Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ причин ухудшения продуктивной характеристики скважин и эффективность физико-химических методов восстановления ее при различных геолого-промысловых условиях 10
1.1 Изменение свойств пород-коллекторов при бурении и в процессе эксплуатации скважин. Причины ухудшения продуктивности скважин 10
1.1.1 Кольматация призабойной зоны продуктивных пластов во время первичного вскрытия пласта и при промывке скважины. 15
1.1.2 Влияние глушения скважин на фильтрационные свойства ПЗП . 18
1.2 Глинистые минералы и влияние их содержания на коллекторские свойства терригенных и терригенно-карбонатных пород-коллекторов 21
1.3 Краткая характеристика физико-химических методов воздействия на призабойную зону скважин
1.3.1 Кислотные обработки. 31
1.3.2 Обработка ПЗП растворами поверхностно-активных веществ. 35
1.4 Методы воздействия на ПЗП с целью разглинизации 38
Выводы 48
2 Лабораторные исследования по оценке эффективности применения композиций химических реагентов для разглинизации пласта 50
2.1 Физико-химические свойства реагентов, обладающих сильными окислительными свойствами 50
2.2 Экспериментальная оценка эффективности воздействия композиция ми химических реагентов на естественные образцы терригенных горных пород 56
2.2.1 Выбор композиций химических реагентов для воздействия . 56
2.2.2 Исследования физико-химических свойств композиций реагентов. 57
2.2.3 Описание лабораторной установки для проведения фильтрационного эксперимента. 62
2.2.4 Подготовка естественных образцов горных пород и растворов химических реагентов для проведения лабораторного эксперимента. 64
2.2.5 Методика проведения экспериментов.
2.2.6 Результаты проведения эксперимента по фильтрации на естествен
ных образцах терригенных горных пород и их интерпретация. 68
2.3 Экспресс-метод для оценки эффективности воздействия композиция ми химических реагентов на естественные образцы терригенных горныхпород 72
Выводы 80
3 Технология промысловых работ при проведении реагентной разглини зации призабойной зоны пласта 82
3.1 Методика выбора скважин для проведения реагентной разглинизации 82
3.2 Использование комплексных карт «обоснованности обработок» при выборе скважин-кандидатов для проведения реагентной разглинизации 85
3.3 Технология производства работ, машины и оборудование, задействованные в проведении реагентной разглинизации 92
3.4 Влияние метода освоения скважин после проведения обработки призабойной зоны на эффективность воздействия Выводы 102
4 Контроль эффективности проведения реагентной разглинизации 104
4.1 Оценка технологической эффективности применения реагентной разглинизации промыслово-статистическими методами 104
4.2 Рентгенофлуоресцентный анализ проб нефти 106
4.3 Математические модели для прогноза показателей эффективности при реагентной разглинизации 107
4.4 Оценка эффективности системной обработки заглинизированных коллекторов с применением гидродинамического моделирования 112
4.5 Оценка степени влияния изменения ФЕС при реагентной разглинизации на добывные возможности скважин объектов Ю1 -2 и Ю1 -3 Западно-Сибирской НГП 115
Выводы 118
Основные выводы и рекомендации 120
Список использованных источников
- Влияние глушения скважин на фильтрационные свойства ПЗП
- Краткая характеристика физико-химических методов воздействия на призабойную зону скважин
- Выбор композиций химических реагентов для воздействия
- Технология производства работ, машины и оборудование, задействованные в проведении реагентной разглинизации
Влияние глушения скважин на фильтрационные свойства ПЗП
К четвертой группе причин, которые приводят к снижению проницаемости ПЗП при изменении термодинамического равновесия, относят: - отложение парафина на скелете пласта в залежах, где произошло снижение пластовой температурой до температуры кристаллизации парафина в нефти [11, 14,66,98,99]; - проникновение в продуктивный пласт нижних высокотемпературных и сильно минерализованных вод с последующим их охлаждением и отложением солей [14, 66 и др.].
Существует множество причин, которые способны значительно ухудшить фильтрационно-емкостные свойства пород ПЗП как при бурении, так и при эксплуатации. Факторы, вызывающие эти отрицательные последствия, имеют как физическую, так и химическую природу. К физическим факторам следует отнести перепад давления, при котором происходит фильтрация в пласте, капиллярные силы, форму поровых каналов, а к химическим - разнообразные ионообменные процессы, которые происходят между фильтратом и породой, электрохимические и электроосмотические явления [45]. Остановимся более подробно на причинах ухудшения фильтрационно-емкостных свойств ПЗП, из-за которых происходит привнесение глинистых частиц и набухание глинистых частиц цемента породы в ПЗП.
Как правило, продуктивные пласты вскрываются под давлениями, значительно превышающими пластовое, что обусловлено необходимостью сохранять противодавление для безопасности бурения. При этом под действием репрессии происходит фильтрация промывочной жидкости из скважины в пласт, при цементировании в пласт фильтруется цементный раствор [6, 9, 25 и др.].
