WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ПЕРЕД ПОДЗЕМНЫМ РЕМОНТОМ НА ПРИОБСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Гладков П.Д. 1, Рогачев М.К. Санкт-Петербургский государственный горный ...»

175

УДК 622.276

ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЖИДКОСТИ

ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИН ПЕРЕД ПОДЗЕМНЫМ РЕМОНТОМ

НА ПРИОБСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Гладков П.Д. 1, Рогачев М.К .

Санкт-Петербургский государственный горный университет,

г. Санкт-Петербург, e-mail: 1 pdgladkov@mail.ru

Аннотация. В статье приведена методика и результаты комплексных исследований по определению эффективности применения водных растворов гидрофобизатора НГ-1 в качестве жидкости глушения для условий коллекторов нефти, осложненных низкой проницаемостью. Оценка эффективности проводилась на основании требований, предъявляемых к такого рода жидкостям, и основывалась на определении таких параметров состава, как термостабильность, коррозионная активность, влияние на проницаемость нефтенасыщенной породы. Кроме того, рассмотрены некоторые причины ухудшения состояния призабойной зоны пласта Ключевые слова: Приобское месторождение, глушение, гидрофобизатор НГ-1, фильтрация, термостабильность, коррозия Призабойная зона добывающих и нагнетательных скважин является важнейшей областью пласта, от состояния которой во многом зависят условия фильтрации и притока пластовой жидкости к забою скважины, потенциал отдельно взятой скважины и, в конечном счете, коэффициент извлечения нефти из месторождения. Основное негативное влияние на призабойную зону продуктивного пласта (ПЗП) оказывают технологические операции, проводимые в скважинах, и жидкости, которые при этом применяются .

Среди прочих операций глушение является наиболее массовым видом воздействия на скважины, который представляет собой комплекс мероприятий по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей глушения (ЖГ), обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение профилактических работ. В ходе геолого-промысловых работ каждая скважина подвергается глушению не реже одного раза в год из-за необходимости проведения подземных ремонтов, смены насосного оборудования, промывки забоя от загрязнений и т.д. [1] .

Актуальность проблемы связана с широкомасштабным применением на месторождениях России традиционных технологий глушения скважин водными растворами неорганических солей. Интенсивность проявления гидродинамических сил при вскрытии и глушении пластов определяется объемом и плотностью применяемых жидкостей и составов. Документально допустимые величины репрессий на пласт регламентированы «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» [2]. Однако, как показывает практика проведения таких работ, фактическая величина репрессии обычно превышает допустимую .

_____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru Это приводит к активному проникновению технологических жидкостей в ПЗП, ввиду чего происходит взаимодействие фильтратов с породообразующими минералами и пластовыми флюидами. В результате ухудшаются фильтрационно-емкостные свойства ПЗП, а так же технологические показатели эксплуатации скважин [3]. Особенно значительно это проявляется на месторождениях с низкопроницаемыми полимиктовыми коллекторами Западной Сибири .

Попытки оценить объемы и глубину проникновения в пласт фильтрата ЖГ свидетельствуют о том, что они могут достигать значительных величин. В ряде случаев отмечались объемы поглощений в несколько десятков кубических метров, глубина проникновения которых достигала десятков и даже сотен метров от забоя скважины. Особенно тяжелые последствия от проникновения в пласты различных составов и жидкостей наблюдаются для низкопроницаемых, сильно неоднородных по составу породообразующих минералов и коллекторским свойствам продуктивных горизонтов .





Чем больше объемы проникновения фильтратов в пласт, тем сильнее сказываются результаты физико-химических процессов взаимодействия пластовых флюидов и задавочных жидкостей с нефтегазонасыщенным пластом. С учетом малых размеров каналов фильтрации и громадной площади поверхности контакта изменяется характер и динамика проявления капиллярных и гидродинамических сил в ПЗП. Следствием этого становится ухудшение технологических параметров работы скважин и призабойной зоны. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов показывает, что значительная часть фонда добывающих скважин эксплуатируется при значениях коэффициентов совершенства на уровне 0,2....0,5. Это означает, что скважины работают на 20...50 % от своих добычных возможностей. Восстановление коллекторских характеристик пласта обычно не происходит и бывает возможным только путем проведения дорогостоящих работ по увеличению производительности скважин .

В связи с этим к жидкостям глушения предъявляются определенные требования, которые указаны в [4]. Кроме того, для условий низкопроницаемых коллекторов необходимо применение технологических жидкостей с минимальным содержанием механических примесей в случае, если это не обусловлено технологией глушения .

