопровождающееся обильным выносом шлама и ростом давления промывки до 18 МПа. После проработки ствола до глубины 3829 м был проведен подъем инструмента, который происходил с затяжками дот. При проработке ствола на глубине м произошел слом переводника между утяжеленными бурильными трубами (УБТ) и ГУМ-195. После извлечения части оставшейся компоновки низа бурильной колонны (КНБК) и проработки ствола скважины в ней осталось долото НСМ 214,3, переводник М3-117хМ3-122 и часть УБТ-158 длиной 9,5 м. Затраты времени на ликвидацию аварии составили 53 сут.
При бурении горизонтального ствола скважины № 2092, начиная с глубины ми ниже, наблюдались частичные поглощения бурового раствора. Поглощения бурового раствора происходили как при бурении, таки при спуско-подъёмных операциях и составили от 8 дом. Для ликвидации поглощений в буровой раствор вводился наполнитель микан-40. За время бурения в интервале от 2500 дом, проработки ствола и спуско-подъ-
ёмных операций скважина поглотила 89,0 м раствора и было затрачено
21,1 т наполнителя микан-40. При подъеме инструмента с глубины 3924 м происходили затяжки инструмента дота при подъёме свечи на глубине
3838 м произошел скачок давления до 23 МПа. Бурильный инструмент потерял подвижность, и циркуляцию восстановить не удалось. После отстрела
КНКБ в скважине был установлен цементный мост и забурен новый ствол. Общие потери времени на ликвидацию осложнения составили 31,3 сут ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При бурении горизонтального ствола в скважине № 2131 при проработке интервала от 3703 дом произошли потеря давления и падение веса на 2,7 т. После подъёма инструмента был обнаружен слом УБТ-203 по муфтовой части и соединения ГУМ и УБТ-203.
Оставшуюся часть КНБК извлечь из скважины не удалось, был установлен цементный мост и забурен второй ствол с глубины 3665 м. Затраты времени на ликвидацию аварии составили 16,3 сут.
При бурении горизонтального ствола скважины № 2094 в ачимовских отложениях, пласт Ач
3-4
, в интервале от 3979,4 дом происходили поглощения промывочной жидкости при бурении и промывке скважины в объеме м. Для ликвидации поглощения в буровой раствор были введены наполнители 0,5 т миканит целлотон.
При бурении скважины в интервале 4120,7 – 4339,1 м, пласт Ач
5
наблюдалось поглощение бурового раствора, составившее 9 м. Поглощение ликвидировано закачкой 15 м бурового раствора с наполнителями 0,5 т миканит целлотон.
Промысловые исследования и данные геофизических исследований скважин (ГИС) показали, что обвалообразование в интервале ачимовских отложений происходят из-за наличия аномально высоких поровых давлений и относительно низких пластовых давлений. По этим данным установлено, что коэффициент аномальности порового давления в глинистых породах превышает в 1,5 раза коэффициент аномальности пластового давления в ачимовских песчаных пластах. Для ликвидации обвалообразования используют ингибированные или минерализованные буровые растворы, составы которых приведены в таблице Таблица Составы буровых растворов фирмы “Baroid” для бурения горизонтальных стволов в ачимовских отложениях
Название или тип раствора
Состав раствора
Содержание химических реагентов, Минерализация бурового раствора, гл / Polymer
KCl
Barazan D
Dextrid F
PАCL
BАRО-TROL PLUS
Глютаральдегид 24
%
11,00 0,25 0,80 0,40 0,70 0,10 30 – 42
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Оставшуюся часть КНБК извлечь из скважины не удалось, был установлен цементный мост и забурен второй ствол с глубины 3665 м. Затраты времени на ликвидацию аварии составили 16,3 сут.
При бурении горизонтального ствола скважины № 2094 в ачимовских отложениях, пласт Ач
3-4
, в интервале от 3979,4 дом происходили поглощения промывочной жидкости при бурении и промывке скважины в объеме м. Для ликвидации поглощения в буровой раствор были введены наполнители 0,5 т миканит целлотон.
При бурении скважины в интервале 4120,7 – 4339,1 м, пласт Ач
5
наблюдалось поглощение бурового раствора, составившее 9 м. Поглощение ликвидировано закачкой 15 м бурового раствора с наполнителями 0,5 т миканит целлотон.
Промысловые исследования и данные геофизических исследований скважин (ГИС) показали, что обвалообразование в интервале ачимовских отложений происходят из-за наличия аномально высоких поровых давлений и относительно низких пластовых давлений. По этим данным установлено, что коэффициент аномальности порового давления в глинистых породах превышает в 1,5 раза коэффициент аномальности пластового давления в ачимовских песчаных пластах. Для ликвидации обвалообразования используют ингибированные или минерализованные буровые растворы, составы которых приведены в таблице Таблица Составы буровых растворов фирмы “Baroid” для бурения горизонтальных стволов в ачимовских отложениях
Название или тип раствора
Состав раствора
Содержание химических реагентов, Минерализация бурового раствора, гл / Polymer
KCl
Barazan D
Dextrid F
PАCL
BАRО-TROL PLUS
Глютаральдегид 24
%
11,00 0,25 0,80 0,40 0,70 0,10 30 – 42
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Название или тип раствора
Состав раствора
Содержание химических реагентов, Минерализация бурового раствора, г/л
КCl / Boremax
KCl
Bentonite
Barazan D
Dextrid E
PACL
BARO – TROL
PLUS
GLAYGRABBER
POLYAC PLUS
Глютаральдегид
11,00 3,00 0,18 0,40 0,20 0,20 0,12 0,50 0,10 30 - Осложнения, связанные с поглощением бурового раствора, в ачимов- ских отложениях характерны для зон распространения трещинно-поровых коллекторов и происходят при бурении скважин в процессе бурения, промывки ствола и при спуско-подъёмных работах. Объёмы потерь бурового раствора могут изменяться в широких пределах от 600 дом и зависят от продолжительности строительства скважин (рисунок 11). Интенсивные поглощения бурового раствора трещинно-поровым коллектором в горизонтальном стволе скважины № 2094 в интервале от 3479,3 дом пласт
Ач
3-4
и интервале от 4162,1 дом пласт Ач
5
связаны с высокой трещиноватостью коллектора, что обеспечивает их высокие фильтрационные характеристики (таблица Закачка кольматирующего состава в трещинно-поровый коллектор, содержащего микан-40 и целлотон, не обеспечивает сохранение его фильтрационных характеристик, так как микан-40 является продуктом дробления слюды мусковита и после проникновения в трещины коллектора извлечь или растворить его при кислотной обработке не представляется возможным.
Для ликвидации поглощений, при бурении скважин на Уренгойском, Песцовом месторождениях, кроме кольматантов на базе карбоната кальция и микан-40 используют специальные наполнители для буровых растворов серии К, представляющие порошкообразные смеси, которые являются природными полисахаридами и лигноцеллюлозными компонентами по фракционному составу изменяющиеся от 1 до 10 мм.
На Тальниковом месторождении для ликвидации поглощений в трещинных коллекторах юрских отложений и коре выветривания фундамента закачивают глинистый раствори цементную массу на глинистой основе с добавлением кольматантов, что повышает прочность ствола и позволяет проводить цементирование без потери циркуляции.
Окончание табл. 11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Состав раствора
Содержание химических реагентов, Минерализация бурового раствора, г/л
КCl / Boremax
KCl
Bentonite
Barazan D
Dextrid E
PACL
BARO – TROL
PLUS
GLAYGRABBER
POLYAC PLUS
Глютаральдегид
11,00 3,00 0,18 0,40 0,20 0,20 0,12 0,50 0,10 30 - Осложнения, связанные с поглощением бурового раствора, в ачимов- ских отложениях характерны для зон распространения трещинно-поровых коллекторов и происходят при бурении скважин в процессе бурения, промывки ствола и при спуско-подъёмных работах. Объёмы потерь бурового раствора могут изменяться в широких пределах от 600 дом и зависят от продолжительности строительства скважин (рисунок 11). Интенсивные поглощения бурового раствора трещинно-поровым коллектором в горизонтальном стволе скважины № 2094 в интервале от 3479,3 дом пласт
Ач
3-4
и интервале от 4162,1 дом пласт Ач
5
связаны с высокой трещиноватостью коллектора, что обеспечивает их высокие фильтрационные характеристики (таблица Закачка кольматирующего состава в трещинно-поровый коллектор, содержащего микан-40 и целлотон, не обеспечивает сохранение его фильтрационных характеристик, так как микан-40 является продуктом дробления слюды мусковита и после проникновения в трещины коллектора извлечь или растворить его при кислотной обработке не представляется возможным.
Для ликвидации поглощений, при бурении скважин на Уренгойском, Песцовом месторождениях, кроме кольматантов на базе карбоната кальция и микан-40 используют специальные наполнители для буровых растворов серии К, представляющие порошкообразные смеси, которые являются природными полисахаридами и лигноцеллюлозными компонентами по фракционному составу изменяющиеся от 1 до 10 мм.
На Тальниковом месторождении для ликвидации поглощений в трещинных коллекторах юрских отложений и коре выветривания фундамента закачивают глинистый раствори цементную массу на глинистой основе с добавлением кольматантов, что повышает прочность ствола и позволяет проводить цементирование без потери циркуляции.
Окончание табл. 11
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Результаты анализа бурения под хвостовик скважины Уренгойского месторождения Интерв ал бурения
,
м
Пласт
Вид работ Нагрузка надо лото ,тПарамет ры работы насоса Плотность раств о- ра
,
кг
/м
3
Об ъём поглощения бурового раствора ,м3Об ъём закачки ко льм ат и- рующег о
со став а,
м
3
Со став ко льм ат и- рующей жидкости производительность ,лс давление МПа 3
4 5
6 7
8 9
10 3979,34-3991,60
Ач
3-4
Бурение
12-14 24 17,0-18,0 1770 Бурение 24 17,0-18,0 1770 10,0
-
-
4004,10 -4006,55
Бурение
Про мывк а 1
21-25 10-15 14,5-16,0 7,0-10,0 1750 1750 12,3 1,4
--
4040,70-4055,30
Бурение
Про мывк а
Про мывк а
Зак ач ка ко льм ат ант а 24 23 17-23 15,0-16,0 5,0-14,5 6,0-14,5 1760 1760 1760 20,0 14,0 8,0 5,0
Б
.р
. + 0,5 т мик анат коль- мат ант а
4055,30-4099,40
Бурение
2-18 24 14,0-16,0 1770
пог лощений нет
--
4120,70-4162,10
Ач
5
Бурение
2-5 23-24 15,0-17,0 1750-
1770
пог лощений нет
--
4162,10-4163,10
Бурение
Зак ач ка ко льм ат ант а
Про мывк а 4
9-13 14,5-15,0 5,0-7,0 1770 1770 2,0 1,0 5,0
Б
.р
. + 0,5 т мик анат коль- мат ант а ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
,
м
Пласт
Вид работ Нагрузка надо лото ,тПарамет ры работы насоса Плотность раств о- ра
,
кг
/м
3
Об ъём поглощения бурового раствора ,м3Об ъём закачки ко льм ат и- рующег о
со став а,
м
3
Со став ко льм ат и- рующей жидкости производительность ,лс давление МПа 3
4 5
6 7
8 9
10 3979,34-3991,60
Ач
3-4
Бурение
12-14 24 17,0-18,0 1770 Бурение 24 17,0-18,0 1770 10,0
-
-
4004,10 -4006,55
Бурение
Про мывк а 1
21-25 10-15 14,5-16,0 7,0-10,0 1750 1750 12,3 1,4
--
4040,70-4055,30
Бурение
Про мывк а
Про мывк а
Зак ач ка ко льм ат ант а 24 23 17-23 15,0-16,0 5,0-14,5 6,0-14,5 1760 1760 1760 20,0 14,0 8,0 5,0
Б
.р
. + 0,5 т мик анат коль- мат ант а
4055,30-4099,40
Бурение
2-18 24 14,0-16,0 1770
пог лощений нет
--
4120,70-4162,10
Ач
5
Бурение
2-5 23-24 15,0-17,0 1750-
1770
пог лощений нет
--
4162,10-4163,10
Бурение
Зак ач ка ко льм ат ант а
Про мывк а 4
9-13 14,5-15,0 5,0-7,0 1770 1770 2,0 1,0 5,0
Б
.р
. + 0,5 т мик анат коль- мат ант а ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл 4163,10-4219,40
Ач
5
Бурение
Про мывк а
Зак ач ка коль- мат ант а
Про мывк а
Зак ач ка ко льм ат ант а 23-24 10-20 10-25 5,5-12,0 5,5-12,0 5,0-18,0 1770 1770 1770 2,0 2,0 2,0 5,0 5,0
Б
.р
. + 0,5 т мик анат коль- мат ант а
4219,40-4339,10
Бурение
2-3 21-23 14,0-16,0 1770
пог лоще
- ний нет ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ач
5
Бурение
Про мывк а
Зак ач ка коль- мат ант а
Про мывк а
Зак ач ка ко льм ат ант а 23-24 10-20 10-25 5,5-12,0 5,5-12,0 5,0-18,0 1770 1770 1770 2,0 2,0 2,0 5,0 5,0
Б
.р
. + 0,5 т мик анат коль- мат ант а
4219,40-4339,10
Бурение
2-3 21-23 14,0-16,0 1770
пог лоще
- ний нет ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Рисунок 11 - Динамика изменения потерь бурового раствора при строительстве горизонтальных скважин Уренгойского месторождения
Таким образом, при строительстве скважин, вскрывающих трещинно- поровые коллекторы, значительное количество осложнений связано с трещиноватостью коллектора. Для снижения количества осложнений в процессе бурения скважин необходимо проводить комплексы геофизических, петрофизических исследований по выявлению зон трещиноватости враз- резах скважин, что повышает качество бурения, цементирования скважин и сокращает время на строительство скважин.
Условия вскрытия венд-рифейских отложений при бурении скважин
Геологический разрез, физико-механические свойства горных пород месторождений Восточной Сибири определяют осложнения, которые возникают при бурении и испытании скважин.
Породы-коллекторы представлены песчаниками, алевролитами, известняками, доломитами, ангидритами, в которых наблюдаются вертикальные открытые и залеченные трещины шириной более 1 мм и каверны размером от 1 до 10 мм, с проницаемостью от 3 · 10
-3
до 10 · 10
-3
мкм, пористостью от 6,0 % до 8,0 %, венд-рифейского возраста и галогено-карбонатными отложениями нижнего кембрия. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями венд-рифея и нижнего кембрия.
По геолого-техническим условиям бурения разрез большинства месторождений Восточной Сибири делится натри несовместимых комплекса- надсолевой комплекс (карбонатно-терригенные породы ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таким образом, при строительстве скважин, вскрывающих трещинно- поровые коллекторы, значительное количество осложнений связано с трещиноватостью коллектора. Для снижения количества осложнений в процессе бурения скважин необходимо проводить комплексы геофизических, петрофизических исследований по выявлению зон трещиноватости враз- резах скважин, что повышает качество бурения, цементирования скважин и сокращает время на строительство скважин.
Условия вскрытия венд-рифейских отложений при бурении скважин
Геологический разрез, физико-механические свойства горных пород месторождений Восточной Сибири определяют осложнения, которые возникают при бурении и испытании скважин.
Породы-коллекторы представлены песчаниками, алевролитами, известняками, доломитами, ангидритами, в которых наблюдаются вертикальные открытые и залеченные трещины шириной более 1 мм и каверны размером от 1 до 10 мм, с проницаемостью от 3 · 10
-3
до 10 · 10
-3
мкм, пористостью от 6,0 % до 8,0 %, венд-рифейского возраста и галогено-карбонатными отложениями нижнего кембрия. Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями венд-рифея и нижнего кембрия.
По геолого-техническим условиям бурения разрез большинства месторождений Восточной Сибири делится натри несовместимых комплекса- надсолевой комплекс (карбонатно-терригенные породы ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
65
- солевой комплекс (галогено-карбонатные породы- подсолевой комплекс (терригенные, сульфатно-карбонатные породы).
Надсолевой комплекс на глубине от 500 дом представлен слабосцементированными породами суглинками, глинами, песчаниками, мергелями, склонными к обвалообразованиям. Пластовое давление ниже гидростатического от 25 % дои повышается до гидростатического.
Солевой комплекс представлен галогено-карбонатными породами с различной засоленностью и пластами каменной соли. В большей части разреза- это прослои каменной соли с прослоями доломитов, ангидритов и известняков. На некоторых месторождениях вскрыты линзы рассолов рапы с аномальными давлениями.
Подсолевой комплекс представлен сульфатно-карбонатными породами
(доломитами, глинистыми доломитами, ангидрито-доломитами), терригенными породами (песчаниками, алевролитами).
При вскрытии данных комплексов общим для всех конструкций скважин является перекрытие кондуктором диаметром 426 мм или 324 мм над- солевого комплекса и неустойчивых четвертичных отложений, представленных терригенно-карбонатными породами с низким градиентом пластового давления и низким градиентом разрыва, поэтому они являются зоной интенсивного поглощения бурового раствора. Промежуточными колоннами перекрывают соленосные толщи перед вскрытием подсолевого комплекса, где находятся основные продуктивные пласты. Пластовые давления в пластах солевого комплекса, ангарской, тулайской, бельской свит приближаются к гидростатическому. В связи с отмеченными в этом комплексе интенсивными поглощениями происходит полная потеря циркуляции при значительном снижении уровня раствора в скважине.
Поскольку в отложениях нижнебельской свиты возможны залежи газа и рапопроявления, то крепление солевого комплекса осуществляют двумя промежуточными колоннами колонной диаметром 324 мм и хвостовиком диаметром 245 мм. Глубина спуска последнего определяется расположением рапоносного горизонта. В связи стем, что в усольской свите отмечаются аномальные давления, то большое значение в данных условиях имеют технологические мероприятия по ликвидации нефтегазопроявлений различными методами, а также принятие предупредительных мер при вскрытии горизонтов с аномальным давлением. Эксплуатационная колонна диаметром мм спускается до кровли отложений рифея, так как пластовые давления в нем ниже гидростатического, а продуктивные пласты перекрываются хвостовиком диаметром 114, 127 мм. Основным видом осложнений при бурении скважин является поглощение промывочной жидкости, поэтому стратегия бурения должна предусматривать предупреждение этого вида осложнений ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Основной проблемой ликвидации поглощений бурового раствора является превышение давления столба бурового раствора над пластовым давлением. Зависимость величины репрессий на продуктивные пласты при вскрытии их поисково-разведочными скважинами на месторождениях Восточной Сибири от пластового давления приведена на рисунке 12. Рисунок 12 - Зависимость репрессии Р при вскрытии объектов от пластового давления Рпл
1 – отложения рифея y = -1,4125x + 44,94, R
2
= 0,5408;
2 – отложения венда y = 0,8731x - 10,083, R
2
= С учетом геологического строения и возможных осложнений в соответствии с Правилами [ 27 ] репрессии при вскрытии пластов дом составляют 1,5 МПа, а при глубинах залегания на глубинах дом репрессия при вскрытии пласта не должна превышать 3,0 МПа.