Согласно [36] статическое давление на пласт при бурении скважин на 10 - 15% должно превышать пластовое давление при глубине пласта до 1200 м и на 4 - 10% - при глубине более 1200 м, т.е. для неглубоких скважин до 1200 м репрессия давления должна быть 1,2 - 1,8 МПа, а для глубин 1200 - 5000 м -соответственно от 1,2 - 1,8 до 2,5 - 5,0 МПа. Однако на практике эти нормы нередко превышаются в 5 - 10 раз. В реальных условиях вследствие остановки насосов, неравномерной подачи раствора, образования пробок, при обвалах породы и других факторов возникают и пульсирующие перепады давления. Во время спускоподъемных операций прирост гидродинамической репрессии давления может быть равным гидростатическому давлению [6]. Вследствие релаксационных свойств вязкоупругих жидкостей, к которым можно отнести глинистый раствор, незначительное изменение давления близ устья, например во время спуско-подъемных операций, приводит к наращиванию амплитуды возмущения с глубиной, т.е. к увеличению импульса давления, причем продолжительность этого эффекта значительно больше, чем начального импульса [70]. Если учесть величину гидростатической репрессии давления и то, что гидроразрывы в коллекторах этих месторождений происходят при репрессии давлений величиной 60 — 80%, а в пористо-трещиноватых и трещиноватых породах -30 - 60% от горного давления, очевидны отрицательные последствия такого вскрытия продуктивных пород [6, 70].
Основным видом промывочной жидкости во время бурения скважин является глинистый раствор, который представляет собой полидисперсную систему в виде суспензии в воде тонкоизмельченной диспергированной фазы -глинопорошка. Большинство глинистых частичек имеют размер 100 мкм, но вместе с тем до 10 % из них менее 100 мкм, которые образуют коллоидный раствор [80]. Поскольку размеры пор коллекторов сопоставимы с размерами глинистых частичек, то фильтрационная поверхность быстро закупоривается и на стенке образуется практически непроницаемая глинистая корка. Описанный процесс приводит к тому, что призабойная зона имеет, собственно, четыре зоны, которые значительно отличаются условиями своего формирования и особенностями фильтрации - это зоны глинистой корки, проникновения твердой фазы раствора в пласт, проникновения фильтрата бурового раствора и фильтрации пластового флюида [4, 45].
Проникновение твердой фазы в поры и трещины продуктивных пластов подтверждено значительным количеством лабораторных экспериментов и результатами исследования кернов. Размеры этой зоны могут быть различны и зависят от свойств породы и раствора, соотношения размеров пор, трещин и твердых частичек, гидродинамического режима бурения. В образцах керна девонского песчаника Ромашкинского месторождения отмечалось проникновение твердых частичек на глубину 12-16 мм. Согласно проведенным в НИИ «Кав-НИИнефть» опытам во время циркуляции раствора плотностью 1500 - 1800 кг/м при перепаде давления 5-8 МПа и температуре 150 С, в безглинистом пористом образце проницаемостью 0,3 - 0,4 мкм образовалась зона кольмата-ции глубиной 2-30 мм [75], причем при снятии кольматирующего слоя проницаемость керна восстановилась. С увеличением числа коллоидных частиц возрастает глубина их проникновения, которая, по данным исследований А.И. Леонидовой, может достигать 100 - 200 мм [45].
По результатам экспериментов на кернах быстрицкой свиты, проникновение глинистых частичек происходит даже при проницаемости 0,001 -0,01 мкм2, причем с ее увеличением степень отрицательного влияния твердой фазы возрастает, а жидкой - уменьшается [87].
Твердые частицы промывочной жидкости с размерами, превышающими размеры пор, откладываются на стенки скважины, образуя глинистую корку, а другая часть твердой фазы с размерами частиц меньше диаметра пор проникает в пласт и осаждается в прискважинной области в виде зоны кольматации. Степень снижения проницаемости может достигать 70 - 95 %, вплоть до полной потери проницаемости в зоне кольматации.
Краткая характеристика физико-химических методов воздействия на призабойную зону скважин
Из всех известных окислителей перекись водорода является самым сильным, а это означает, что способность ее оказывать окислительно-разрушительное воздействие исключительно велико. Если применять перекись водорода в сочетании с кислотами галогеноводородного ряда, то они взывают ускоренное разложение перекиси водорода с интенсивным выделением активного кислорода, который, в свою очередь, оказывает сильное влияние на составляющие скелета и цемента терригенных пород, вызывая активное разложение сложной структуры цемента, в особенности глинистого, на менее сложные и более дисперсные [121].