Одновременное выполнение всех требований создает много сложностей в подборе ЖГ для конкретных объектов разработки, однако масштабное применение данных жидкостей возможно только при условии обязательного выполнения данных требований и, особенно, обеспечения сохранности коллекторских характеристик пород призабойной зоны .

Кроме физического воздействия на состояние ПЗП оказывают значительное влияние и химические процессы. В качестве примера рассмотрим Приобское нефтяное месторождение. Для данного объекта характерен полимиктовый состав _____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru низкопроницаемых продуктивных пластов с преобладающим содержанием кварца, полевых шпатов и гидрослюды, а так же глинистого пленочно-порового цемента, состоящего преимущественно из каолинита. До первичного вскрытия пласта данные глинистые минералы находятся в состоянии равновесия с пластовым флюидом, при этом в породе сохраняются проницаемые поровые каналы. При вскрытии пласта жидкостью с минерализацией, отличающейся от пластовой как по интегральному значению, так и по содержанию отдельных ионов, равновесие в системе нарушается, что вызывает развитие активного катионного обмена между гидрофильными частицами глины и водой .

Каолинит относится к типу глин с достаточно прочной и плотной кристаллической структурой, в связи с чем проникновение ионов и отдельных молекул в межслоевое пространство глинистых частиц исключено. Поэтому взаимодействие этих частиц с окружающим электролитом происходит только на поверхностном слое .

Согласно работе [5] ингибирование гидратации глин может быть достигнуто несколькими способами, одним из которых является гидрофобизация поверхности глинистых минералов .

Несмотря на различия во взглядах исследователей на явление гидрофобизации, очевидным является следующее. Ввиду воздействия на призабойную зону пласта различных факторов (частые ремонты, высокая обводненность добываемой продукции и др.) в ней формируется область повышенной водонасыщенности с образованием на поверхности минералов так называемой рыхлосвязанной воды .

С ростом водонасыщенности одновременно растет фазовая проницаемость для воды, и падает проницаемость для нефти, в результате чего ухудшаются условия фильтрации пластовой жидкости к забою .

В процессе закачки гидрофобизирующих композиций слой рыхлосвязанной воды удаляется и оттесняется вглубь пласта, за счет чего понижается водонасыщенность обработанной зоны и возрастает ее проницаемость по нефти .

Для проверки данного положения на базе лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Санкт-Петербургского государственного горного университета были проведены исследования водных растворов гидрофобизатора НГ-1 .

Гидрофобизатор НГ-1 (производится ООО «Синтез ТНП», г. Уфа) представляет собой по составу смесь продукта реакции триэтаноламина с жирными кислотами таллового масла либо с высококипящими фракциями синтетических жирных кислот с растворителями и добавками, в качестве которых используются ароматические углеводороды – сольвенты (нефрасы), эфиро- и спиртосодержащие смеси, продукты оксиэтилирования и алкилирования технических спиртов, парафинов и др. растворители и добавки, которые обеспечивают гидрофобизатору технологичность применения реагента, усиливают его диспергируемость в водной среде .

_____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru Агрегативная устойчивость эмульсий гидрофобизатора является необходимым свойством состава при его применении в условиях высоких температур (80 С). В табл. 1 представлены результаты исследований аграгетивной устойчивости водных растворов гидрофобизатора при температуре 20 С и 80 С .

–  –  –

Как видно из таблицы, наиболее устойчивы составы с концентрацией гидрофобизатора менее 0,5 % при отсутствии в составе солей калия или кальция (расслоение происходит лишь на 4 - 5 сутки), добавление которых приводит к резкому снижению агрегативной устойчивости, а в случае с хлоридом кальция – к выпадению хлопьевидного осадка. Таким образом, регулирование плотности необходимо производить хлоридом калия, так как даже при расслоении эмульсии катионы калия будут способствовать уменьшению гидратации глинистой составляющей цемента и сохранению проницаемости ПЗП .

Одним из важных свойств жидкости глушения является ее низкая коррозионная активность. Исследования скорости коррозии проводились методом поляризационного сопротивления. Согласно [4] и [6] скорость коррозии стали марки Ст3 не должна превышать 0,1 - 0,12 мм в год. На рис. 1 показаны зависимости скорости коррозии от длительности проведения эксперимента для раствора гидрофобизатора, солей и проточной воды .