Вскрытие венд-рифейских отложений производилось на минерализованных полимерных и биополимерных растворах плотностью от 1270 до
1560 кг/м
3
При бурении скважин на венд-рифейские отложения в интервале от 0 дом используют глинистые, полимерглинистые растворы с плотностью от 1100 до 1200 кг/м
3
, вязкостью от 40 до 60 с, водоотдачей до 8 см мин или рассолы с плотностью 1200 кг/м
3
, вязкостью 23 с. При бурении под кондуктор в интервале от 300 дом используют минерализованные поли- мерглинистые растворы с плотностью от 1180 до 1200 кг/м
3
, вязкостью от
25 до 55 с, водоотдачей от 5 до 8 см мин. Для бурения под техническую колонну применяют вязкие минерализованные полимерные растворы с плотностью от 1200 до 1580 кг/м
3
, вязкостью от 30 до 50 с, водоотдачей от 5 до 8 см мин. Вскрытие продуктивных пластов проводят на вязких минерализованных полимерных и минерализованных полимерглинистых растворах плотностью от 1300 до 1500 кг/м
3
. В качестве утяжелителей используется барит, при необходимости применяется инертный наполнитель. Для изоляции зон поглощения применяются наполнители – опил, резиновая
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
1 – отложения рифея y = -1,4125x + 44,94, R
2
= 0,5408;
2 – отложения венда y = 0,8731x - 10,083, R
2
= С учетом геологического строения и возможных осложнений в соответствии с Правилами [ 27 ] репрессии при вскрытии пластов дом составляют 1,5 МПа, а при глубинах залегания на глубинах дом репрессия при вскрытии пласта не должна превышать 3,0 МПа.
Вскрытие венд-рифейских отложений производилось на минерализованных полимерных и биополимерных растворах плотностью от 1270 до
1560 кг/м
3
При бурении скважин на венд-рифейские отложения в интервале от 0 дом используют глинистые, полимерглинистые растворы с плотностью от 1100 до 1200 кг/м
3
, вязкостью от 40 до 60 с, водоотдачей до 8 см мин или рассолы с плотностью 1200 кг/м
3
, вязкостью 23 с. При бурении под кондуктор в интервале от 300 дом используют минерализованные поли- мерглинистые растворы с плотностью от 1180 до 1200 кг/м
3
, вязкостью от
25 до 55 с, водоотдачей от 5 до 8 см мин. Для бурения под техническую колонну применяют вязкие минерализованные полимерные растворы с плотностью от 1200 до 1580 кг/м
3
, вязкостью от 30 до 50 с, водоотдачей от 5 до 8 см мин. Вскрытие продуктивных пластов проводят на вязких минерализованных полимерных и минерализованных полимерглинистых растворах плотностью от 1300 до 1500 кг/м
3
. В качестве утяжелителей используется барит, при необходимости применяется инертный наполнитель. Для изоляции зон поглощения применяются наполнители – опил, резиновая
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
крошка, асбест, при прихвате инструмента устанавливались водяные и со- ляро-смадовые ванны. Для профилактики поглощений применяется метод кольматации стенок скважины и их опрессовка пробным давлением. Основные параметры растворов для бурения скважин на венд-рифейские отложения приведены в таблице Таблица Основные параметры буровых растворов для вскрытия пластов в венд- рифейских отложениях
Интервал бурения,
м
Про- дук- тив- ные отложения Тип промывочной жидкости
Параметры промывочной жидкости плот- ность,
кг/м
3
услов- ная вяз- кость,
с водо- отда- ча,
см
3
/30 мин
СНС, дПа рН
2550-за- бой венд- рифей
Минерализо- ванный полимерный раствор 40-60 5
15/20 Минерализованный полимергли- нистый раствор 30-40 3-5 1/3 8,0-9,0 забой Полимергли- нистый раствор 25-30 8
25/35 7,0-8,0
Полимергли- нистый раствор 60-65 4-6 25/38 При рассмотрении результатов, приведенных на графиках рисунке 12, установлено, что практически во всех отложениях, вскрываемых при бурении скважин, отмечается значительное превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением. Величина этого превышения может изменяться в широких пределах независимо от глубины залегания продуктивных пластов.
Если продуктивные отложения нижнекембрийского возраста залегают на глубинах от 1240 дом, то они должны вскрываться на репрессии не более 1,5 МПа, а фактически изменение репрессий составляет от 2,5 до
8,0 МПа. Ещё более высокие репрессии, превышающие рекомендуемые в
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Интервал бурения,
м
Про- дук- тив- ные отложения Тип промывочной жидкости
Параметры промывочной жидкости плот- ность,
кг/м
3
услов- ная вяз- кость,
с водо- отда- ча,
см
3
/30 мин
СНС, дПа рН
2550-за- бой венд- рифей
Минерализо- ванный полимерный раствор 40-60 5
15/20 Минерализованный полимергли- нистый раствор 30-40 3-5 1/3 8,0-9,0 забой Полимергли- нистый раствор 25-30 8
25/35 7,0-8,0
Полимергли- нистый раствор 60-65 4-6 25/38 При рассмотрении результатов, приведенных на графиках рисунке 12, установлено, что практически во всех отложениях, вскрываемых при бурении скважин, отмечается значительное превышение гидростатического давления столба бурового раствора над пластовым давлением. Величина этого превышения может изменяться в широких пределах независимо от глубины залегания продуктивных пластов.
Если продуктивные отложения нижнекембрийского возраста залегают на глубинах от 1240 дом, то они должны вскрываться на репрессии не более 1,5 МПа, а фактически изменение репрессий составляет от 2,5 до
8,0 МПа. Ещё более высокие репрессии, превышающие рекомендуемые в
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
68 3 МПа для глубин скважин болеем, прикладываются к пластам, залегающим на глубинах от 2200 дом. Продуктивные объекты венда, как правило, вскрываются на репрессиях от 2,5 до 12,0 МПа, а более глубоко залегающие объекты рифея вскрываются на репрессиях от 2,0 до 15,0 МПа (см. рисунок Такие высокие величины репрессий при вскрытии продуктивных пластов приводят к поглощению водных минерализованных полимерглинистых растворов продуктивными пластами, что в дальнейшем не дает возможности определить их нефтегазонасыщенность поданным геофизических исследований скважина при проведении испытаний эти объекты характеризуются как сухие, или из них получают фильтрат бурового раствора. Проблемы ликвидации поглощений при бурении скважин
В процессе бурения скважин при встрече зоны поглощений используются традиционные методы борьбы с поглощениями: постановка цементных мостов, применение наполнителей – опилок, стружки, резиновой крошки, закачка вязкоупругих паст. Однако не всегда эти методы эффективны при ликвидации поглощений бурового раствора, что связано с трудностью установления интервала поглощения. Особые затруднения возникают при наличии в разрезе скважины вертикальной трещиноватости. К способам борьбы с поглощениями бурового раствора относятся- бурение с замедленной и форсированной циркуляцией- задавка быстросхватывающей пасты при герметизированном устье- выдерживание цементной пасты в стволе скважины перед задавкой ее в пласт- учет температуры окружающей среды по мере приближения тампонажной смеси к пласту- расчет объема пасты в зависимости от объема трещины и др.
Шевченко ИК, Черкасов Н.П. предложили оценивать поглощающие по его интенсивности с учетом перепада давления Р, где происходили поглощения с интенсивностью Q. Коэффициент поглощения Кв этом случае определяется по формуле:
Q
К
Р
=
∆
, (где К - коэффициент поглощения, м
3
/с·МПа;
Q
- интенсивность поглощения, мс - перепад давления, МПа ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Исследованиями АС. Кувыкина установлено, что при больших расходах наблюдаются отклонения от ламинарного течения жидкости в пористой среде. Это явление названо инерционным эффектом в системе скважина- пласт. В результате уравнение течения жидкости в системе скважина-пласт имеет вид (где
P
∆
- перепад давления, МПа - расход жидкости, мс ив- коэффициенты, зависящие от свойств пласта и жидкости, геометрических размеров пласта и скважины.
Коэффициент в в зависимости от соотношений между местными сопротивлениями и инерционным эффектом может иметь значения положительные, отрицательные или нуль. Это соотношение зависит от типа пласта в 0
>
, пласт гранулярный, пористо-кавернозный, или раздробленный на большое количество блоков системой многочисленных трещин в 0
<
, пласт представлен единичными вертикальными трещинами в 0
=
, пласт трещинно-кавернозный или трещинно-поровый.
Уравнение (36) позволяет оценить размеры поглощающих и водопрояв- ляющих интервалов пластов в скважине.
Большое разнообразие горнотехнических условий при строительстве скважин требует разработки и применения различных методов для борьбы с поглощениями бурового раствора [ 28 Большинство поглощений промывочной жидкости ликвидируется путем добавки в них наполнителей, в качестве которых могут использоваться волокнистые, гранулированные жесткие и упругие или чешуйчатые материалы, а также разбухающие химические реагенты.
Большинство наполнителей, закачиваемых в составе тампонажных смесей, позволяет закупорить трещины размером не болеем, а в виде тампонов или при намыве дом. Волокнистые наполнители применяют при ликвидации всех видов поглощений при их размере 1/2 диаметра поглощающего канала, нов первую очередь, в крупнопористых и трещиноватых породах с размером каналов дом. Гранулированные жесткие наполнители применяются при ликвидации всех видов поглощений, при этом их размеры должны быть в 3 раза меньше поглощающих каналов. Гранулированные упругие наполнители по своей закупоривающей способности занимают промежуточное положение между волокнистыми и гранулированными жесткими, при этом соотношение к гранулированным жестким составляет от 2:1 до 3:1. Чешуйчатые наполнители применяются при
P
∆
- перепад давления, МПа - расход жидкости, мс ив- коэффициенты, зависящие от свойств пласта и жидкости, геометрических размеров пласта и скважины.
Коэффициент в в зависимости от соотношений между местными сопротивлениями и инерционным эффектом может иметь значения положительные, отрицательные или нуль. Это соотношение зависит от типа пласта в 0
>
, пласт гранулярный, пористо-кавернозный, или раздробленный на большое количество блоков системой многочисленных трещин в 0
<
, пласт представлен единичными вертикальными трещинами в 0
=
, пласт трещинно-кавернозный или трещинно-поровый.
Уравнение (36) позволяет оценить размеры поглощающих и водопрояв- ляющих интервалов пластов в скважине.
Большое разнообразие горнотехнических условий при строительстве скважин требует разработки и применения различных методов для борьбы с поглощениями бурового раствора [ 28 Большинство поглощений промывочной жидкости ликвидируется путем добавки в них наполнителей, в качестве которых могут использоваться волокнистые, гранулированные жесткие и упругие или чешуйчатые материалы, а также разбухающие химические реагенты.
Большинство наполнителей, закачиваемых в составе тампонажных смесей, позволяет закупорить трещины размером не болеем, а в виде тампонов или при намыве дом. Волокнистые наполнители применяют при ликвидации всех видов поглощений при их размере 1/2 диаметра поглощающего канала, нов первую очередь, в крупнопористых и трещиноватых породах с размером каналов дом. Гранулированные жесткие наполнители применяются при ликвидации всех видов поглощений, при этом их размеры должны быть в 3 раза меньше поглощающих каналов. Гранулированные упругие наполнители по своей закупоривающей способности занимают промежуточное положение между волокнистыми и гранулированными жесткими, при этом соотношение к гранулированным жестким составляет от 2:1 до 3:1. Чешуйчатые наполнители применяются при
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
ликвидации поглощений с размером каналов в породах от 2·10
-3
дом, при этом эффект закупорки выше при их сочетании с волокнистыми игра- нулированными наполнителями.
При полном поглощении уровень жидкости находится чаще всего в
60-150 мот устья, и сначала вводится крупный гранулированный наполнитель, затем волокнистый и чешуйчатый. При катастрофическом поглощении уровень жидкости находится чаще всего в 150-300 мот устья ив первую очередь, производится намыв через воронку на устье крупного гранулированного наполнителя при наличии информации о размерах каналов до снижения интенсивности на 30 % и более.
На месторождениях Оренбургской области одним из методов снижения проницаемости пород является гидроакустическая обработка стенок скважины в процессе ее бурения.
Метод основан на использовании двух пересекающихся под углом о высокоскоростных струй бурового раствора, вытекающих из насадки под углом о, которые генерируют акустическое поле в окружающей жидкости с частотой колебания до 17 кГц. Пересекающиеся под углом о высокоскоростные струи бурового раствора способствуют закупорке твердыми частицами пори трещин пласта, создавая низкопроницаемый экран в стенке скважины.
При бурении скважины метод гидроакустической обработки применяется для предупреждения поглощений в процессе проводки скважин. На
Чеканском месторождении при бурении скважины 231 в интервале 1449–
1456 м произошла потеря циркуляции промывочной жидкости, которая была восстановлена после четырехкратной обработки интервала поглощения. Интервалы поглощения бурового раствора обычно связаны с зонами субвер- тикальной трещиноватости, которые представляют собой трещины раскрытостью до 20 мм. Участками эти трещины могут быть закрыты, растворимыми вводе солями. При вскрытии таких интервалов в скважине залеченные трещины могут раскрыться по всей высоте или частично. В данном случае стандартные методы ликвидации поглощений могут не дать положительных результатов. Наиболее уместным для ликвидации такого поглощения является тампонирование его смесями с высокой концентрацией различных фракций наполнителя.
В условиях поглощения бурового раствора происходит снижение качества геофизической информации о нефтегазонасыщенности пласта, который может быть отнесен к водонасыщенному после ликвидации поглощения. В процессе бурения скважины 653 Белейкинской площади в интервале
2910–3174 м предполагалось наличие зон поглощения, хотя при забое скважины м в буровом растворе были обнаружены признаки нефти. После
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
-3
дом, при этом эффект закупорки выше при их сочетании с волокнистыми игра- нулированными наполнителями.
При полном поглощении уровень жидкости находится чаще всего в
60-150 мот устья, и сначала вводится крупный гранулированный наполнитель, затем волокнистый и чешуйчатый. При катастрофическом поглощении уровень жидкости находится чаще всего в 150-300 мот устья ив первую очередь, производится намыв через воронку на устье крупного гранулированного наполнителя при наличии информации о размерах каналов до снижения интенсивности на 30 % и более.
На месторождениях Оренбургской области одним из методов снижения проницаемости пород является гидроакустическая обработка стенок скважины в процессе ее бурения.
Метод основан на использовании двух пересекающихся под углом о высокоскоростных струй бурового раствора, вытекающих из насадки под углом о, которые генерируют акустическое поле в окружающей жидкости с частотой колебания до 17 кГц. Пересекающиеся под углом о высокоскоростные струи бурового раствора способствуют закупорке твердыми частицами пори трещин пласта, создавая низкопроницаемый экран в стенке скважины.
При бурении скважины метод гидроакустической обработки применяется для предупреждения поглощений в процессе проводки скважин. На
Чеканском месторождении при бурении скважины 231 в интервале 1449–
1456 м произошла потеря циркуляции промывочной жидкости, которая была восстановлена после четырехкратной обработки интервала поглощения. Интервалы поглощения бурового раствора обычно связаны с зонами субвер- тикальной трещиноватости, которые представляют собой трещины раскрытостью до 20 мм. Участками эти трещины могут быть закрыты, растворимыми вводе солями. При вскрытии таких интервалов в скважине залеченные трещины могут раскрыться по всей высоте или частично. В данном случае стандартные методы ликвидации поглощений могут не дать положительных результатов. Наиболее уместным для ликвидации такого поглощения является тампонирование его смесями с высокой концентрацией различных фракций наполнителя.
В условиях поглощения бурового раствора происходит снижение качества геофизической информации о нефтегазонасыщенности пласта, который может быть отнесен к водонасыщенному после ликвидации поглощения. В процессе бурения скважины 653 Белейкинской площади в интервале
2910–3174 м предполагалось наличие зон поглощения, хотя при забое скважины м в буровом растворе были обнаружены признаки нефти. После
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
остановки бурения скважины поданным геофизических исследований были установлены нефтегазонасыщенные пласты.
Гидроакустическая обработка стенок скважины позволяет ликвидировать поглощения бурового раствора, прихваты бурового инструмента в результате обвалов горных породи восстановить циркуляцию бурового раствора до 90 При бурении скважин на месторождениях Восточной Сибири поглощения связаны главным образом с вертикальной трещиноватостью пород. В некоторых скважинах вертикальные трещины достигают 100 м, которые при повышении репрессии раскрываются, а при снижении репрессии смыкаются. Кроме этого зоны поглощения могут быть приурочены к зонам разрыва, выщелачивания породи контакта кровли и подошвы интрузии с осадочными породами. Для ликвидации поглощений в этом случае используются методы тампонирования смесями с высокой концентрацией наполнителей и глубокая управляемая кольматация гидроимпульсной технологии. Таким образом, при ликвидации поглощения необходимо использовать методы, которые позволяют ликвидировать поглощения бурового раствора, но при освоении скважины дают возможность получить из поглощающих интервалов промышленные притоки углеводородов.
Кольматанты для ликвидации
поглощений бурового раствора
Кислоторастворимые кольматанты
Кольматант кислоторастворимый представляет собой порошкообразный продукт различного фракционного состава, получаемый из природного известняка. Характеризуется высоким содержанием основного минерала
СаСО
3
и контролируемым гранулометрическим составом. Он предназначен для применения в любых типах буровых растворах на водной основе, быстро и эффективно создает непроницаемый барьер в виде плотной и тонкой внешней фильтрационной корки, препятствующей проникновению в пласт загрязнителей, таких как выбуренная порода, твердая фаза и дисперсионная среда бурового раствора. Формирование внешней плотной слабопроницаемой корки обеспечивает сохранность от загрязнений ПЗП, как при первичном вскрытии, таки при глушении и консервации. Кроме того использование карбонатного кольматанта позволяет сократить объемы поглощения бурового раствора (включая поглощения отфильтровывания, атак же минимизировать вероятность возникновения дифференциальных прихватов особенно при бурении высокопроницаемых пластов и пластов с аномально низкими пластовыми давлениями.
Выпускается НРЦ «Велес» следующих марок ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Гидроакустическая обработка стенок скважины позволяет ликвидировать поглощения бурового раствора, прихваты бурового инструмента в результате обвалов горных породи восстановить циркуляцию бурового раствора до 90 При бурении скважин на месторождениях Восточной Сибири поглощения связаны главным образом с вертикальной трещиноватостью пород. В некоторых скважинах вертикальные трещины достигают 100 м, которые при повышении репрессии раскрываются, а при снижении репрессии смыкаются. Кроме этого зоны поглощения могут быть приурочены к зонам разрыва, выщелачивания породи контакта кровли и подошвы интрузии с осадочными породами. Для ликвидации поглощений в этом случае используются методы тампонирования смесями с высокой концентрацией наполнителей и глубокая управляемая кольматация гидроимпульсной технологии. Таким образом, при ликвидации поглощения необходимо использовать методы, которые позволяют ликвидировать поглощения бурового раствора, но при освоении скважины дают возможность получить из поглощающих интервалов промышленные притоки углеводородов.
Кольматанты для ликвидации
поглощений бурового раствора
Кислоторастворимые кольматанты
Кольматант кислоторастворимый представляет собой порошкообразный продукт различного фракционного состава, получаемый из природного известняка. Характеризуется высоким содержанием основного минерала
СаСО
3
и контролируемым гранулометрическим составом. Он предназначен для применения в любых типах буровых растворах на водной основе, быстро и эффективно создает непроницаемый барьер в виде плотной и тонкой внешней фильтрационной корки, препятствующей проникновению в пласт загрязнителей, таких как выбуренная порода, твердая фаза и дисперсионная среда бурового раствора. Формирование внешней плотной слабопроницаемой корки обеспечивает сохранность от загрязнений ПЗП, как при первичном вскрытии, таки при глушении и консервации. Кроме того использование карбонатного кольматанта позволяет сократить объемы поглощения бурового раствора (включая поглощения отфильтровывания, атак же минимизировать вероятность возникновения дифференциальных прихватов особенно при бурении высокопроницаемых пластов и пластов с аномально низкими пластовыми давлениями.
Выпускается НРЦ «Велес» следующих марок ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
72
- карбонат (d5);
- карбонат (d20);
- карбонат (d50);
- карбонат (Средний размер частиц изменяется в зависимости от марки кольматан- та от 5 до 150 мкм.
Микромрамор – природный неорганический наполнитель-кольматант, получаемый посредством измельчения природного мрамора. Предназначен для создания непроницаемых фильтрационных корок, которые изолируют поровые каналы, обеспечивая защиту продуктивных коллекторов от загрязнения при бурении, вскрытии пластов, глушении и консервации скважин.
Кольматант эффективно формирует гидроизолирующие экраны низкой проницаемости, обеспечивающие минимальное загрязнение продуктивных пластов. Удаление изолирующих экранов не вызывает затруднений, так как практически они без остатка растворяются в соляной кислоте. Выпускается ЗАО «Коелгамрамор» г. Челябинск различных марок КМ б, КМ б, КМ 5б.
Мрамор молотый для буровых растворов- карболюкс 75;
- карболюкс 100;
- карболюкс 160;
- карболюкс применяют в качестве наполнителя-кольматанта для буровых растворов при бурении нефтяных и газовых скважин. Фракционный состав частиц позволяет удовлетворять все требования при производстве буровых работ. Средние размеры частиц изменяются от 25 до 110 мкм. Выпускаются Русской сырьевой компанией г. Москва.
Кольматанты серии Юнион ЦФ
Кольматанты серии Юнион ЦФ относятся к группе кольматантов, разработанных для обработки буровых растворов при устранении проблем, связанных с бурением в условиях поглощения, для ликвидации потерь бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов. Среди кольматантов Юнион
ЦФ выпускаются реагенты следующих марок- Юнион ЦФ-1;
- Юнион ЦФГ,
представляющие полидисперсные композиционные составы на основе природных материалов, включающие в себя лигноцеллюлозные комплексы, водонабухающие природные и синтетические полимеры и специальные неорганические добавки.
Кольматанты серии Юнион ЦФ в буровых растворах способствуют ускоренной глинизации поровых и трещинных коллекторов средней и низкой проницаемости в условиях низких пластовых давлений ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Применение реагентов-наполнителей возможно при капитальном ремонте скважин для временного блокирования высокопроницаемых пластов.
Чешуйчатые кольматанты
Целлофановая стружка выпускается с размерами толщинам ширина 2-10·10
-3
м длина дом плотность - 1150 кг/м
3
. Является отходом предприятий по производству синтетических и полимерных волокон.
Слюда флогопит для буровых растворов выпускается с размером частиц СФБ-10 дом СФБ-20 дом СФБ-30 дом плотность
2800-3200 кг/м
3
. Является отходом обогатительных комбинатов и предприятий по производству слюды.
Вермикулит выпускается по ГОСТ 12865-67 в виде крупнозернистых частиц насыпной массой 250 кг/м
3
, истинной плотностью 2300 кг/м
3
. При ликвидации поглощений в исходный стабилизированный раствор с вязкостью с добавляется нефть и вермикулит в соотношении (4-5): 1, перемешивается ч и вводится по циклу в буровой раствор. Расход вермикулита нам бурового раствора составляет 40-50 кг. Является отходом предприятий по производству каолина.
Микан-40 - многофункциональная добавка для буровых растворов предназначена для обеспечения смазывающих свойств технологических жидкостей в процессе бурения и позволяет кольматировать поглощающие пласты. Оптимальный расход добавки микан-40 при обработке буровых растворов составляет 10-30 кг нам бурового раствора. Производитель ЗАО НПО Полицел».
Гранулированные упругие кольматанты
Резиновая крошка является отходом шиноремонтных и резинотехнических предприятий. Выпускается с размером частиц 1-5·10
-3
м, насыпной массой 240 кг/м
3
Дробленая резиновая крошка ДР ДРХ-25 выпускается шиноремонтными предприятиями с размером частиц ДР - условный диаметр 3-4·10
-3
м длинам ДРХ-25 - хлопья, комки с условным диаметром 25·10
-3
м.
Наполнитель дробленая резина (НДР) выпускается с размером частиц
НДР-10 (3-10·10
-3
м НДР-15 (5-15·10
-3
м НДР-25 (8-25·10
-3
м) является отходом регенератных предприятий.
Вулканизированные отходы латекса выпускается с размером частиц ВОЛ (3-10·10
-3
м ВОЛ (5-15·10
-3
м ВОЛ (8-25·10
-3
м ВОЛ
(15-50·10
-3
м ВОЛ (25-100·10
-3
м. Является отходом Алексинского химкомбината Тульской области и др.
Пластинчатый упругий наполнитель выпускается в виде плоских частиц размером 1-30·10
-3
м толщиной дом. Является отходом Алексин- ского химкомбината Тульской области и др ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Чешуйчатые кольматанты
Целлофановая стружка выпускается с размерами толщинам ширина 2-10·10
-3
м длина дом плотность - 1150 кг/м
3
. Является отходом предприятий по производству синтетических и полимерных волокон.
Слюда флогопит для буровых растворов выпускается с размером частиц СФБ-10 дом СФБ-20 дом СФБ-30 дом плотность
2800-3200 кг/м
3
. Является отходом обогатительных комбинатов и предприятий по производству слюды.
Вермикулит выпускается по ГОСТ 12865-67 в виде крупнозернистых частиц насыпной массой 250 кг/м
3
, истинной плотностью 2300 кг/м
3
. При ликвидации поглощений в исходный стабилизированный раствор с вязкостью с добавляется нефть и вермикулит в соотношении (4-5): 1, перемешивается ч и вводится по циклу в буровой раствор. Расход вермикулита нам бурового раствора составляет 40-50 кг. Является отходом предприятий по производству каолина.
Микан-40 - многофункциональная добавка для буровых растворов предназначена для обеспечения смазывающих свойств технологических жидкостей в процессе бурения и позволяет кольматировать поглощающие пласты. Оптимальный расход добавки микан-40 при обработке буровых растворов составляет 10-30 кг нам бурового раствора. Производитель ЗАО НПО Полицел».
Гранулированные упругие кольматанты
Резиновая крошка является отходом шиноремонтных и резинотехнических предприятий. Выпускается с размером частиц 1-5·10
-3
м, насыпной массой 240 кг/м
3
Дробленая резиновая крошка ДР ДРХ-25 выпускается шиноремонтными предприятиями с размером частиц ДР - условный диаметр 3-4·10
-3
м длинам ДРХ-25 - хлопья, комки с условным диаметром 25·10
-3
м.
Наполнитель дробленая резина (НДР) выпускается с размером частиц
НДР-10 (3-10·10
-3
м НДР-15 (5-15·10
-3
м НДР-25 (8-25·10
-3
м) является отходом регенератных предприятий.
Вулканизированные отходы латекса выпускается с размером частиц ВОЛ (3-10·10
-3
м ВОЛ (5-15·10
-3
м ВОЛ (8-25·10
-3
м ВОЛ
(15-50·10
-3
м ВОЛ (25-100·10
-3
м. Является отходом Алексинского химкомбината Тульской области и др.
Пластинчатый упругий наполнитель выпускается в виде плоских частиц размером 1-30·10
-3
м толщиной дом. Является отходом Алексин- ского химкомбината Тульской области и др ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Гранулированные жесткие кольматанты
Ореховая скорлупа является отходом при переработке орехов. Размер частиц 2- 18·10
-3
м плотность 1600 кг/м
3
Щебень и песок из пемзы, вспученного перлита выпускаются предприятиями строительных материалов в дробленом виде с насыпной массой соответственно кг/м
3
; 1200кг/м
3
; 75-250 кг/м
3
Гравий и песок из керамзита, трепела, диатомита выпускаются предприятиями строительных материалов в дробленом виде с насыпной массой соответственно 300- 500 кг/м
3
; 500-1000 кг/м
3
; 425-1000 кг/м
3
Гермопор представляет собой продукт переработки шелухи какао-бо- бов, который производится в виде тонкодисперсного порошка с размером частиц 0,01-0,25·10
-3
ми гранул дом, при этом его плотность составляет кг/м
3
, насыпная масса 506 кг/м
3
, добавка 2-4 %. Реагент предназначен в качестве кольматанта при ликвидации поглощений средней интенсивности, а также дополнительного временного (до 3 сут) снижения фильтрации пресных суспензий в 2 раза без полимеров, частичного снижения плотности и повышения структурно-механических свойств буровых растворов. Выпускается фирмой Благо, г. Самара.
Волокнистые кольматанты
Кардное волокно имеет длину нитей 10-22·10
-3
м, содержание дробленой резины размером домне болеем не более 15%. Является отходом регенератных заводов.
Древесные опилки выпускаются с размером частиц 1-6·10
-3
м, насыпной массой 324 кг/м
3
, являются отходами деревообрабатывающих предприятий и мебельных фабрик.
Древесная мука выпускается марок 120, 180, 250,500 и Т с размером частиц от нескольких до сотен микрон, имеет высокоразвитую поверхность и пористость, образованную за счет пустот межволоконных пространств. На поверхности частиц расположены тончайшие волокнистые ответвления
(фибриллы), способные структурироваться с другими частицами за счет их физического взаимодействия. Применяется также для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды. Выпускается ОАО Крона, ст. Шахунья, п. Вахтангский, Нижегородской обл.
Техническая кошма перед использованием разрыхляется до частиц необходимых размеров. Выпускают предприятия строительных материалов.
Улюк волокнистый перед использованием разрыхляется до необходимых размеров. Является отходом хлопкоперерабатывающих заводов.
Наполнитель текстиль прорезиненный (НТП) выпускается с размером частиц не болеем мм, выпускается предприятием Красный треугольник, г. Санкт-Петербург.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Ореховая скорлупа является отходом при переработке орехов. Размер частиц 2- 18·10
-3
м плотность 1600 кг/м
3
Щебень и песок из пемзы, вспученного перлита выпускаются предприятиями строительных материалов в дробленом виде с насыпной массой соответственно кг/м
3
; 1200кг/м
3
; 75-250 кг/м
3
Гравий и песок из керамзита, трепела, диатомита выпускаются предприятиями строительных материалов в дробленом виде с насыпной массой соответственно 300- 500 кг/м
3
; 500-1000 кг/м
3
; 425-1000 кг/м
3
Гермопор представляет собой продукт переработки шелухи какао-бо- бов, который производится в виде тонкодисперсного порошка с размером частиц 0,01-0,25·10
-3
ми гранул дом, при этом его плотность составляет кг/м
3
, насыпная масса 506 кг/м
3
, добавка 2-4 %. Реагент предназначен в качестве кольматанта при ликвидации поглощений средней интенсивности, а также дополнительного временного (до 3 сут) снижения фильтрации пресных суспензий в 2 раза без полимеров, частичного снижения плотности и повышения структурно-механических свойств буровых растворов. Выпускается фирмой Благо, г. Самара.
Волокнистые кольматанты
Кардное волокно имеет длину нитей 10-22·10
-3
м, содержание дробленой резины размером домне болеем не более 15%. Является отходом регенератных заводов.
Древесные опилки выпускаются с размером частиц 1-6·10
-3
м, насыпной массой 324 кг/м
3
, являются отходами деревообрабатывающих предприятий и мебельных фабрик.
Древесная мука выпускается марок 120, 180, 250,500 и Т с размером частиц от нескольких до сотен микрон, имеет высокоразвитую поверхность и пористость, образованную за счет пустот межволоконных пространств. На поверхности частиц расположены тончайшие волокнистые ответвления
(фибриллы), способные структурироваться с другими частицами за счет их физического взаимодействия. Применяется также для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды. Выпускается ОАО Крона, ст. Шахунья, п. Вахтангский, Нижегородской обл.
Техническая кошма перед использованием разрыхляется до частиц необходимых размеров. Выпускают предприятия строительных материалов.
Улюк волокнистый перед использованием разрыхляется до необходимых размеров. Является отходом хлопкоперерабатывающих заводов.
Наполнитель текстиль прорезиненный (НТП) выпускается с размером частиц не болеем мм, выпускается предприятием Красный треугольник, г. Санкт-Петербург.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Асбест выпускается асбестовыми предприятиями. Используются низкосортные марки А 6-45; П 6-30; К 6-30; 7-300.
Кожа-«горох» является отходом обувных и кожевенных предприятий, размер частиц до 10·10
-3
м.
Хромовая стружка является отходом кожевенных предприятий. Толщинам длина дом ширина до 10·10
-3
м.
Выбор кольматантов бурового раствора для ликвидации поглощений
Для проведения экспериментальных работ по подбору составов наполнителей бурового раствора, не ухудщающих фильтрационные характеристики пород-коллекторов, отбирались образцы, представленные трещинами и трещинно-поровыми коллекторами. Поскольку проницаемость пород обусловлена наличием трещин, которые имеют вертикальные, наклонно направленные или хаотичные, затухающие, то отбор образцов керна для экспериментов весьма затруднителен. С целью проведения экспериментов отбираются низкопроницаемые образцы, имеющие горизонтальную слоистость, чтобы искусственно смоделировать трещину в образце путем раскалывания его по осевой части с последующей фиксацией.
Вопросами изучения трещиноватости венд-рифейских отложений Восточной Сибири занимались Соколова Т.Ф., Клокова В.П., Кляжников Д.В.
[29], которые установили, что микротрещиноватость в венд-рифейских отложениях распространена крайне неравномерно. Кроме субвертикальных трещин в разрезе скважин встречаются субгоризонтальные и наклонные или их комбинации. Особенно часто встречаются короткие трещины протяженностью от 1·10
-3
дом с раскрытостью от 0,2·10
-3 дом и очень редко – трещины от 1·10
-3
дом. Учитывая результаты исследований данных авторов, для проведения экспериментальных исследований была выбрана модель трещины с раскрытостью 0,35 ·10
-3
м. Для проведения экспериментов по подбору кольматантов для кольма- тации трещины раскрытостью 0,35·10
-3
м образец устанавливался в керно- держателе, сжимался эффективным давлением 26,0 МПа и нагревался до пластовой температуры 40 С, что соответствует пластовым условиям вендских отложений. В условиях, моделирующих пластовые, в трещину образца закачивался керосин и определялся расход керосина через модель трещины раскрытостью 0,35·10
-3
м. Если при установившемся расходе не происходило изменение фильтрации, тов трещину образца закачивался буровой раствор с различными типами кольматантов бурового раствора при давлении, не превышающем 3,0 МПа, что соответствует превышению гидростатичес-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Кожа-«горох» является отходом обувных и кожевенных предприятий, размер частиц до 10·10
-3
м.
Хромовая стружка является отходом кожевенных предприятий. Толщинам длина дом ширина до 10·10
-3
м.
Выбор кольматантов бурового раствора для ликвидации поглощений
Для проведения экспериментальных работ по подбору составов наполнителей бурового раствора, не ухудщающих фильтрационные характеристики пород-коллекторов, отбирались образцы, представленные трещинами и трещинно-поровыми коллекторами. Поскольку проницаемость пород обусловлена наличием трещин, которые имеют вертикальные, наклонно направленные или хаотичные, затухающие, то отбор образцов керна для экспериментов весьма затруднителен. С целью проведения экспериментов отбираются низкопроницаемые образцы, имеющие горизонтальную слоистость, чтобы искусственно смоделировать трещину в образце путем раскалывания его по осевой части с последующей фиксацией.
Вопросами изучения трещиноватости венд-рифейских отложений Восточной Сибири занимались Соколова Т.Ф., Клокова В.П., Кляжников Д.В.
[29], которые установили, что микротрещиноватость в венд-рифейских отложениях распространена крайне неравномерно. Кроме субвертикальных трещин в разрезе скважин встречаются субгоризонтальные и наклонные или их комбинации. Особенно часто встречаются короткие трещины протяженностью от 1·10
-3
дом с раскрытостью от 0,2·10
-3 дом и очень редко – трещины от 1·10
-3
дом. Учитывая результаты исследований данных авторов, для проведения экспериментальных исследований была выбрана модель трещины с раскрытостью 0,35 ·10
-3
м. Для проведения экспериментов по подбору кольматантов для кольма- тации трещины раскрытостью 0,35·10
-3
м образец устанавливался в керно- держателе, сжимался эффективным давлением 26,0 МПа и нагревался до пластовой температуры 40 С, что соответствует пластовым условиям вендских отложений. В условиях, моделирующих пластовые, в трещину образца закачивался керосин и определялся расход керосина через модель трещины раскрытостью 0,35·10
-3
м. Если при установившемся расходе не происходило изменение фильтрации, тов трещину образца закачивался буровой раствор с различными типами кольматантов бурового раствора при давлении, не превышающем 3,0 МПа, что соответствует превышению гидростатичес-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
кого давления столба бурового раствора в скважине над пластовым давлением для скважин, глубиной от 2500 м в соответствии ПБ 08-624-03 [ 27 При введении в буровой раствор кольматанта плотность его повышалась в зависимости от типа кольматанта и эффективности кольматации трещины.