_____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru

–  –  –

0,40 0,30 0,20 0,10

–  –  –

Как видно из приведенного рисунка, средняя скорость коррозии раствора гидрофобизатора в проточной воде (кривая 3) составляет 0,07 мм/год, что ниже порогового значения. Кривая 4 соответствует скорости коррозии насыщенного водного раствора KCl, и значительно превышает допустимый предел. Однако добавление в этот раствор 0,15 % (масс.) гидрофобизатора (кривая 2) приводит к резкому снижению коррозионной активности до уровня проточной воды (кривая 1). Таким образом, рассматриваемый гидрофобизатор проявляет свойства ингибитора коррозии и может использоваться при приготовлении жидкостей глушения, инертных к металлу стенок обсадных труб и погружного оборудования .

Как упоминалось ранее, особенное значение имеет способность жидкости глушения сохранять и не ухудшать фильтрационные свойства пласта, в частности фазовую проницаемость по нефти. Для рассматриваемых жидкостей глушения на основе гидрофобизатора НГ-1 данное положение проверялось экспериментальным путем при фильтрации 0,15 %-го водного раствора через нефтенасыщенный керн Приобского месторождения. Начальная абсолютная проницаемость керна составила 1,5·10-3 мкм2 (по азоту), пористость 17,8 %, длина 6 см, диаметр 3,01 см .

Фазовая проницаемость по нефти при наличии в образце остаточной воды составила 1,7·10-4 мкм2. Эксперимент проводился при термобарических условиях Приобского месторождения. На рис. 2 изображены зависимости проницаемости керна и градиенты давления закачки жидкостей от количества прокаченных поровых объемов. При проведении теста направление фильтрации совпадало с направлением движения флюидов в реальной скважине: прямое направление – движение нефти из пласта к забою, обратное – проникновение жидкости глушения из скважины в призабойную зону пласта .

_____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru

–  –  –

100 0,2 75 0,15 50 0,1

–  –  –

В результате проведенного эксперимента удалось определить, что нефтепроницаемость керна после фильтрации через него 15 поровых объемов жидкости глушения снизилась на 12 % и составила 1,5·10-4 мкм2. Такой эффект можно считать положительным, поскольку при дальнейшей фильтрации наблюдается тенденция к полному восстановлению проницаемости. В то же время, при использовании традиционных солевых растворов в качестве жидкостей глушения и перфорации коэффициент снижения проницаемости для таких низкопроницаемых образцов может достигать 50 и более процентов .

Таким образом, проведенные испытания водных растворов гидрофобизатора НГ-1 позволяют говорить о том, что исследуемые составы соответствуют требованиям, предъявляемым к такого рода жидкостям, и могут быть использованы в качестве технологических составов при глушении низкопроницаемых заглинизированных коллекторов Приобского месторождения .

_____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru Литература

1. Шадымухамедов С.А. Смыков Ю.В., Вахитов Т.В., Сафуанова Р.М. Анализ современных технико-технологических решений при глушении и промывке скважин // Электронный журнал "Исследовано в России". 2008. С. 724-736. URL:

http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2008/068.pdf (дата обращения 20.09.2011)

2. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утв. 5 июня 2003 г .

3. Нюняйкин В.Н., Генералов И.В., Рогачев М.К., Зейгман Ю.В. Совершенствование технологий глушения скважин в условиях низкопроницаемых коллекторов // Нефтяное хозяйство. 2001. № 10. С. 74 - 75 .

4. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. М.:

НПО «Бурение», 1997 .

5. Пуля Ю.А., Егорова Е.В. Теоретические предпосылки применения ингибирующей добавки к буровым растворам на основе талового пека // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. 2007. № 4 (13) .

С. 61 - 64 .

6. Анохин К.П., Кагарманов И.И., Мальцев И.В., Черник А.А. Контроль скважины при ремонте. Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях:

учебное пособие. Самара: ИД «РОСИНГ», 2006. 56 с .

_____________________________________________________________________________

© Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 2 http://www.ogbus.ru UDC 622.276

–  –  –

Abstract. In the given article methods and results of complex research of water-repellent NG-1 water solutions that are used as a well-kill fluid in low-permeable oil fields are shown. Effectiveness of the solutions was estimated according to requirements that take place for such fluids and was based on such properties as thermal stability, corrosion rate, and influence on permeability of oil-saturated rock. In addition some reasons of lowering of bottom-hole formation zone filtration characteristic are revealed .

Keywords: Priobskoye field, well-kill treatment, water repellent NG-1, filtration, thermal stability, corrosion

References

1. Shadymukhamedov S.A. Smykov Yu.V., Vakhitov T.V., Safuanova R.M .

Analiz sovremennykh tekhniko-tekhnologicheskikh reshenii pri glushenii i promyvke skvazhin (Analysis of state-of-the-art engineering solutions of well killing and flushingout jobs). Electronic journal "Issledovano v Rossii", 2008, pp. 724-736 .

http://zhurnal.ape.relarn.ru/articles/2008/068.pdf

2. PB 08-624-03. Pravila bezopasnosti v neftyanoi i gazovoi promyshlennosti (Safety Regulations for oil and gas industry). Approv.: 5 june 2003 .