При полной кольматации трещины колматантом-наполнителем фильтрация прекращалась, что фиксировалось по возрастанию давления закачки бурового раствора в образец керна.
На следующем этапе эксперимента осуществлялась промывка трещины от кольматанта закачкой с противоположной стороны углеводородной жидкости. В результате промывки трещина очищалась от остатков кольматанта при давлении, не превышающем 2,5 МПа.
После этапа промывки определялся расход углеводородной жидкости через трещину образца. Для окончательной очистки трещины от остатков кольматанта в образец закачивался 12 % - ный раствор HCl. На последнем этапе эксперимента образец промывался обратной промывкой керосином и определялся расход углеводородной жидкости через трещину.
По данным проведенных экспериментов можно сделать вывод об очистке трещин определенного размера от остатков кольматанта при освоении скважины и целесообразности применения кислотных обработок при очистке порового пространства трещин от остатков бурового раствора. В качестве примера применения данной методики можно рассмотреть условия закачки кольматантов-наполнителей в трещину фиксированного размера 0,35·10
-3 м.
На представленных графиках (рисунок 13, 14) изменения давления закачки бурового раствора с кольматантами-наполнителями от времени контакта с породой-коллектором для Ильбокичской и Абаканской площадей наглядно представлена зависимость скорости кольматации породы-коллектора тремя видами кольматантов бурового раствора шлаком, микромрамором и сидеритом. По качеству кольматации трещинного коллектора наполнители шлак фракции от 0,09 до 0,10 мм и микромрамор фракции от 0,04 до 0,09 мм обладают преимуществом над наполнителем сидеритом, так как обладают низкими значениями времени кольматации, что приведет в условиях интенсивного поглощения бурового раствора к его быстрой ликвидации осложнения. На образцах Абаканской площади кольматация трещин происходит значительно интенсивнее, чем для условий Ильбокичской площади. Такие явления связаны с различной степенью шероховатости стенок трещины. Закачка бурового раствора с наполнителем сидеритом фракции от 0,04 до
0,09 мм в образцы Абаканской и Ильбокичской площадей доказала, что данный наполнитель бурового раствора будет иметь промежуток времени коль- матации, значительно превосходящий этот параметру наполнителей шлака и микромрамора. В условиях бурения использование данного кольматанта
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При полной кольматации трещины колматантом-наполнителем фильтрация прекращалась, что фиксировалось по возрастанию давления закачки бурового раствора в образец керна.
На следующем этапе эксперимента осуществлялась промывка трещины от кольматанта закачкой с противоположной стороны углеводородной жидкости. В результате промывки трещина очищалась от остатков кольматанта при давлении, не превышающем 2,5 МПа.
После этапа промывки определялся расход углеводородной жидкости через трещину образца. Для окончательной очистки трещины от остатков кольматанта в образец закачивался 12 % - ный раствор HCl. На последнем этапе эксперимента образец промывался обратной промывкой керосином и определялся расход углеводородной жидкости через трещину.
По данным проведенных экспериментов можно сделать вывод об очистке трещин определенного размера от остатков кольматанта при освоении скважины и целесообразности применения кислотных обработок при очистке порового пространства трещин от остатков бурового раствора. В качестве примера применения данной методики можно рассмотреть условия закачки кольматантов-наполнителей в трещину фиксированного размера 0,35·10
-3 м.
На представленных графиках (рисунок 13, 14) изменения давления закачки бурового раствора с кольматантами-наполнителями от времени контакта с породой-коллектором для Ильбокичской и Абаканской площадей наглядно представлена зависимость скорости кольматации породы-коллектора тремя видами кольматантов бурового раствора шлаком, микромрамором и сидеритом. По качеству кольматации трещинного коллектора наполнители шлак фракции от 0,09 до 0,10 мм и микромрамор фракции от 0,04 до 0,09 мм обладают преимуществом над наполнителем сидеритом, так как обладают низкими значениями времени кольматации, что приведет в условиях интенсивного поглощения бурового раствора к его быстрой ликвидации осложнения. На образцах Абаканской площади кольматация трещин происходит значительно интенсивнее, чем для условий Ильбокичской площади. Такие явления связаны с различной степенью шероховатости стенок трещины. Закачка бурового раствора с наполнителем сидеритом фракции от 0,04 до
0,09 мм в образцы Абаканской и Ильбокичской площадей доказала, что данный наполнитель бурового раствора будет иметь промежуток времени коль- матации, значительно превосходящий этот параметру наполнителей шлака и микромрамора. В условиях бурения использование данного кольматанта
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
может привести к значительной кольматации проницаемых интервалов пласта по сравнению с остальными кольматантами.
0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Δ
Р, МПа t, c
1 1,0 10
·
3 3,0 10
·
3 5,0 10
·
3 Рисунок 13 - График изменения давления закачки бурового раствора с кольматантом от времени контакта с породой – коллектором Абаканской площади - буровой раствор с кольматантом шлаком - буровой раствор с кольматантом микромрамором;
3 - буровой раствор с кольматантом сидеритом 3
1 0
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Δ
Р, МПа t, c
1,0 10
·
3 3,0 10
·
3 5,0 Рисунок 14 - График изменения давления закачки бурового раствора с кольматантом от времени контакта с породой – коллектором
Ильбокичской площади - буровой раствор с кольматантом микромрамором;
2 - буровой раствор с кольматантом шлаком - буровой раствор с кольматантом сидеритом ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Δ
Р, МПа t, c
1 1,0 10
·
3 3,0 10
·
3 5,0 10
·
3 Рисунок 13 - График изменения давления закачки бурового раствора с кольматантом от времени контакта с породой – коллектором Абаканской площади - буровой раствор с кольматантом шлаком - буровой раствор с кольматантом микромрамором;
3 - буровой раствор с кольматантом сидеритом 3
1 0
0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
Δ
Р, МПа t, c
1,0 10
·
3 3,0 10
·
3 5,0 Рисунок 14 - График изменения давления закачки бурового раствора с кольматантом от времени контакта с породой – коллектором
Ильбокичской площади - буровой раствор с кольматантом микромрамором;
2 - буровой раствор с кольматантом шлаком - буровой раствор с кольматантом сидеритом ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
78
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 12
Физико-химические методы восстановления фильтрационных характеристик коллекторов
При вскрытии продуктивных пластов бурением, вторичном вскрытии, освоении ив дальнейшем, при эксплуатации скважин, происходит ухудшение ФЕС пород-коллекторов в ПЗП.
Для восстановления ФЕС нефтегазонасыщенных коллектров на ПЗП оказывают физическое, химическое и комбинированное воздействие. Большинство этих технологий разработаны в институтах
ВНИИнефть, НИИнефтепромхимия, ВНИИКРнефть, БашНИПИнефть,
ТатНИПИнефть, ЗапСибБУРНИПИ, СибНИИНП, ТюменНИИГипрогаз, ТО СургутНИПИнефть и др. В последнее время широкое применение нашли технологии НИИнефтеотдача, НПО “Нефтегазтехнология” При разработке новых технологий и проектировании мероприятий по интенсификации притоков следует учитывать опыт, накопленный нефтегазодобывающими компаниями при проведении химических обработок ПЗП. Для обработки ПЗП добывающих скважин предприятия ОАО «Ноябрьскнефтегаз» применяют концентрированную соляную кислоту с добавлением неионогенных поверхностно-актив- ных веществ или 16 % глинокислоту, при этом производительность скважин возрастает от 150 до 190 %. Предприятия «Кондпетролеум», разрабатывающие
Талинское месторождение, с целью интенсификации притока используют концентрированную соляную кислоту или 28 % глинокислоту. Дебиты нефти после химической обработки возрастают от 115 до 170 Поп ГС. и др. провели анализ эффективности проведения кислотных обработок на скважинах Уренгойского и Ямбургского месторождений и установили, что успешность большинства операций составляет около 30 %, а дополнительная добыча газа не превышает 17 тыс. м на каждую скважину. Основными причинами низкой эффективности химических обработок являются низкое качество цементирования скважин, присутствие в разрезе водогазоносных интервалов подбор кислотных составов без учёта вещественного состава продуктивных пластов и др. В исследование процессов химического воздействия нагорные породы с целью выбора оптимального состава реагентов для увеличения продуктивности скважин и коэффициента извлечения нефти внесли СМ. Вайншток,
С.Г. Галеев, АИ. Есипенко, И.И. Клещенко, А.Г. Нугайбеков, С.Г. Сафин,
А.К. Ягафаров и др.
Анализ причин ухудшения фильтрационных характеристик коллекторов в прискважинной зоне
Перечень причин, вызывающих ухудшение проницаемости присква- жинной зоны пласта, подразделяется на четыре группы технологические геологические физико-химические; термохимические ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Технологические причины обусловлены загрязнением прискваженной зоны пласта твердыми частицами бурового раствора и водными фильтратами. Твердой фазой блокируется наиболее проницаемая часть пласта. Особенно неблагоприятное влияние оказывают жидкости высокой плотности, утяжелённые баритом, железорудным концентратом (ЖРК).
При использовании буровых растворов на водной основе происходит ухудшение проницаемости ПЗП вследствие взаимодействия пресного водного фильтрата с цементом породы и основными породообразующими минералами. При использовании солевых растворов из-за фильтрации водных растворов в пласт происходит кристаллизация и осаждение солей в пористой среде Для того чтобы оценить влияние различных геологических факторов на фильтрационно-емкостные свойства, их следует разделить на две группы факторы, вызывающие ухудшение ФЕС; факторы, способствующие улучшению ФЕС. К факторам, обеспечивающим снижение ФЕС, относятся тип цемента, состав цемента и его количество. При содержании в песчаниках от 5 до 8 % глинистого цемента его проницаемость достигает 1 мкм, остаточная водо- насыщенность - от 15 до 20 %, а при увеличении содержания цемента до 20
% проницаемость снижается и составляет от 5 до 10
⋅ 10
-3
мкм, остаточная водонасыщенность - от 40 до 60 %. Например, основным цементирующим веществом пород-коллекторов Уренгойского и Ямбургского месторождений является каолинит, хлорит, гидрослюды. Монтмориллонит встречается очень редко. Монтмориллонитовые образования играют главную отрицательную роль при снижении проницаемости ПЗП, благодаря своей высокой дисперсности имеют большую емкость поглощения, способность к набуханию вводе и многих органических средах, коэффициент катионного обмена достигает 92 мг-экв/ наг породы. Присутствие в составе цемента хлорита и регенерационного кварца приводит к снижению ФЕС пород. Хлорит и регенерационный кварц обволакивают обломки зёрен, образуя вокруг них камки, выходящие в поровое пространство, перекрывают сечение пори снижают проницаемость коллектора. Породы, сцементированные карбонатным материалом, относятся обычно к слабопроницаемыми непроницаемым. Присутствие в составе коллекторов обломков пород, слюды способствует значительному ухудшению
ФЕС, так как сокращается сечение поровых каналов, а слюды, обладающие способностью к миграции, могут перекрывать поры (таблица К факторам, способствующим улучшению ФЕС, относятся преобразования полевых шпатов, дисперсных глинистых и других минералов в каолинит. Такие явления сопровождаются выносом и трансформацией вещества при увеличении объёма и сообщаемости порового пространства, которое увеличивается от 10 до 30 %, а сорбционная ёмкость вещества снижается до
10 раз ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При использовании буровых растворов на водной основе происходит ухудшение проницаемости ПЗП вследствие взаимодействия пресного водного фильтрата с цементом породы и основными породообразующими минералами. При использовании солевых растворов из-за фильтрации водных растворов в пласт происходит кристаллизация и осаждение солей в пористой среде Для того чтобы оценить влияние различных геологических факторов на фильтрационно-емкостные свойства, их следует разделить на две группы факторы, вызывающие ухудшение ФЕС; факторы, способствующие улучшению ФЕС. К факторам, обеспечивающим снижение ФЕС, относятся тип цемента, состав цемента и его количество. При содержании в песчаниках от 5 до 8 % глинистого цемента его проницаемость достигает 1 мкм, остаточная водо- насыщенность - от 15 до 20 %, а при увеличении содержания цемента до 20
% проницаемость снижается и составляет от 5 до 10
⋅ 10
-3
мкм, остаточная водонасыщенность - от 40 до 60 %. Например, основным цементирующим веществом пород-коллекторов Уренгойского и Ямбургского месторождений является каолинит, хлорит, гидрослюды. Монтмориллонит встречается очень редко. Монтмориллонитовые образования играют главную отрицательную роль при снижении проницаемости ПЗП, благодаря своей высокой дисперсности имеют большую емкость поглощения, способность к набуханию вводе и многих органических средах, коэффициент катионного обмена достигает 92 мг-экв/ наг породы. Присутствие в составе цемента хлорита и регенерационного кварца приводит к снижению ФЕС пород. Хлорит и регенерационный кварц обволакивают обломки зёрен, образуя вокруг них камки, выходящие в поровое пространство, перекрывают сечение пори снижают проницаемость коллектора. Породы, сцементированные карбонатным материалом, относятся обычно к слабопроницаемыми непроницаемым. Присутствие в составе коллекторов обломков пород, слюды способствует значительному ухудшению
ФЕС, так как сокращается сечение поровых каналов, а слюды, обладающие способностью к миграции, могут перекрывать поры (таблица К факторам, способствующим улучшению ФЕС, относятся преобразования полевых шпатов, дисперсных глинистых и других минералов в каолинит. Такие явления сопровождаются выносом и трансформацией вещества при увеличении объёма и сообщаемости порового пространства, которое увеличивается от 10 до 30 %, а сорбционная ёмкость вещества снижается до
10 раз ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Основные факторы ухудшения филь трационно
-емк остных свойств пород- коллекторов севера Западной Сибири и методы устранения этих явлений Лит олог о- минералогическая характеристика Фак торы, снижающие ФЕС
Проб лемы
, возникающие при проникновении водных фильтратов глинистых растворов Методы устранения влияния проникновения водных фильтратов Виды воздействия на пласты с
целью повышения ФЕС
К
оличе ств о и качество глинистого цемент а.
Основным цементирующим веществом является а
утиг енный каолинит. Хлорит, гидрослюда, монтмориллонит играют подчиненную роль При содержании в песчаниках цемента проницаемость Кпр
-1 мкм
2
,
Ост ат очная в
одонасыщенно сть
Ко в
– 15-20 %, при содержании цемента все параметры снижаются Кпр - 5-10
⋅ 10
-3
мкм
2
Ко в - 40-60 Вещественный состав цемента Монтмориллонит (смек тит
)
смешанно слой- ные образования гидрослюды и др
Имеет высокую дисперсность, емкость поглощения мг
-экв
/ 100 г породы, набухает вводе и многих органических растворителях Снижение проницаемости вследствие набухания, сорбция химических компонентов, полимеров Растворы на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (КМЦ и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
, снижение репрессии Кислотная обработка определенной концентрации хлорит
Образ уе т пленки, обволакивающие обломки зерен, присутствующие в местах внедрения обломков зерен, выходящих в свободное поров ое пространство, перекрывающих поровые каналы, сужая их сечение. Некоторые- разновидность хлорита разбухают вводе, имеют высокую сорбционную способность мг- экв (наг породы) Поглощение из фильтратов водных растворов воды, химических компонентов, по лиме
- ров
Раств оры на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (КМЦ и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
, снижение репрессии Кислотная обработка в определенном ко мплек се. HCl берется в большей пропорции для растворения гидратов железа им агния
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
-емк остных свойств пород- коллекторов севера Западной Сибири и методы устранения этих явлений Лит олог о- минералогическая характеристика Фак торы, снижающие ФЕС
Проб лемы
, возникающие при проникновении водных фильтратов глинистых растворов Методы устранения влияния проникновения водных фильтратов Виды воздействия на пласты с
целью повышения ФЕС
К
оличе ств о и качество глинистого цемент а.
Основным цементирующим веществом является а
утиг енный каолинит. Хлорит, гидрослюда, монтмориллонит играют подчиненную роль При содержании в песчаниках цемента проницаемость Кпр
-1 мкм
2
,
Ост ат очная в
одонасыщенно сть
Ко в
– 15-20 %, при содержании цемента все параметры снижаются Кпр - 5-10
⋅ 10
-3
мкм
2
Ко в - 40-60 Вещественный состав цемента Монтмориллонит (смек тит
)
смешанно слой- ные образования гидрослюды и др
Имеет высокую дисперсность, емкость поглощения мг
-экв
/ 100 г породы, набухает вводе и многих органических растворителях Снижение проницаемости вследствие набухания, сорбция химических компонентов, полимеров Растворы на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (КМЦ и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
, снижение репрессии Кислотная обработка определенной концентрации хлорит
Образ уе т пленки, обволакивающие обломки зерен, присутствующие в местах внедрения обломков зерен, выходящих в свободное поров ое пространство, перекрывающих поровые каналы, сужая их сечение. Некоторые- разновидность хлорита разбухают вводе, имеют высокую сорбционную способность мг- экв (наг породы) Поглощение из фильтратов водных растворов воды, химических компонентов, по лиме
- ров
Раств оры на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (КМЦ и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
, снижение репрессии Кислотная обработка в определенном ко мплек се. HCl берется в большей пропорции для растворения гидратов железа им агния
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Продолжение табл. Лит олог о- минералогическая характеристика Фак торы, снижающие ФЕС
Проб лемы
, возникающие при проникновении водных фильтратов глинистых растворов Методы устранения влияния проникновения водных фильтратов Виды воздействия на пласты с целью повышения ФЕС
ка олинит
А
утиг енный каолинит имеет крупные размеры частиц, которые беспорядочно расположены в пространстве породы, и мало влияет на ФЕС
Сорбционная способность мг
-экв
/на
100 г породы Минерал из группы каолинита глауконит, как монтмориллонит – набухает вводе Сорбирует химические компоненты, полимеры Растворы на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (
КМЦ
и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
Кисло тная обработка определенной концентрации Регенерационный кварц Образует каемки вокруг обломков зерен, в виде пленок, сужающие сечение поровых каналов --Кисло тная обработка или каустической содой Карбонатный цемент представлен минералами кальцит, доломит, сидерит, анкерит Приурочен к породам с низкой проницаемостью. В коллекторах присутствует диаг енетиче ский кальцит, представленный то нк одисперсными и мелкозернистыми разностями. Заполняет поры или образует каемки вокруг обломков зерен, сужает поры и ухудшает проницаемость пород -Обработка соляной кислотой) определенной концентрации Цеолиты представлены минералами :Ламонит ом, то мсонит ом
Об ладаю т высокими сорбционными свойствами, емкость гидратации г- моль наг породы. перекрывают крупные поры, создавая серию мелких пор, их молекулярными ситами искусственно увеличивая емкость гидратации Сорбируют воду химические компоненты, полимеры Растворы на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (
КМЦ
и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
, снижение репрессии Кислотная обработка определенной концентрации ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Проб лемы
, возникающие при проникновении водных фильтратов глинистых растворов Методы устранения влияния проникновения водных фильтратов Виды воздействия на пласты с целью повышения ФЕС
ка олинит
А
утиг енный каолинит имеет крупные размеры частиц, которые беспорядочно расположены в пространстве породы, и мало влияет на ФЕС
Сорбционная способность мг
-экв
/на
100 г породы Минерал из группы каолинита глауконит, как монтмориллонит – набухает вводе Сорбирует химические компоненты, полимеры Растворы на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (
КМЦ
и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
Кисло тная обработка определенной концентрации Регенерационный кварц Образует каемки вокруг обломков зерен, в виде пленок, сужающие сечение поровых каналов --Кисло тная обработка или каустической содой Карбонатный цемент представлен минералами кальцит, доломит, сидерит, анкерит Приурочен к породам с низкой проницаемостью. В коллекторах присутствует диаг енетиче ский кальцит, представленный то нк одисперсными и мелкозернистыми разностями. Заполняет поры или образует каемки вокруг обломков зерен, сужает поры и ухудшает проницаемость пород -Обработка соляной кислотой) определенной концентрации Цеолиты представлены минералами :Ламонит ом, то мсонит ом
Об ладаю т высокими сорбционными свойствами, емкость гидратации г- моль наг породы. перекрывают крупные поры, создавая серию мелких пор, их молекулярными ситами искусственно увеличивая емкость гидратации Сорбируют воду химические компоненты, полимеры Растворы на нефтяной основ е,
По лимерные растворы (
КМЦ
и др
.)
Раз жижители
;
НТ
Ф
; К
ССБ
, снижение репрессии Кислотная обработка определенной концентрации ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Окончание табл. Лит олог о- минералогическая характеристика Фак торы, снижающие ФЕС
Проб лемы
, возникающие при проникновении водных фильтратов глинистых растворов Методы устранения влияния проникновения водных фильтратов Виды воздействия на пласты с целью повышения ФЕС
Поро дообраз ую
- щие минералы Полевые шпаты и кварц Существенного влияния на изменение ФЕС
не имеют -Кислотная обработка, каустической содой) определенной концентрации Обломки пород Подвергаются хлоритизации
, ка- олинизации
. Наг лу бине порядкам деформируются ивы- жим аю тс я в поров ое пространство, сокращают его пространство, ухудшают
ФЕС
--
Кисло тная обработка в определенном комплексе Слюды биотит Мусковит и др
Из
-за своей тонк одисперсно сти и
расс еянно сти в поров ом пространстве ухудшают
ФЕС
Зак упорив аю т поро
- вые каналы при высоких депрессиях снижение репрессии и депрессии Кислотная обработка в определенном комплексе ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Проб лемы
, возникающие при проникновении водных фильтратов глинистых растворов Методы устранения влияния проникновения водных фильтратов Виды воздействия на пласты с целью повышения ФЕС
Поро дообраз ую
- щие минералы Полевые шпаты и кварц Существенного влияния на изменение ФЕС
не имеют -Кислотная обработка, каустической содой) определенной концентрации Обломки пород Подвергаются хлоритизации
, ка- олинизации
. Наг лу бине порядкам деформируются ивы- жим аю тс я в поров ое пространство, сокращают его пространство, ухудшают
ФЕС
--
Кисло тная обработка в определенном комплексе Слюды биотит Мусковит и др
Из
-за своей тонк одисперсно сти и
расс еянно сти в поров ом пространстве ухудшают
ФЕС
Зак упорив аю т поро
- вые каналы при высоких депрессиях снижение репрессии и депрессии Кислотная обработка в определенном комплексе ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
83
Физико-химические причины обычно связаны с проникновением воды в пористые среды и увеличением водонасыщенности пород в ПЗП. Если пласт обладает гидрофильной смачиваемостью (те. со
θ>0), то создаются благоприятные условия для проникновения водного фильтрата вглубь пласта. Для пород с гидрофобной смачиваемостью зоны проникновения водного фильтрата незначительны. Образование в ПЗП в процессе эксплуатации асфальто-смолистых веществ, приводит к образованию эмульсий, вызывающих дополнительную закупорку отдельных пор.
Среди факторов, способствующих ухудшению коллекторских свойств, наиболее распространены - образование газовых гидратов в скважинах, ретроградная конденсация высших углеводородов и отложение органических соединений в ПЗП.
К термохимическим причинам, снижающим продуктивность скважин, относится образование асфальтосмолопарафиновых образований (АСПО), которое происходит в ПЗП из-за изменений термо - и гидродинамических условий снижения температуры, давления и разгазирования нефти.
Влияние минерального состава горных пород на изменение фильтрационных характеристик коллекторов
Основными процессами, влияющими на процесс изменения фильтрационных характеристик коллекторов, являются адсорбция органических компонентов минеральным скелетом породы и неорганических компонентов, представленных главным образом водной фазой, глинистым цементом породы. Из органических компонентов, которые адсорбируются скелетом породы наиболее распространены кислотные компоненты нафтеновой, карбоксильной, олеиновой и других кислот. Основным адсорбентом органических кислот является силикатная составляющая скелета породы. Это связано стем, что силикаты имеют обычно отрицательный заряд, образуя слабокис- лотную поверхность при нейтральной РН воды, а карбонатная часть породы имеет в этом случае положительный заряд, образуя слабощелочную поверхность, адсорбирует компоненты противоположной полярности. Поверхностный заряд силикатов и карбонатов в присутствии воды положителен при низком РН и отрицателен при высоком РН. У силикатов поверхность становится отрицательно заряженной при РН от 2,0 до 3,7, ау карбонатов при РН от 8,0 до При закачке пресной воды в прискважинную зону или при проникновении в нее водного фильтрата промывочной жидкости происходит изме-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
84
нение фильтрационных характеристик продуктивных пластов. Основной проблемой глиносодержащих пород является адсорбция воды на поверхности глинистых частиц, в результате которой происходит образование водных кристаллогидратов. Наиболее подвержены этим процессам следующие глинистые минералы монтмориллониты, иллит и хлорит (таблица Глины обладают свойствами изменять свой объём, если меняется солё- ность водного раствора. Прогнозировать поведение глин при взаимодействии их с водой практически невозможно без экспериментальных исследований. Наиболее подвержены процессу увеличения объёма вводе глинистые минералы монтмориллонитового ряда. Монтмориллонит за счёт впитывания воды меняет свою структуру, увеличивает свой объём в шесть рази значительно снижает проницаемость пород – коллекторов. В случае набухания монтмориллонита в основных проводящих порах коллектора происходит образование малопроницаемого или совсем непроницаемого барьера.
Л.Н. Кульчицким и В.Г. Ульяновым установлены механизмы формирования адсорбционного слоя воды в глинах различного состава. Формирование адсорбционного слоя у глин происходит преимущественно на поверхности кремнистых тетраэдров, где сосредоточено преобладающее количество адсорбционных центров поверхности глинистых минералов. Основные представления о массообменных процессах в глинистых породах изложены в работах Б.В. Дерягина. Согласно его выводам роль сил разной природы изменяется в зависимости от расстояния между поверхностями частиц, которые зависят от физико-химического взаимодействия в системе глинистая порода - насыщающий флюид При изменении в пласте первоначальной физико-химической обстановки в результате проникновения пресных водных фильтратов частицы глин приобретают дополнительный химический потенциал, создающий эффект расклинивающего давления. В зависимости от физико-химической обстановки, условий залегания, литолого-мине- ралогического состава глиносодержищих пород влияние расклинивающего давления на физические свойства коллекторов проявляется при различных условиях.
Если силы сцепления глинистых частиц со скелетом породы превышают расклинивающее давление, то глина адсорбирует воду из внутрипорово- го пространства, достигал нового равновесия. Если силы сцепления глинистых частиц со скелетом породы меньше значения расклинивающего давления, то сцепление между частицами иске- летом породы ослабевает, и частицы глин отслаиваются и диспергируются в поровое пространство породы-коллектора. В данном случае достижение равновесия сопровождается разрушением породы. Исходя из определения расклинивающего давления, в поровых коллекторах существуют в равновесии объёмная фаза и адсорбированная пленка
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
воды, тов этом случае расклинивающее давление
P
, действующее на плён- ку воды равно капиллярному давлению
Рк
, нос противоположным знаком.
P
cos
R
Рк
θ
= где R – радиус поры, м поверхностное натяжение, мн/м;
cos
θ
– косинус угла смачивания.
При рассмотрении равновесия сосуществования объёмной фазы и плён- ки адсорбированной воды в цилиндрическом капилляре расклинивающее давление равно разности между капиллярным давлением цилиндрической плёнки и уравновешивающим капиллярным давлением жидкости cos
P
R
R где
δ
- поверхностное натяжение, мн/м;
co s
θ
- косинус угла смачивания R - радиус поры, м h - толщина плёнки, м.
Равновесие давлений устойчиво, если dP dh Исследования, проведённые в лабораторных условиях, показали, что при проникновении пресного фильтрата в глиносодержащую породу возможны два варианта изменения фильтрационных свойств при набухании глин.
В первом случае происходит изменение и увеличение водонасыщен- ности, пористости, снижение проницаемости из-за образования гидратного слоя, уменьшающего эффективный диаметр поровых каналов. Во втором случае из-за диспергирования глинистых частиц, вызванные переходом их в подвижное состояние, изменяются фильтрационные свойства породы и происходит кольматация частицами глины капилляров в местах их сужений и перегибов.
Миграция глинистых частиц в прискважинную зону приводит к снижению проницаемости пласта и продуктивности скважины. Вынесенные глинистые частицы из пласта по своему составу могут быть филосиликаты с размером частиц меньше 4 мкм или илистые – алюмосиликаты, силикаты с размером частиц от 4 до 64 мкм, среди которых чаще всего встречаются частицы каолинита ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
P
, действующее на плён- ку воды равно капиллярному давлению
Рк
, нос противоположным знаком.
P
cos
R
Рк
θ
= где R – радиус поры, м поверхностное натяжение, мн/м;
cos
θ
– косинус угла смачивания.
При рассмотрении равновесия сосуществования объёмной фазы и плён- ки адсорбированной воды в цилиндрическом капилляре расклинивающее давление равно разности между капиллярным давлением цилиндрической плёнки и уравновешивающим капиллярным давлением жидкости cos
P
R
R где
δ
- поверхностное натяжение, мн/м;
co s
θ
- косинус угла смачивания R - радиус поры, м h - толщина плёнки, м.
Равновесие давлений устойчиво, если dP dh Исследования, проведённые в лабораторных условиях, показали, что при проникновении пресного фильтрата в глиносодержащую породу возможны два варианта изменения фильтрационных свойств при набухании глин.
В первом случае происходит изменение и увеличение водонасыщен- ности, пористости, снижение проницаемости из-за образования гидратного слоя, уменьшающего эффективный диаметр поровых каналов. Во втором случае из-за диспергирования глинистых частиц, вызванные переходом их в подвижное состояние, изменяются фильтрационные свойства породы и происходит кольматация частицами глины капилляров в местах их сужений и перегибов.
Миграция глинистых частиц в прискважинную зону приводит к снижению проницаемости пласта и продуктивности скважины. Вынесенные глинистые частицы из пласта по своему составу могут быть филосиликаты с размером частиц меньше 4 мкм или илистые – алюмосиликаты, силикаты с размером частиц от 4 до 64 мкм, среди которых чаще всего встречаются частицы каолинита ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Различия между мигрирующими частицами глин обусловлены различным расположением атомов в кристаллической решётке минералов. Основной характеристикой глинистых частиц является площадь поверхности взаимодействия с пластовыми флюидами, те. способность глинистых частиц к миграции зависит от площади поверхности взаимодействия их с пластовыми флюидами.
Загрязнения призабойной зоны, связанные с миграцией частиц, обычно локализуются в самой близкой к скважине части пласта радиусом от 1 до 1,5 м.
Выделение в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки
Выделение интервалов для проведения кислотных обработок обычно проводят после лабораторных исследований образцов керна, отобранного из продуктивных пластов. Для проведения лабораторных работ выбирается коллекция образцов керна, из которого изготавливают растертые в порошок пробы. Порошкообразные пробы образцов растворяют в кислотах и по ним определяют степень растворимости горных пород в различных типах кислот После проведения экспериментальных работ определяют тип кислотных обработок для соответствующего интервала продуктивного пласта. Несмотря на то, что данный способ имеет высокую эффективность для выбора химической обработки пласта, в процессе работы с образцами горных пород приходится сталкиваться с целым рядом трудностей керновый материал отбирается в единичных скважинах, вынос которого из скважины недостаточен для характеристики разреза. В этом случае необходимо привлекать данные исследования керна и геофизические исследования скважин. В этот комплекс ГИС включают методы радиоактивного каротажа, потенциалов собственной поляризации, акустического каротажа и др.
Проблему растворимости пород-коллекторов Западной Сибири в кислотных растворах следует связывать с составом цементирующего вещества. В состав цементирующего материала входит целый комплекс глинистых минералов от каолинита, монтмориллонита до гидрослюд и хлоритов. Если возникает необходимость проводить кислотные обработки в неокомских отложениях, то комплекс глинистых минералов, слагающих цемент, сужается до хлорита, каолинита и гидрослюд. Среди основных глинистых минералов, составляющих цемент пород, которые наиболее активно растворяются кислотах, выделяются железистые хлориты. Каолинит, гидрослюды и магнезиальные хлориты оказываются устойчивыми к действию кислот.
Взаимодействие кислот с каолинитом и гидрослюдой может привести только лишь к отрыву чешуек каолинита и гидрослюды от стенок поровых каналов ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Загрязнения призабойной зоны, связанные с миграцией частиц, обычно локализуются в самой близкой к скважине части пласта радиусом от 1 до 1,5 м.
Выделение в разрезе скважин интервалов для солянокислотной обработки
Выделение интервалов для проведения кислотных обработок обычно проводят после лабораторных исследований образцов керна, отобранного из продуктивных пластов. Для проведения лабораторных работ выбирается коллекция образцов керна, из которого изготавливают растертые в порошок пробы. Порошкообразные пробы образцов растворяют в кислотах и по ним определяют степень растворимости горных пород в различных типах кислот После проведения экспериментальных работ определяют тип кислотных обработок для соответствующего интервала продуктивного пласта. Несмотря на то, что данный способ имеет высокую эффективность для выбора химической обработки пласта, в процессе работы с образцами горных пород приходится сталкиваться с целым рядом трудностей керновый материал отбирается в единичных скважинах, вынос которого из скважины недостаточен для характеристики разреза. В этом случае необходимо привлекать данные исследования керна и геофизические исследования скважин. В этот комплекс ГИС включают методы радиоактивного каротажа, потенциалов собственной поляризации, акустического каротажа и др.
Проблему растворимости пород-коллекторов Западной Сибири в кислотных растворах следует связывать с составом цементирующего вещества. В состав цементирующего материала входит целый комплекс глинистых минералов от каолинита, монтмориллонита до гидрослюд и хлоритов. Если возникает необходимость проводить кислотные обработки в неокомских отложениях, то комплекс глинистых минералов, слагающих цемент, сужается до хлорита, каолинита и гидрослюд. Среди основных глинистых минералов, составляющих цемент пород, которые наиболее активно растворяются кислотах, выделяются железистые хлориты. Каолинит, гидрослюды и магнезиальные хлориты оказываются устойчивыми к действию кислот.
Взаимодействие кислот с каолинитом и гидрослюдой может привести только лишь к отрыву чешуек каолинита и гидрослюды от стенок поровых каналов ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Если при с олянокислотной обработке растворяются, главным образом, железистые хлориты, то необходимы методы ГИС, которые выделяют интервалы с повышенным содержанием железа. К.С. Турициным, ММ. Мандель- баумом установлены зависимости между магнитной восприимчивостью и содержанием железа в породах-коллекторах парфеновского горизонта Ко- выткинского месторождения (рисунок Данными исследователями выявлена связь между пористостью и содержанием в породах железистых хло- ритов Нами проведены исследования связи магнитных свойств валанжинских песчаников Уренгойского месторождения с растворимостью их в растворе соляной кислоты. Магнитная восприимчивость растворившихся в кислоте компонентов породы, связана с присутствием в ее составе железистых хлоритов, являющихся основным цементирующим минералом в продуктивных пластах валанжин-готеривских отложений месторождений Западной Сибири, Рисунок 15 - Связь магнитной восприимчивости с содержанием железа в песчаниках (по К.С. Турицину и др ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При солянокислотной обработке растворяются, главным образом, породы, содержащие железистые хлориты, которые при проведении магнитного каротажа в скважинах выделяются, как интервалы с высоким содержанием железа. Используя данные растворимости пород в соляной кислоте и результаты определения их магнитной восприимчивости, полученные на образцах керна, производят привязку данных магнитного каротажа, проводимого в различных скважинах, к лабораторным определениям. Поскольку отбор керна проводится, как правило, водной скважине в пределах куста скважин, то полученную по керну зависимость
χ =
( )
f C
используют для других скважин, где керн не отбирался, а проведен магнитный каротаж.
Экспериментальные работы с образцами горных пород проводились в следующей последовательности.
Проэкстрагированный и высушенный при температуре 105 С образец цилиндрической формы (размером 30
×30 мм) устанавливают на датчик кап- паметра и определяют магнитную восприимчивость (
χ ), проводят еще три замера, полученные результаты усредняют. Затем образец взвешивают, закладывают в стакан с 20
% - ной соляной кислотой и ставят его для насыщения под вакуум в течение трех часов, выдерживают в кислоте в течение ч, промывают дистиллированной водой для удаления кислоты из пор, проверяют показатель кислотности РН; воду в образце заменяют до тех пор, пока РН не будет равен 7. Образец снова высушивают в шкафу до постоянного веса при температуре 105 С, взвешивают и определяют количество растворившихся в соляной кислоте компонентов породы, строят зависимость магнитной восприимчивости от количества растворившихся в кислоте компонентов породы - С (рисунок 16).
0 2
4 6
8 1
3 С 4
6 Рисунок 16 - Зависимость магнитной восприимчивости (
χ) образцов керна
Уренгойского месторождения от растворимости (C); (С ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
χ =
( )
f C
используют для других скважин, где керн не отбирался, а проведен магнитный каротаж.