3. Nyunyaikin V.N., Generalov I.V., Rogachev M.K., Zeigman Yu.V. Sovershenstvovanie tekhnologii glusheniya skvazhin v usloviyak (Advances in kill-well technologies in low permeability reservoirs), Neftyanoe khozyaistvo - Oil Industry, 2001, Issue 10, pp. 74 - 75 .

4. RD 153-39-023-97. Pravila vedeniya remontnykh rabot v skvazhinakh (Rules of conducting workover in wells). Moscow: NPO "Burenie”, 1997 .

5. Pulya Yu.A., Egorova E.V. Teoreticheskie predposylki primeneniya ingibiruyushchei dobavki k burovym rastvoram na osnove talovogo peka (Theoretical background of application inhibiting additives to drilling fluids on the basis of willow pitch), Vestnik Severo-Kavkazskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, 2007, Issue 4 (13), pp. 61 - 64 .

6. Anokhin K.P., Kagarmanov I.I., Mal'tsev I.V., Chernik A.A. Kontrol' skvazhiny pri remonte. Upravlenie skvazhinoi pri gazoneftevodoproyavleniyakh: uchebnoe posobie (Repair well control. Well's oil and water inflows control). Samara, ROSING,

2006. 56 p .

_____________________________________________________________________________




Похожие работы:

«Africa Showcase RUSSIAN ROADSHOW, AUGUST 2013 Африканский WORKSHOP Welcome Добро пожаловать! Thank you for joining us for this year’s Africa Showcase presented by On Show Solutions and Travel Advance. This is the fourth annual edition of the popular trade workshops. The showcase brings Africa specialists the latest up...»

«Межрегиональная олимпиада школьников "Высшая проба" 2014-2015 учебный год МАТЕРИАЛЫ ЗАДАНИЙ ОТБОРОЧНОГО И ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОГО ЭТАПОВ ОЛИМПИАДЫ, ОТВЕТЫ НА ЗАДАНИЯ ЗАКЛЮЧИТЕЛЬНОГО ЭТАПА Востоковедение ПЕРВЫЙ (ОТБОРОЧНЫЙ) ЭТАП ВОСТОКОВЕДЕНИЕ М...»

«Полицинский Евгений Валерьевич, Крампит Максим Андреевич БРОНЕТАНКОВЫЕ СИЛЫ СОЮЗНИКОВ ВО ВТОРОЙ МИРОВОЙ В данной работе приведена картина бронетанкового противостояния в годы Второй мировой войны. Для ее целостного представления рассмотрены не только танки СССР и Вермахта, но также такни союз...»

«ОБЩИЕ УСЛОВИЯ УЧАСТИЯ В МЕРОПРИЯТИЯХ GENERAL TERMS AND CONDITIONS FOR EVENTS ДЕЛОВОЙ ПРОГРАММЫ (relating to the events held by the Organiser since January 2019) (действуют в отношении мероприятий деловой программы, проводимых Организатором с...»

«Высокоемкие энергетические модули на основе свинцово-кислотных аккумуляторных батарей (BESS) Энергетические модули Энергетические модули – одно из Другим неоспоримым преимус желеобразным электролитом (техсамых современных, технологичных ществом контейнерного построения нология dryfit), так и аккумуляторы заи перспективных ре...»

«FCI | РФЛС | СПРОО Кеннел-клуб СПб Всероссийская выставка собак всех пород ранга CAС ЧФ РФЛС г. Санкт-Петербург ДИПЛОМ 175 Кобель Класс Бэби № по каталогу Пол (FCI 111) ЗОЛОТИСТЫЙ РЕТРИВЕР Порода ИНКЕРИ ЛАЙН НАЙДЖЕЛ БАРКЕР Кличка Низовс...»

«ST/SGB/2003/13 Организация Объединенных Наций Секретариат 9 October 2003 Бюллетень Генерального секретаря Специальные меры по защите от сексуальной эксплуатации и сексуальных надругательств Генеральный секретарь в целя...»

«СТРАНИЦА 1 СМЕТА-СМАРТ КОНТРОЛЬНЫЙ ПРИМЕР – САНКЦИОНИРОВАНИЕ БУ/АУ Контрольный пример "Санкционирование расходов для бюджетных (автономных) учреждений" Содержание Введение Настройка программы План ФХД Журнал регистрации обязательств ОТЧЕТЫ Журнал регистраци...»







 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.