Экспериментальные работы с образцами горных пород проводились в следующей последовательности.
Проэкстрагированный и высушенный при температуре 105 С образец цилиндрической формы (размером 30
×30 мм) устанавливают на датчик кап- паметра и определяют магнитную восприимчивость (
χ ), проводят еще три замера, полученные результаты усредняют. Затем образец взвешивают, закладывают в стакан с 20
% - ной соляной кислотой и ставят его для насыщения под вакуум в течение трех часов, выдерживают в кислоте в течение ч, промывают дистиллированной водой для удаления кислоты из пор, проверяют показатель кислотности РН; воду в образце заменяют до тех пор, пока РН не будет равен 7. Образец снова высушивают в шкафу до постоянного веса при температуре 105 С, взвешивают и определяют количество растворившихся в соляной кислоте компонентов породы, строят зависимость магнитной восприимчивости от количества растворившихся в кислоте компонентов породы - С (рисунок 16).
0 2
4 6
8 1
3 С 4
6 Рисунок 16 - Зависимость магнитной восприимчивости (
χ) образцов керна
Уренгойского месторождения от растворимости (C); (С ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Зависимость магнитной восприимчивости от количества растворившихся в кислоте компонентов породы
χ =
( )
f C
может быть использована для интерпретации данных магнитного каротажа с целью выделения в разрезах скважин интервалов для солянокислотных обработок, а также для планирования проведения глинокислотных обработок, если содержание железосодержащих минералов окажется низким.
χ =
( )
f C
может быть использована для интерпретации данных магнитного каротажа с целью выделения в разрезах скважин интервалов для солянокислотных обработок, а также для планирования проведения глинокислотных обработок, если содержание железосодержащих минералов окажется низким.
1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Определение степени взаимодействия кислотных составов с образцами горных породи утяжелителями промывочных жидкостей
Степень взаимодействия кислотных составов с образцами горных пород определяется на растертых в порошок пробах. Пробы утяжелителя не растираются в порошок, а сухая навеска полимера растворяется вводной среде.
С этой целью используются следующие материалы и оборудование аналитические весы с точностью 0,01 г растертая проба горной породы или проба утяжелителя ступка для растирания породы набор пикнометров с объемом V = 50 мл 100 мл.
Очищенный от углеводородов и солей кусочек породы растирается до порошкообразного состояния и высушивается при температуре 105 С. Навеска породы или утяжелителя ссыпается в предварительно взвешенный пикнометр М, высушивается в сушильном шкафу при температуре 105 С, охлаждается в эксикаторе и взвешивается М. Отбирается навеска породы или утяжелителя массой дог, МВ пикнометр заливается определенное количество кислоты с известной концентрацией, который затем помещается в водяную баню или воздушный термостат и выдерживается при пластовой температуре в течение четырех часов.
Пикнометр освобождается от остатков реакции породы или утяжелителя и тщательно промывается кислотой. Кислота с продуктами реакции пробы фильтруется через фильтр с известной массой М. По массе пикнометра с сухой навеской породы или утяжелителя Ми массе вещества, собранного на бумажном фильтре, рассчитывается масса растворимого осадка М, образовавшегося в результате реакции .
2 1
4 3
∆ Осадок на фильтре промывается водой, высушивается и взвешивается -
M4
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При взаимодействии полимеров с кислотными составами использовалась методика, которая применяется при растворении образцов горных породи утяжелителей буровых растворов. Основное отличие методики растворения полимеров в кислотных составах - это приготовление из предварительно взвешенной сухой пробы полимера раствора нужной концентрации, с которым проводится весь цикл работы, как при растворении проб горных породи утяжелителей.
С целью подбора рецептур кислотных составов и определения степени растворимости пород были проведены экспериментальные работы на раст ртых образцах валанжинского керна Ямбургского месторождения. Для экспериментов использовались кислотные растворы, концентрации которых соответствуют составам используемых при обработке призабойных зон эксплуатационных и разведочных скважина также растворы более низкой концентрации. Если ГНПП Азимут применяют концентрированный раствор
12 % HCl + 1.5 % СН
3
СООН + 3 Н, то НТЦ «Уренгойгазпрома» используют преимущественно концентрированный раствор 20 % HCl + 15 % HF.
Проведённые эксперименты показали, что кислотные составы 20 % HCl +
15 % HF и 12 % НС + 1.5 % HF растворяют от 10 до 11,8 % твёрдой фазы пород. Снижение концентрации соляной кислоты в растворе до 10% приводит к снижению растворимости твердой фазы таблица Процесс растворения проб утяжелителя в кислоте проводился ввоз- душном термостате при температуре 105 С, что соответствует пластовым условиям ачимовских отложений. Для проведения экспериментов использовались пробы железорудных концентратов ЖРК-1; ЖРК-2, которые входят в состав утяжелителей при вскрытии ачимовских отложений. Растворение навесок проводилось в три этапа растворение 20 % - ным раствором соляной кислоты растворение 15 % - ной раствором плавиковой кислоты растворение- ным раствором соляной кислоты.
Таблица Результаты растворения валанжинских образцов песчаников скв. 413
Ямбургского месторождения
Вещественный состав пород
Номер этапа растворения Кислотные составы для растворения проб
Количество растворенного вещества,
%
Условия проведения опытов
Аркозовые песчаники HCl + 1.5% HF
11,8 12,3 8,3 8,8 Нормальные условия ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
С целью подбора рецептур кислотных составов и определения степени растворимости пород были проведены экспериментальные работы на раст ртых образцах валанжинского керна Ямбургского месторождения. Для экспериментов использовались кислотные растворы, концентрации которых соответствуют составам используемых при обработке призабойных зон эксплуатационных и разведочных скважина также растворы более низкой концентрации. Если ГНПП Азимут применяют концентрированный раствор
12 % HCl + 1.5 % СН
3
СООН + 3 Н, то НТЦ «Уренгойгазпрома» используют преимущественно концентрированный раствор 20 % HCl + 15 % HF.
Проведённые эксперименты показали, что кислотные составы 20 % HCl +
15 % HF и 12 % НС + 1.5 % HF растворяют от 10 до 11,8 % твёрдой фазы пород. Снижение концентрации соляной кислоты в растворе до 10% приводит к снижению растворимости твердой фазы таблица Процесс растворения проб утяжелителя в кислоте проводился ввоз- душном термостате при температуре 105 С, что соответствует пластовым условиям ачимовских отложений. Для проведения экспериментов использовались пробы железорудных концентратов ЖРК-1; ЖРК-2, которые входят в состав утяжелителей при вскрытии ачимовских отложений. Растворение навесок проводилось в три этапа растворение 20 % - ным раствором соляной кислоты растворение 15 % - ной раствором плавиковой кислоты растворение- ным раствором соляной кислоты.
Таблица Результаты растворения валанжинских образцов песчаников скв. 413
Ямбургского месторождения
Вещественный состав пород
Номер этапа растворения Кислотные составы для растворения проб
Количество растворенного вещества,
%
Условия проведения опытов
Аркозовые песчаники HCl + 1.5% HF
11,8 12,3 8,3 8,8 Нормальные условия ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Проба ЖРК-1 растворилась на 84,2 %, а проба ЖРК-2 только на 30,2 % из- за присутствия в ней большого количества силикатных примесей таблица 16. Таблица Результаты растворения утяжелителей бурового раствора
Тип утяжелителя
Номер этапа растворения
Кислотные составы для растворения проб
Количество растворенного вещества,
%
Условия проведения опытов
Железорудный концентрат
ЖРК-1 1
2 3
20 % HCl
15 % HF
20 % Растворение при t=105 о
С
ЖРК-2 1
2 3
20 % HCl
15 % HF
20 % Для удаления из проводящих трещин и пор трещинно-порового коллектора глинистой составляющей раствора и утяжелителей - железнорудного концентрата (ЖРК-1, ЖРК-2) и барита применяются следующие обработки при использовании в качестве утяжелителя ЖРК-1 – солянокислотная обработка для растворения ЖРК-2 – глинокислотная.
Для растворения барита скважину промывают горячей водой при температуре не ниже 80 С, а после этого закачивают раствор кальцинированной соды 15 % - ной или 17 % - ной концентрации, который продавливают в пласт для проведения конверсии барита и оставляют нач для реагирования, затем удаляют продукты реакции пуском скважины в работу. После остановки скважины проводят СКО прискважинной зоны.
При проведении кислотных обработок трещинно-поровых коллекторов используют кислотные составы, загущенные растворами ГЭЦ или КМЦ в количестве от 2 до 5 % (таблица Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100 С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.
Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и гли- нокислотных растворов определенной концентрации (Шалимов В.П. и др,
1972; Минеев В.П. и др, 1981; Сидоровский В.А. и др, 1978).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Тип утяжелителя
Номер этапа растворения
Кислотные составы для растворения проб
Количество растворенного вещества,
%
Условия проведения опытов
Железорудный концентрат
ЖРК-1 1
2 3
20 % HCl
15 % HF
20 % Растворение при t=105 о
С
ЖРК-2 1
2 3
20 % HCl
15 % HF
20 % Для удаления из проводящих трещин и пор трещинно-порового коллектора глинистой составляющей раствора и утяжелителей - железнорудного концентрата (ЖРК-1, ЖРК-2) и барита применяются следующие обработки при использовании в качестве утяжелителя ЖРК-1 – солянокислотная обработка для растворения ЖРК-2 – глинокислотная.
Для растворения барита скважину промывают горячей водой при температуре не ниже 80 С, а после этого закачивают раствор кальцинированной соды 15 % - ной или 17 % - ной концентрации, который продавливают в пласт для проведения конверсии барита и оставляют нач для реагирования, затем удаляют продукты реакции пуском скважины в работу. После остановки скважины проводят СКО прискважинной зоны.
При проведении кислотных обработок трещинно-поровых коллекторов используют кислотные составы, загущенные растворами ГЭЦ или КМЦ в количестве от 2 до 5 % (таблица Воздействие на утяжеленный баритом полимерглинистый буровой раствор композициями различных химических соединений при высокой температуре (свыше 100 С) приводит к беспорядочному движению атомов и молекул в системе и, следовательно, к увеличению энтропии, являющейся одной из основных термодинамических функций системы, к снижению устойчивости системы и, как следствие, удалению бурового раствора и его фильтрата этими композициями из ПЗП, очищению прискважинной зоны и увеличению проницаемости этой зоны.
Известны способы интенсификации притоков нефти и газа кислотной обработкой ПЗП, основанные на закачке в пласт соляно-кислотных и гли- нокислотных растворов определенной концентрации (Шалимов В.П. и др,
1972; Минеев В.П. и др, 1981; Сидоровский В.А. и др, 1978).
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Таблица Результаты восстановления проницаемости кернов после обработки
№№
образца
Состав композиции
Исходная проницаемость образца по керосину,
мкм
2
⋅ Проницаемость образца после обработки,
мкм
2
⋅ Коэффициент восстановления проницаемости керна,
доли ед
21-04
(искусств. керн %-ная Na
2
CO
3
;
8,0 %-ная НС %-ный раствор
Са(СlО)
2
⋅ НО %-ная НС +
+ 5,0 % об. HF +
+ 0,2 % об. С
6
Н
8
О
6 377,1 329,2 0,873 искусств. керн 418,0 0,995 искусств. керн 336,0 1,037 03-05
(естеств. керн 36,1 0,638 04-05
(естеств. керн 53,0 Недостатком данных способов является то, что кислоты неспособны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или поли- мерглинистого бурового раствора.
Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция
Са(СlО)
2
⋅ НО с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества
НПАВ типа «дисолван» (патент РФ № Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или поли- мерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, ив частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция, неспособен растворить барит, и действует только на полимерную составляющую.
Существует способ интенсификации притоков углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты (Ланчаков ГА, 1995). Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или по- лимерглинистых, утяжеленных баритом, буровых растворах, когда их филь-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
№№
образца
Состав композиции
Исходная проницаемость образца по керосину,
мкм
2
⋅ Проницаемость образца после обработки,
мкм
2
⋅ Коэффициент восстановления проницаемости керна,
доли ед
21-04
(искусств. керн %-ная Na
2
CO
3
;
8,0 %-ная НС %-ный раствор
Са(СlО)
2
⋅ НО %-ная НС +
+ 5,0 % об. HF +
+ 0,2 % об. С
6
Н
8
О
6 377,1 329,2 0,873 искусств. керн 418,0 0,995 искусств. керн 336,0 1,037 03-05
(естеств. керн 36,1 0,638 04-05
(естеств. керн 53,0 Недостатком данных способов является то, что кислоты неспособны растворить барит, входящий в состав утяжеленного полимерного или поли- мерглинистого бурового раствора.
Известен способ химической обработки прискважинной зоны пласта для интенсификации притока углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из водного раствора гипохлорита кальция
Са(СlО)
2
⋅ НО с добавкой неиногенного поверхностно-активного вещества
НПАВ типа «дисолван» (патент РФ № Недостатком этого способа является то, что он малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или поли- мерглинистых буровых растворах, утяжеленных баритом, ив частности, сильный окислитель - гипохлорит кальция, неспособен растворить барит, и действует только на полимерную составляющую.
Существует способ интенсификации притоков углеводородов, включающий закачку в пласт рабочего агента, состоящего из смеси каустической соды NaOH и глинокислоты (Ланчаков ГА, 1995). Недостатком этого способа является то, что он также малоэффективен при воздействии на продуктивные пласты, вскрытые на полимерных или по- лимерглинистых, утяжеленных баритом, буровых растворах, когда их филь-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
тратили сам раствор с баритом, проникая в ПЗП, ухудшают фильтрационную характеристику коллектора, и рабочий агент действует, в основном, на глинистую составляющую бурового раствора и коллектора.
Эффект от воздействия на ПЗП разработанной нами трехрастворной композиции заключается в очищениии увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.
Для решения поставленной задачи был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSО
4
в растворимый в соляной кислоте НС карбонат бария СО воздействовали раствором кальцинированной соды Na
2
CO
3
при высоких температурах - свыше 100
°С.
Реакция протекает последующей схеме + Na
2
CO
3
= ȼɚCO
3
+ Na
2
SO
4
;
CO
2
ȼɚCO
3
+ 2ɇɋl = BaCl
2
+ H
2
CO
3
Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6,0 %-ным раствором
Na
2
CO
3
иным раствором Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразруша- ющим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(СlО)
2
⋅ НО показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10,0 % наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять от 1,0 до 18,0 ч. (патент РФ № Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом
(
ρ=1685 кг/м
3
) и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна 6,0 %-ным раствором Na
2
CO
3
, 8,0 %-ным раствором HCl,
10,0 %-ным водным раствором Са(СlО)
2
⋅ НО и раствором смеси глино- кислоты (10,0%-ная HCl + 5,0 % об. HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 % об.
С
6
Н
8
О
6
). Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокис- лоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, те. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Эффект от воздействия на ПЗП разработанной нами трехрастворной композиции заключается в очищениии увеличении проницаемости ПЗП, повышении эффективности работ по воздействию на ПЗП, сокращении времени освоения скважин, интенсификации притоков углеводородов и увеличении производительности скважин, вскрывших пласты с АВПД.
Для решения поставленной задачи был выполнен комплекс лабораторных исследований. Для перевода нерастворимого в кислотах барита BaSО
4
в растворимый в соляной кислоте НС карбонат бария СО воздействовали раствором кальцинированной соды Na
2
CO
3
при высоких температурах - свыше 100
°С.
Реакция протекает последующей схеме + Na
2
CO
3
= ȼɚCO
3
+ Na
2
SO
4
;
CO
2
ȼɚCO
3
+ 2ɇɋl = BaCl
2
+ H
2
CO
3
Наилучшие результаты лабораторных исследований по увеличению проницаемости были получены при обработке кернов 6,0 %-ным раствором
Na
2
CO
3
иным раствором Результаты лабораторных исследований по обработке кернов, насыщенных полимерглинистым раствором и его фильтратом, полимерразруша- ющим реагентом на основе гипохлорита кальция Са(СlО)
2
⋅ НО показали, что концентрация гипохлорита кальция, равная 10,0 % наиболее оптимальна, а выдержка реагента в керне может составлять от 1,0 до 18,0 ч. (патент РФ № Были выполнены исследования по закачке в искусственные керны высокой проницаемости полимерглинистого раствора, утяжеленного баритом
(
ρ=1685 кг/м
3
) и определению степени восстановления проницаемости после обработки керна 6,0 %-ным раствором Na
2
CO
3
, 8,0 %-ным раствором HCl,
10,0 %-ным водным раствором Са(СlО)
2
⋅ НО и раствором смеси глино- кислоты (10,0%-ная HCl + 5,0 % об. HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 % об.
С
6
Н
8
О
6
). Аскорбиновая кислота является стабилизатором раствора глинокис- лоты и способствует предупреждению выпадения из раствора окисных соединений железа в осадок в виде гидратов окиси железа, те. в присутствии аскорбиновой кислоты соединения железа полностью находятся в растворенном состоянии и не выпадают из глинокислотного раствора в течение длительного времени ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Искусственный керн готовился следующим образом. Отбиралась проба песчаного материала фракции 0,4 – 1,2 мм и помещалась в цилиндрический контейнер, сжималась давлением 12,0 МПа. Цилиндрический контейнер взвешивался и определялась масса сухой породы.
Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель, контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.
Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением
12,0 МПа, прогревался до температуры 105 С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (К. Проницаемость составила 372,1
⋅10
-3
мкм
2
Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением
12,0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105 Си определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К. Проницаемость составила 5,0
⋅10
-3
мкм
2
Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6,0 %-ного водного раствора кальцинированной соды
Na
2
CO
3
при температуре 105 С, чтобы перевести барит BaSO
4
, нерастворимый в кислотах, в карбонат бария BaCO
3
, растворимый в соляной кислоте Ни других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч.
После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na
2
CO
3
проводилась прокачка через керн 8,0 %-ного водного раствора соляной кислоты Н. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение
1,0 ч при температуре 105 Си замерялась проницаемость по керосину (К. Проницаемость составила 20,0
⋅10
-3
мкм
2
Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался
10,0 %-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(СlО)
2
⋅ НО в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.
После выдержки раствора в керне в течение 10,0 ч при температуре
105 С, определялась проницаемость искусственного образца по керосину К, путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила мкм ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Затем контейнер с керном насыщался под вакуумом керосином. Перед зарядкой контейнера в кернодержатель, контейнер взвешивался и определялась масса породы, насыщенной керосином.
Контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался давлением
12,0 МПа, прогревался до температуры 105 С, прокачивался керосин и определялась проницаемость искусственного образца керна по керосину (К. Проницаемость составила 372,1
⋅10
-3
мкм
2
Затем керн вынимался из металлического контейнера и песок перемешивался с буровым полимерглинистым раствором, утяжеленным баритом в объеме, равном поровому объему образца керна. Песок, перемешанный с буровым раствором, в объеме, соответствующем первоначальному, помещался снова в металлический контейнер, сжимался эффективным давлением
12,0 МПа и насыщался под вакуумом керосином. Затем контейнер устанавливался в кернодержатель и сжимался эффективным давлением 12,0 МПа, прогревался до температуры 105 Си определялась проницаемость искусственного образца керна, насыщенного буровым раствором, по керосину (К. Проницаемость составила 5,0
⋅10
-3
мкм
2
Затем проводилась обработка искусственного образца керна путем прокачки через него 6,0 %-ного водного раствора кальцинированной соды
Na
2
CO
3
при температуре 105 С, чтобы перевести барит BaSO
4
, нерастворимый в кислотах, в карбонат бария BaCO
3
, растворимый в соляной кислоте Ни других кислотах. Прокачивалось два поровых объема образца керна. Образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение 1,0 ч.
После прокачки двух объемов образца керна раствора кальцинированной соды Na
2
CO
3
проводилась прокачка через керн 8,0 %-ного водного раствора соляной кислоты Н. Прокачивалось два поровых объема образца керна и образец выдерживался на реакции под давлением закачки в течение
1,0 ч при температуре 105 Си замерялась проницаемость по керосину (К. Проницаемость составила 20,0
⋅10
-3
мкм
2
Далее для разрушения полимерной составляющей в образец нагнетался
10,0 %-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(СlО)
2
⋅ НО в объеме, равном двум объемам порового пространства искусственного керна.
После выдержки раствора в керне в течение 10,0 ч при температуре
105 С, определялась проницаемость искусственного образца по керосину К, путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила мкм ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Для дальнейшего разрушения и последующего удаления из образца керна полимерглинистой составляющей бурового раствора в образец нагнетался раствор смеси глинокислоты (10,0 %-ная HCl + 5,0 % об. HF) с аскорбиновой кислотой (0,2 % об. С
6
Н
8
О
6
) в объеме, равном двум объемам поро- вого пространства искусственного керна.
После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1,0 ч при температуре 105 С, определялась проницаемость искусственного образца по керосину (К) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329,2
⋅10
-3
мкм
2
Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости
η относительно первоначальной 5
0,873 377,1
K1
η Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.
Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие и глинистые компоненты технологических жидкостей
Основной объем работ при разработке нефтяных месторождений связан с использованием методов физико-химического воздействия на призабойные зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин с целью увеличения добычи нефти. Одним из основных методов повышении нефтеотдачи является потокоотклоняющие технологии и полимерное заводнение, когда применяются водные растворы, загущенные полиакриламидами. Однако растворы полиакриламидов (ПАА) обладают большой чувствительностью к минерализации пластовых води снижают свою вязкость при концентрации солей до 10 гл. При прохождении вытесняющего фронта раствора полимера через продуктивный пласт его проницаемость снижается ив дальнейшем не восстанавливается до прежнего уровня. При проведении работ на нагнетательных скважинах раствор ПАА закачивают в наиболее проницаемые пласты с целью увеличения коэффициенты охвата заводнения.
При бурении и освоении скважин также используются химические реагенты, в состав которых полиакриламид гипан, метас, метакрин и др. Основное назначение данных полимеров снижение водоотдачи буровых растворов ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
6
Н
8
О
6
) в объеме, равном двум объемам поро- вого пространства искусственного керна.
После выдержки раствора смеси кислот в керне в течение 1,0 ч при температуре 105 С, определялась проницаемость искусственного образца по керосину (К) путем прокачки керосина до стабилизации расхода. Проницаемость составила 329,2
⋅10
-3
мкм
2
Эффективность обработки оценивалась по степени восстановления проницаемости
η относительно первоначальной 5
0,873 377,1
K1
η Были выполнены лабораторные исследования по восстановлению ФЕС пород-коллекторов и на естественных кернах, приготовленных к экспериментам по общепринятой и известной методике.
Физико-химическое воздействие на полимерсодержащие и глинистые компоненты технологических жидкостей
Основной объем работ при разработке нефтяных месторождений связан с использованием методов физико-химического воздействия на призабойные зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин с целью увеличения добычи нефти. Одним из основных методов повышении нефтеотдачи является потокоотклоняющие технологии и полимерное заводнение, когда применяются водные растворы, загущенные полиакриламидами. Однако растворы полиакриламидов (ПАА) обладают большой чувствительностью к минерализации пластовых води снижают свою вязкость при концентрации солей до 10 гл. При прохождении вытесняющего фронта раствора полимера через продуктивный пласт его проницаемость снижается ив дальнейшем не восстанавливается до прежнего уровня. При проведении работ на нагнетательных скважинах раствор ПАА закачивают в наиболее проницаемые пласты с целью увеличения коэффициенты охвата заводнения.
При бурении и освоении скважин также используются химические реагенты, в состав которых полиакриламид гипан, метас, метакрин и др. Основное назначение данных полимеров снижение водоотдачи буровых растворов ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Присутствие в составе растворов полимеров может привести в процессе вскрытия к снижению проницаемости, вскрываемых скважиной продуктивных пластов. Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений в значительной мере зависит от состояния фильтрационной характеристики при- скважинной зоны пласта. Фактические дебиты эксплуатационных скважин оказываются значительно ниже их потенциальных дебитов. В этом случае возникает необходимость в проведении работ по восстановлению фильтрационной характеристики ПЗП. Снижение фильтрационной характеристики может произойти, как в процессе бурения, таки эксплуатации скважин. Снижение продуктивности эксплуатационных скважин после выхода из бурения может происходить в следующих случаях- набухания глинистых цементов пород-коллекторов при контакте с пресным фильтратом бурового раствора- образования обширных зон проникновения водного фильтрата бурового раствора из-за значительных репрессий при вскрытии продуктивных пластов- проникновения тонкодисперсных частиц в поры породы-коллектора и образования в капиллярах обширных диффузионно-адсорбционных слоев.
Если две основные причины снижения фильтрационных характеристик могут устраняться путем внесения изменений в технологию бурения скважин и составы растворов, используемых для вскрытия продуктивных пластов, то остальные можно ликвидировать с помощью физико-химического воздействия на ПЗП. Однако процессы, происходящие в пористых средах, где значительную роль оказывают процессы адсорбции и диффузии еще недостаточно изучены, хотя фактически они могут сыграть решающую роль в снижении проницаемости в ПЗП.
При вскрытии продуктивных пластов на полимерглинистых растворах первым этапом химической обработки является разглинизация стенок ствола скважины, проведённая в интервале пласта. Природные глины обладают пластичностью в естественном состоянии, способностью к набуханию и диспергированию. Пластичность глин объясняется высокой дисперсностью составляющих ее минералов. В группу этих минералов включены высокодисперсные водные алюмосиликаты из класса слоистых силикатов сне- прерывными слоями кремнекислородных тетраэдров и алюмокислородных октаэдров.
В первом случае атом кремния окружен четырьмя атомами кислорода, во втором атом алюминия окружён восемью атомами кислорода. В результате изоморфного замещения атома кремния и алюминия на катионы более низкой валентности образуется сложная кристаллическая решётка глинистых
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
Если две основные причины снижения фильтрационных характеристик могут устраняться путем внесения изменений в технологию бурения скважин и составы растворов, используемых для вскрытия продуктивных пластов, то остальные можно ликвидировать с помощью физико-химического воздействия на ПЗП. Однако процессы, происходящие в пористых средах, где значительную роль оказывают процессы адсорбции и диффузии еще недостаточно изучены, хотя фактически они могут сыграть решающую роль в снижении проницаемости в ПЗП.
При вскрытии продуктивных пластов на полимерглинистых растворах первым этапом химической обработки является разглинизация стенок ствола скважины, проведённая в интервале пласта. Природные глины обладают пластичностью в естественном состоянии, способностью к набуханию и диспергированию. Пластичность глин объясняется высокой дисперсностью составляющих ее минералов. В группу этих минералов включены высокодисперсные водные алюмосиликаты из класса слоистых силикатов сне- прерывными слоями кремнекислородных тетраэдров и алюмокислородных октаэдров.
В первом случае атом кремния окружен четырьмя атомами кислорода, во втором атом алюминия окружён восемью атомами кислорода. В результате изоморфного замещения атома кремния и алюминия на катионы более низкой валентности образуется сложная кристаллическая решётка глинистых
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
минералов, которая приобретает отрицательный заряд. Компенсация заряда происходит катионами, расположенными в межплоскостном пространстве. Сила взаимодействия этих катионов с решёткой минералов обуславливает главные свойства глин таких, как пластичность, набухание, способность к диспергированию и т.д. При контакте сводными растворами соли происходит обменная реакция, приводящая к замещению катионов глины на катионы, находящиеся в растворе. В результате такого обмена ослабляется связь между отдельными чешуйками глин, вследствие электростатического отталкивания происходит увеличение объёма глин (набухание. При соответствующем подборе обменных катионов можно обеспечить такое снижение плоскостных связей, что отдельные чешуйки глины могут самопроизвольно переходить в контактирующий сними раствор. Обеспечение такой деагре- гации (пептизация) глины и являются целью декольматации призабойной зоны пласта. После перехода глинистых компонентов в раствор становится возможным их удаление.
К глинистым минералам относятся также часть высокодисперсных силикатов с щелочно-слоистым типом структуры - полигорсит и сеннолит и ряд минералов, структура которых аналогична структуре глинистых минералов, слюды, пирофиллита и др.
В результате взаимодействия глин с водой происходит набухание глинистых пород, состоящее в увеличении влажности и объема пород. При набухании глин происходит гидратация активных адсорбирующих центров поверхности глинистых минералов. Образование последующих слоев из молекул воды на поверхности минералов связано с наличием межмолекулярного взаимодействия между молекулами воды и поверхностью глинистых минералов.
Эффект физико-химического взаимодействия воды и глинистых минералов остается малоизученным. Взаимодействие воды и глинистых минералов может иметь дисперсную, электростатическую, химическую природу. С целью создания технологий по декольматации призабойной зоны пласта необходимо учитывать взаимодействие глинистых породи воды.
Для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, вскрытой на полимерглинистых растворах, первым этапом обработки является разглинизация стенок ствола скважины, которая предусматривает- химическое разложение полимерглинистой составляющей бурового раствора- промывку скважины после разложения полимерглинистой части раствора проводят технической водой на щадящих режимах без значительных репрессий на пласт.
Пазин АН, Ткачёв А.Е. предложили комплексный подход к воздействию на ПЗП двух и трехкомпонентными химическими составами (не содер-
К глинистым минералам относятся также часть высокодисперсных силикатов с щелочно-слоистым типом структуры - полигорсит и сеннолит и ряд минералов, структура которых аналогична структуре глинистых минералов, слюды, пирофиллита и др.
В результате взаимодействия глин с водой происходит набухание глинистых пород, состоящее в увеличении влажности и объема пород. При набухании глин происходит гидратация активных адсорбирующих центров поверхности глинистых минералов. Образование последующих слоев из молекул воды на поверхности минералов связано с наличием межмолекулярного взаимодействия между молекулами воды и поверхностью глинистых минералов.
Эффект физико-химического взаимодействия воды и глинистых минералов остается малоизученным. Взаимодействие воды и глинистых минералов может иметь дисперсную, электростатическую, химическую природу. С целью создания технологий по декольматации призабойной зоны пласта необходимо учитывать взаимодействие глинистых породи воды.
Для восстановления проницаемости призабойной зоны скважин, вскрытой на полимерглинистых растворах, первым этапом обработки является разглинизация стенок ствола скважины, которая предусматривает- химическое разложение полимерглинистой составляющей бурового раствора- промывку скважины после разложения полимерглинистой части раствора проводят технической водой на щадящих режимах без значительных репрессий на пласт.
Пазин АН, Ткачёв А.Е. предложили комплексный подход к воздействию на ПЗП двух и трехкомпонентными химическими составами (не содер-
1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
98
жащими хлора) на основе гидролизной кислоты с последующим удалением продуктов реакции промывкой или свабированием. Главным условием данной технологии является полная очистка ПЗП от продуктов реакции после каждого этапа воздействия. При этом после каждого этапа из скважины извлекаются от 40 дом жидкости с мехпримесями и продуктами реакции. Успешность технологии достигается за счет подбора рецептуры технологических жидкостей и использованием для вызова притока гидроимпульсного воздействия на ПЗП [33]. В трещинно-поровых, поровых коллекторах предлагается использовать кислый диспергатор - растворитель, в состав которого входят монокарбоновые кислоты, оказывающие диспергирующее действие на глинистую составляющую бурового раствора и растворяют карбоновые минералы коллектора.
Скорость разрушения глинистых частиц из монтмориллонитовой глины вводе достигает от 8·10
-3
до 45·10
-3
г/мин, под воздействием соляной кислоты скорость разрушения составляет от 25 10
-2
до 100·10
-2
г/мин, бисульфата натрия от 6·10
-2
до 17·10
-2
г/мин.
При разрушении глинистых частиц происходит разрыв структурных связей между глинистыми агрегатами и частичное разрушение глинистых минералов в процессе растворения, ионообмена и окислительно-восстано- вительного воздействия. Образующиеся в результате этого процесса тонко- дисперсные частицы лишаются способности к агрегации и слипанию, легко удаляются при освоении скважины. В результате экспериментальных работ на образцах песчаников с высокой проницаемостью при их глубокой коль- матации проницаемость восстанавливается от 17 % до 35 %. Для образцов с низкой проницаемостью после формирования глинистой корки проницаемость восстанавливается на 60-80 %, а после воздействия на глинистую корку 8 % - ным раствором бисульфата натрия проницаемость восстанавливается от 87 % до 99 Для удаления глинистой корки со стенок скважины и декольматации пор пласта применяется способ закачки в пласт водного раствора сульфата алюминия с концентрацией от 0,5 % до 50,0 % с выдержкой состава до начала тампонажных работ. Известно использование для разрушения кольматантов синтетических глинистых кислот, бикарбоната натрия (NaHCO
3
). Гребенни- ковым ВТ. и др. предложен состав для разрушения глинистого кольматанта, содержащий перекись водорода, литий кремнекислый и воду.
Для декольматации ПЗП от полимерных образований акрилового ряда высокую эффективность имеют реагенты на фосфорной основе, содержащие перекись водорода и дегидрофосфат кальция. Хорошие результаты получают при использовании сильных окислителей гипохлорита натрия или кальция ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
99 2 [-CH2-CH-] + 15 NaClO = 6CO
2
+ 5 H
2
O + 15 NaCl + Конечными продуктами реакции разложения полиакриламида является вода, хлористый натрий, азот и углекислый газ.
В отличии от низкомолекулярных соединений полимерные соединения растворяются гораздо медленнее в низкомолекулярных веществах. В начальной стадии растворения происходит процесс набухания полимера, который изменяет свой объемно сохраняет свою форму. Вязкость полимерных растворов значительно превышает вязкость растворов низкомолекулярных, а при добавке растворителя полимерный раствор приобретает текучесть. В отличие от низкомолекулярных соединений, где молекулярная масса величина постоянная, у полимеров молекулярная масса – величина среднестатистическая, так как полимеры состоят из смеси макромолекул, имеющих свои размеры и массу. Полимерные соединения в отличии от обычных веществ обладают особыми свойствами при химических реакциях основное участие принимают не молекулы, а макромолекулярная цепь, поэтому под влиянием химических и физических воздействий происходит разрыв связей основной макромолекулярной цепи. Факторы, приводящие к разрыву мак- ромолекулярных связей, можно разделить на физические, химические или их комбинации. Химическое воздействие на полимеры связано с действием воды, спиртов, кислот, щелочей, аминов, фенолов, кислорода и др.
Под действием кислот и щелочей возможен гидролиз полимеров, при котором распадаются амидные связи ив результате этого разрыва образуются две макромолекулы, содержащие амины и карбоксильные группы [34]. К физическому воздействию следует отнести термоокислительное, когда полимер разрушается при одновременном воздействии кислорода и теплоты. В настоящее время применяются методы биологического воздействия на полимерные связи с помощью жизнедеятельности микроорганизмов.
Широкое использование полимерных составов в нефтедобыче, бурении, освоении скважин может давать положительные результаты при вытеснении нефти, таки отрицательные результаты в получении на эксплуатационных скважинах дебитов близких к потенциальным. Вторая часть этой проблемы сейчас довольно успешно решается при применении биополимерных растворов и использованием в составе буровых растворов, жидкостей освоения, глушения скважин полимеров легко разрушаемых при физико-химическом воздействии.
При исследовании растворимости полимерной составляющей технологических жидкостей для освоения и интенсификации притока скважин была предложена методика, позволяющая максимально приблизить процесс разрушения полимерных связей с помощью кислотных композиций в пластовых условиях. В экспериментах по растворению полимеров использовал ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
100
ся ацетон-кислотный раствори, спирто- кислотный раствори и 3 % диэтиленгликоля (ДЭГ), кислотный раствор 10 % HCl + 5% HF + 0,2% С
6
Н
8
О
6
(соляная, плавиковая, аскорбиновая кислоты).
Полимеры для проведения экспериментов были представлены кар- боксиметилцеллюлозой (КМЦ), полианионной целлюлозой (ПАЦ-В), суль- фацелом. Методика экспериментов состояла в проведении следующих операций.
Предварительно навеску полимера массой
M0
растворяли вводе и определяли его концентрацию. Содержание полимеров вводных растворах изменялось от 1 % до 2 % у ПАЦ-В, от 1 % до 3 % у КМЦ, от 1 % до 2 % у сульфацелла. Водные растворы полимеров заливались в стеклянные колбы ив них добавлялись композиции кислот в объеме 100 см. В течении четырех часов раствор выдерживался при нормальных условиях. После выдержки раствор полимера с кислотной композицией фильтровался через слой фильтровальной бумаги в сушильном шкафу при температуре 75 С. Осадок со дна и стенок колбы смывался кислотной композицией. После окончания фильтрования фильтр с осадком сушился в сушильном шкафу при температуре 80 С до постоянной массы и взвешивался навесах с точностью до 0,001 г.
Масса сухого остатка полимера на фильтре после сушки до постоянной массы
M1
рассчитывается по формуле где
M
3
- масса фильтра с осадком после сушки, кг - масса сухого фильтра, кг.
Растворимость полимера
P
в кислотных композициях рассчитывается по формуле где P - растворимость полимера, доли - начальная масса полимера, кг - масса сухого осадка полимера после обработки кислотной композицией, кг.
В результате проведенных экспериментальных работ по разрушению полимерных связей кислотными композициями установлено, что большин-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
101
ство полимеров успешно разрушаются спирто-кислотным раствором от 10
% дои от 1 % до 3 % диэтиленгликоля 93,7 % у КМЦ, 92,0% у
ПАЦ-В, 97,5 % у сульфацелла. На полученных зависимостях растворимости полимеров от концентрации соляной кислоты удалось установить, что при одной концентрации соляной кислоты, нос разным содержанием ДЭГ в растворе от 1,0 % до 3,0 %, лучшие результаты растворимости полимеров в спирто-кислотном растворе можно получить при содержании ДЭГ до 3,0 %. При снижении содержания ДЭГ в растворе дои концентрации кислоты от 20 % до 10 % разрушение полимеров происходит у КМЦ от 91,5 % до 52,0 %, у ПАЦ-В от 84,0 % до 32,5 %. В отличие от полимерных растворов, содержащих КМЦ концентрацией от 1 до 2 %, полимерный раствор сульфацелла концентрацией от 1 до 2 % подвергается большей деструкции даже при снижении содержания диэтиленгликоля дои составляет от
83,0 % до 93,0 % (Рисунок 17, 18).
Ɋ,%
10 0
C,%
10 20 30 40 50 60 70 80 90 1 0 0
15 20 1
1 1
2 Рисунок 17 - Зависимость растворимости полимеров от концентрации соляной кислоты в спирто-кислотном растворе с содержанием диэтиленгликоля - 1,0 Шифр кривых содержания полимеров в растворе- 1,0 – 2,0 % - ный раствор ПАЦ-В, - 1,0 – 3,0 % - ный раствор КМЦ.
- 1,0 – 2,0 % - ный раствор сульфацела.
Результаты растворимости полимеров в ацетон-кислотном растворе
15 % HCl + 20% (CH
3
)CO, приведенные в таблице 14 дают более низкие результаты, чем в спиртно-кислотном растворе, у КМЦ от 87,5 % до 94,8 %, у
ПАЦ-В от 75,8 % до 86,0 %.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
С целью оценки влияния проникновения полимерных растворов на проницаемость пород были отобраны образцы керна Уренгойского месторождения. В образце была смоделирована остаточная водонасыщенность и начальная нефтенасыщенность. Образцы устанавливались в кернодержатель установки, моделировались пластовые условия 0
C,%
10 20 30 40 50 60 70 80 90 1 0 0
15 20 1
1 1
2 Рисунок 18 - Зависимость растворимости полимеров от концентрации соляной кислоты в спирто-кислотном растворе с содержанием диэтиленгликоля - 3,0 %. Шифр кривых содержания полимеров в растворе- 1,0 – 2,0 % - ный раствор ПАЦ-В, - 1,0 – 2,0 % - ный раствор КМЦ.
- 1,0 – 2,0 % - ный раствор сульфацела.
Таблица Результаты растворения полимеров в ацетоно-кислотных композициях
Тип полимера
Концентрации полимеров в растворе, Кислотная композиция для растворения проб
Количество растворенного вещества
КМЦ
2,0 15 % HCl + 20 % (CH
3
)CO
94,8
КМЦ
2,0 15 % HCl + 10 % (CH
3
)CO
87,5
ПАЦ-В
2,0 15 % HCl + 20 % (CH
3
)CO
86,0
ПАЦ-В
2,0 15 % HCl + 10 % (На первом этапе у образца керна определялась фазовая проницаемость по керосину ив образец закачивался полимерный раствор в количестве от двух до трех объемов пор ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
C,%
10 20 30 40 50 60 70 80 90 1 0 0
15 20 1
1 1
2 Рисунок 18 - Зависимость растворимости полимеров от концентрации соляной кислоты в спирто-кислотном растворе с содержанием диэтиленгликоля - 3,0 %. Шифр кривых содержания полимеров в растворе- 1,0 – 2,0 % - ный раствор ПАЦ-В, - 1,0 – 2,0 % - ный раствор КМЦ.
- 1,0 – 2,0 % - ный раствор сульфацела.
Таблица Результаты растворения полимеров в ацетоно-кислотных композициях
Тип полимера
Концентрации полимеров в растворе, Кислотная композиция для растворения проб
Количество растворенного вещества
КМЦ
2,0 15 % HCl + 20 % (CH
3
)CO
94,8
КМЦ
2,0 15 % HCl + 10 % (CH
3
)CO
87,5
ПАЦ-В
2,0 15 % HCl + 20 % (CH
3
)CO
86,0
ПАЦ-В
2,0 15 % HCl + 10 % (На первом этапе у образца керна определялась фазовая проницаемость по керосину ив образец закачивался полимерный раствор в количестве от двух до трех объемов пор ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
В качестве полимерных растворов использовались 2 % - ные водные растворы КМЦ, сульфацелла, ПАЦ-В.
На следующем этапе полимерный раствор вытеснялся углеводородной жидкостью – керосином, определялась фазовая проницаемость по керосину и коэффициент восстановления проницаемости. С целью очистки порово- го пространства от остатков полимерного раствора в образец закачивался спирто-кислотный раствор 20 % HCl + 3 % ДЭГ. После выдержки спирто- кислотного раствора в течение 1 ч он вытеснялся из образца углеводородной жидкостью – керосином, определялась фазовая проницаемость по керосину и рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости.
В результате экспериментальных работ получены зависимости коэффициента восстановления проницаемости (
β
) от фазовой проницаемости образцов керна по керосину (рисунок Коэффициент восстановления проницаемости ост 0,7 0,9 1,0 1,8 2,5 4,0 5,0 7,5 10,0 10 20 30 40 50 60 К 10 мкм
2
-3
А
Б
В
1 1
1 2
2 2
3 3
3 4
4 4
5 5
5 6
6 Рисунок - Зависимость коэффициента восстановления проницаемости (
β
) от проницаемости по углеводородной жидкости (
K
) после закачки в образец полимерного раствора.
А – образец обработан КМЦ, Б - образец обработан сульфацеллом, В - образец обработан ПАЦ-В; участки 1, 2, 3 вытеснение полимерного раствора углеводородной жидкостью, участки 3, 4, 5, 6 разрушение полимерной составляющей спирто-кислотным раствором.
Участки кривых обозначенных 1, 2, 3 соответствуют вытеснению полимерных растворов углеводородной жидкостью, а участки 3, 4, 5, 6 показыва-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
На следующем этапе полимерный раствор вытеснялся углеводородной жидкостью – керосином, определялась фазовая проницаемость по керосину и коэффициент восстановления проницаемости. С целью очистки порово- го пространства от остатков полимерного раствора в образец закачивался спирто-кислотный раствор 20 % HCl + 3 % ДЭГ. После выдержки спирто- кислотного раствора в течение 1 ч он вытеснялся из образца углеводородной жидкостью – керосином, определялась фазовая проницаемость по керосину и рассчитывался коэффициент восстановления проницаемости.
В результате экспериментальных работ получены зависимости коэффициента восстановления проницаемости (
β
) от фазовой проницаемости образцов керна по керосину (рисунок Коэффициент восстановления проницаемости ост 0,7 0,9 1,0 1,8 2,5 4,0 5,0 7,5 10,0 10 20 30 40 50 60 К 10 мкм
2
-3
А
Б
В
1 1
1 2
2 2
3 3
3 4
4 4
5 5
5 6
6 Рисунок - Зависимость коэффициента восстановления проницаемости (
β
) от проницаемости по углеводородной жидкости (
K
) после закачки в образец полимерного раствора.
А – образец обработан КМЦ, Б - образец обработан сульфацеллом, В - образец обработан ПАЦ-В; участки 1, 2, 3 вытеснение полимерного раствора углеводородной жидкостью, участки 3, 4, 5, 6 разрушение полимерной составляющей спирто-кислотным раствором.
Участки кривых обозначенных 1, 2, 3 соответствуют вытеснению полимерных растворов углеводородной жидкостью, а участки 3, 4, 5, 6 показыва-
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
104
ет изменение проницаемости после разрушения полимеров спирто-кислот- ным раствором Рассматривая полученные зависимости следует отметить факт увеличения проницаемости образца после закачки в образец сульфацелла и обработки спирто-кислотным раствором. Более низкие значения проницаемости получены на образце, обработанным ПАЦ-В и спирто-кислотным раствором. Хотя на участке 1, 2, 3 значения коэффициента восстановления проницаемости значительно более лучшие, чему образцов, обработанных КМЦ и сульфацеллом. Худшие условия вытеснения полимерного раствора из образца керна, в который был закачан раствор, содержащий 2 % -ный КМЦ. Обработка данного образца спирто-кислотным раствором не дала высокого эффекта увеличения проницаемости.
Различная форма зависимостей связана прежде всего со строением порового пространства образца и устойчивостью полимерного раствора к воздействия спирто-кислотного раствора. При разрушении полимерной составляющей в процессе лабораторных опытов была получена следующая последовательность растворения спирто-кислотным раствором полимеров
КМЦ, сульфацелл, ПАЦ-В. Однако при закачке полимерных растворов в образцы данная последовательность оказалась нарушенной и получила вид сульфацелл, ПАЦ-В, КМЦ.
В глинокислотном растворе 10 % HCl + 5% HF + 0,2 С
6
Н
8
О
6
количество растворенного вещества у КМЦ достигает 65,0 %, у ПАЦ-В – 71,0 %, у суль- фацела 95,5 (таблица Проведенная серия экспериментальных работ с растворами полимеров КМЦ, ПАЦ-В, сульфацелл показала, что высокую эффективность при проведении работ по увеличению проницаемости прискважинных зон будут иметь спирто-кислотные обработки раствором 20 % HCl + 3 % ДЭГ в случае, если в составе технологических жидкостей присутствовали полимеры
КМЦ, ПАЦ-В, сульфацел.
Таблица Результаты растворения полимеров в глинокислотном растворе
Тип полимера
Концентрации полимеров в растворе, Кислотная композиция для растворения проб
Количество растворенного вещества
КМЦ
1,0 10 % HCl + 5% HF +
0,2 С
6
Н
8
О
6 65,0
ПАЦ-В
1,0 10 % HCl + 5% HF +
0,2 % С
6
Н
8
О
6 71,0
Сульфацел
1,0 10 % HCl + 5% HF +
0,2 % С
6
Н
8
О
6 95,5
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
При взаимодействии 5 % - ных растворов КМЦ с ацетон-кислотным раствором растворилось от 80,5 до 92 % полимера 5 % - ный раствор КЛСП и 5 % - ный раствор Кеm-pas растворились в ацетон-кислотном растворе от
29,4 до 33,7 %. В случае реакции 5 % - ного раствора КМЦ, 4 % - ного раствора КЛСП, 5 % - ного раствора Кеm-pas с 20 % - ной соляной кислотой растворилось 90,2 % полимера КМЦ, 34,0 % полимера Кеm-pas и 43,3 % полимера КЛСП. Все опыты по растворению полимеров в кислотных составах проводились при 80
о
С таблица Таблица Результаты растворения проб полимеров
Тип полимера
Номер этапа растворения
Кислотные составы для растворения проб
Количество растворенного вещества,
%
Условия проведения опытов % раствор КМЦ
1 % раствор КМЦ
5 % раствор КЛСП
5 % раствор Кеm-pas
1 1
1 1
24 % HCl + ацетон % HCl + ацетон % HCl + ацетон % HCl + ацетон 80,5 29,4 Растворение при t=80 о
С
5 % раствор КМЦ
4 % раствор КЛСП
5 % раствор Kem-pas
1 1
1 20 % HCl
20 % HCl
20 % HCl
90,2 43,3 Способна скважине реализуется путем обработки ПЗП с закачкой химических реагентов в следующей последовательности приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na
2
CO
3 6,0 ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, ноне менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты НС 8,0 ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na
2
CO
3
, ноне менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0 %-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(СlО)
2
⋅ НО в объеме, равном объему 8,0 ной соляной кислоты НС, ноне менее
0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
29,4 до 33,7 %. В случае реакции 5 % - ного раствора КМЦ, 4 % - ного раствора КЛСП, 5 % - ного раствора Кеm-pas с 20 % - ной соляной кислотой растворилось 90,2 % полимера КМЦ, 34,0 % полимера Кеm-pas и 43,3 % полимера КЛСП. Все опыты по растворению полимеров в кислотных составах проводились при 80
о
С таблица Таблица Результаты растворения проб полимеров
Тип полимера
Номер этапа растворения
Кислотные составы для растворения проб
Количество растворенного вещества,
%
Условия проведения опытов % раствор КМЦ
1 % раствор КМЦ
5 % раствор КЛСП
5 % раствор Кеm-pas
1 1
1 1
24 % HCl + ацетон % HCl + ацетон % HCl + ацетон % HCl + ацетон 80,5 29,4 Растворение при t=80 о
С
5 % раствор КМЦ
4 % раствор КЛСП
5 % раствор Kem-pas
1 1
1 20 % HCl
20 % HCl
20 % HCl
90,2 43,3 Способна скважине реализуется путем обработки ПЗП с закачкой химических реагентов в следующей последовательности приготавливают водный раствор кальцинированной соды Na
2
CO
3 6,0 ной концентрации в объеме, равном объему проникшего в пласт фильтрата бурового раствора, ноне менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, и продавливают его через НКТ в пласт, выдерживают раствор под давлением закачки в пласте в течение 1,0 ч, затем закачивают раствор соляной кислоты НС 8,0 ной концентрации в объеме, равном объему раствора кальцинированной соды Na
2
CO
3
, ноне менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, продавливают через НКТ в пласт и выдерживают под давлением закачки в течение 1,0 ч, затем осваивают скважину одним из известных способов, после этого проводят прямую промывку скважины, затем закачивают через НКТ в пласт под давлением, не выше давления разрыва пласта, 10,0 %-ный водный раствор гипохлорита кальция Са(СlО)
2
⋅ НО в объеме, равном объему 8,0 ной соляной кислоты НС, ноне менее
0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта, выдерживают закачанный раствор гипохлорита кальция в пласте под давлением закачки в течение 10,0 ч, осваивают скважину одним из известных способов, проводят
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
прямую промывку скважины, затем готовят раствор смеси глинокислоты
10,0 %-ная HCl + 5,0 % об. HF с аскорбиновой кислотой 0,2 % об. С
6
Н
8
О
6
в объеме, равном объему 10,0 %-ного водного раствора гипохлорита кальция
Са(СlО)
2
⋅ НО, ноне менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь поддав- лением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.
Кислотные обработки карбонатных коллекторов
Для обработки ПЗ скважин, сложенных известняками (СаСО
3
) и доло- митами (СаМg(CО
3
)
2
), широкое распространение получила СКО, позволяющая восстанавливать фильтрационные свойства пород-коллекторов. При обработке карбонатных пород соляная кислота реагирует с породой, а нес продуктами, загрязняющими призабойную зону. Кислота при закачке ее в
ПЗП обходит загрязнения и образует в породе новые каналы, соединяющие скважину с удаленной зоной пласта. Реакция соляной кислоты с доломитами и известняками характеризуется коэффициентом растворимости в зависимости от концентрации кислот. Зависимости коэффициентов растворимости для известняка и доломита от концентрации соляной и плавиковой кислот приведены на рисунках 20, От концентрации кислоты зависит не только коэффициент растворимости, но и скорость реакции кислоты с породой, которая имеет максимальное значение при концентрации до 24 %. Поэтому при обработке пластов, имеющих пластовую температуру ниже 50 С, применять кислотные растворы высокой концентрации не рекомендуется.
С увеличением концентрации кислоты в растворе прореагировавшей кислоты увеличивается количество углекислого газа и хлористого кальция, а растворимость углекислого газа снижается. Наличие большого количества углекислого газа в растворе кислоты замедляет скорость реакции и препятствует закачке кислоты в пласт (таблица 21). Основной недостаток высококонцентрированных кислотных растворов состоит в том, что они вызывают сильную коррозию оборудования и эксплуатационной колонны, чтобы сократить время контакта кислоты с колонной и оборудованием приходится увеличивать скорость закачки кислоты в пласт.
При сильной глинизации карбонатного коллектора или глубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт целесообразно применять технологию закачки кислотного раствора в режиме раскрытия микротрещин и кислотный ГРП. Выбор типа обработки определяют по результатам анали-
10,0 %-ная HCl + 5,0 % об. HF с аскорбиновой кислотой 0,2 % об. С
6
Н
8
О
6
в объеме, равном объему 10,0 %-ного водного раствора гипохлорита кальция
Са(СlО)
2
⋅ НО, ноне менее 0,5 м на один метр вскрытой эффективной толщины пласта и закачивают приготовленную смесь через НКТ в пласт под давлением, не выше давления гидроразрыва, выдерживают смесь поддав- лением закачки в течение 1,0 ч, после этого осваивают скважину одним из известных способов и проводят гидродинамические исследования.
Кислотные обработки карбонатных коллекторов
Для обработки ПЗ скважин, сложенных известняками (СаСО
3
) и доло- митами (СаМg(CО
3
)
2
), широкое распространение получила СКО, позволяющая восстанавливать фильтрационные свойства пород-коллекторов. При обработке карбонатных пород соляная кислота реагирует с породой, а нес продуктами, загрязняющими призабойную зону. Кислота при закачке ее в
ПЗП обходит загрязнения и образует в породе новые каналы, соединяющие скважину с удаленной зоной пласта. Реакция соляной кислоты с доломитами и известняками характеризуется коэффициентом растворимости в зависимости от концентрации кислот. Зависимости коэффициентов растворимости для известняка и доломита от концентрации соляной и плавиковой кислот приведены на рисунках 20, От концентрации кислоты зависит не только коэффициент растворимости, но и скорость реакции кислоты с породой, которая имеет максимальное значение при концентрации до 24 %. Поэтому при обработке пластов, имеющих пластовую температуру ниже 50 С, применять кислотные растворы высокой концентрации не рекомендуется.
С увеличением концентрации кислоты в растворе прореагировавшей кислоты увеличивается количество углекислого газа и хлористого кальция, а растворимость углекислого газа снижается. Наличие большого количества углекислого газа в растворе кислоты замедляет скорость реакции и препятствует закачке кислоты в пласт (таблица 21). Основной недостаток высококонцентрированных кислотных растворов состоит в том, что они вызывают сильную коррозию оборудования и эксплуатационной колонны, чтобы сократить время контакта кислоты с колонной и оборудованием приходится увеличивать скорость закачки кислоты в пласт.
При сильной глинизации карбонатного коллектора или глубоком проникновении фильтрата бурового раствора в пласт целесообразно применять технологию закачки кислотного раствора в режиме раскрытия микротрещин и кислотный ГРП. Выбор типа обработки определяют по результатам анали-
1 ... 4 5 6 7 8 9 10 11 12