Применение перекиси водорода в чистом виде сопряжено с рядом сложностей, таких как высокая опасность при транспортировке, взрывоопасность в виду сильнейшей окислительной способности, высокая коррозионная активность. Поэтому возможно применение водных растворов перекиси водорода низкой концентрации, либо применение кристаллогидроперекисей - группы химических соединений сольватированных перекисью водорода посредством водородной связи. К таким соединениям, широко применяемым и с налаженным массовым производством, можно отнести кристаллогидроперекись карбоната натрия (перкарбонат натрия, пероксокарбонат натрия), кристаллогидроперекись бората натрия (перборат натрия) и кристаллогидроперекись карбамида (перкарбамид) [82, 121].
Перкарбонат натрия (Na2C2C 6) - соль неизвестных в свободном состоянии кислот - пероксодикарбоновой (надугольной) и пероксомонокарбоновой (мононадугольной).
Существует два вида пероксокарбонатов: соли пероксокарбоновых кислот (так называемые истинные перкарбонаты), к которым относятся Na2C04, NaHC04, Na2C206 и сольватированные соли типа №2СОз1,5Н2ОН20, образованные в результате присоединения пероксида водорода к карбонату натрия посредством водородной связи. Сольватированные пероксидом водорода карбонаты получают действием Н202 на растворы карбонатов, при этом образующееся соединение содержит 14% (масс.) активного кислорода. Истинные пер карбонаты хорошо растворимы в воде и легко гидролизуются с выделением перекиси водорода, а сольватированные перкарбонаты при растворении в воде диссоциируют на ионы с выделением пероксида водорода [82, 121].
Твердые пергидраты карбоната натрия обладают пониженной стойкостью, вследствие присутствия в них гидрата перекиси натрия, карбоната, бикарбоната и хлорида натрия. По отношению к воде они более стойки, чем истинные перкарбонаты. При температуре 20 С потеря активного кислорода составляет 4% в месяц от его первоначального количества. Но при добавлении в него таких стабилизаторов, как силикат магния, жидкого стекла, стойкость продукта значительно повышается, и потери составляют уже 6 - 7% активного кислорода в год [121].
На разложение перкарбоната натрия вода и ионы переходных металлов, прежде всего железа, оказывают каталитическое воздействие. Стабильность увеличивается в присутствии комплексообразователей, связывающих ионы металлов в малоактивные соединения, и солей кремниевой кислоты, например, стабилизация возможна сульфатом магния в сочетании с трилоном Б, который является комплексообразователем [82, 121].
Промышленный перкарбонат натрия (Na2C03-l,5H2OH20) - кристаллический порошок белого цвета, с молекулярной массой 157,01, с плотностью 2,24 т/м3, в котором активного кислорода 14% (масс.) [83, 121].
Еще одним кристаллогидроперекисным соединением, носителем сольва-тированной перекиси водорода является перборат натрия. Перборат натрия (NaB03-4H20 или NaB02H202-3H20) - кристаллический порошок белого цвета, с молекулярной массой 153, с насыпной плотностью около 0,7 т/м3, в котором активного кислорода 10,4+0,3% (масс.) [83].
Растворимость пербората натрия в воде мала, 1,17 г на 100 мл при обыкновенной температуре. При увеличении содержания в продукте щелочи и мета-бората, а также при добавке сульфатов магния или аммония, растворимость увеличивается. Вследствие гидролиза раствор имеет слабощелочную реакцию и дает все реакции на перекись водорода. Если раствор нагреть, то при 50 - 60 С начинается медленное выделение кислорода, становящегося бурным ближе к 100 С [121].
При взаимодействии пербората натрия с разбавленными кислотами выделяется перекись водорода, а концентрированные кислоты разлагают его с интенсивным выделением кислорода и озона. При этом стойкость в сухом состоянии исключительна, потери в течение одного года в открытых сосудах всего лишь 0,1% активного кислорода, а в течение двух лет всего лишь 0,22% [83].
Реакционную способность реагента определяют четыре фактора: концентрация пербората, рН, температура раствора, время взаимодействия. Повышение температуры и концентрации до определенного значения ускоряют процесс реакции: максимальный эффект при 90 С и рН в пределах 9,0 - 9,5. При низких температурах возможно применение активирующих добавок, которые повышают реакционную способность пероксидных соединений за счет образования с ними в водных растворах более активных промежуточных соединений. За рубежом широко распространены в качестве активаторов тетраацетилэтилендиа-мин и пентаацетатглюкоза. Для стабилизации раствора пербората натрия наиболее часто применяют комплексообразователь трилон Б, который является солью этилендиаминтетрауксусной кислоты [121].
Выбор композиций химических реагентов для воздействия
Динамика относительного изменения коэффициента проницаемости для образца С-46/Г-611 Добавлением ПАВ в разглинизирующую композицию добиваемся снижения капиллярного запирания капель вследствие повышения вязкости прореагировавшего раствора. Также добавление ПАВ приводит к уменьшению негативного влияния пленок нефти на глинистом цементе породы в низкопроницаемых порах. В ходе данных экспериментов концентрация ПАВ в растворе окислителя была постоянной, равной 0,5% (масс). Для низкопроницаемых, сильно заглинизированных пород, отличающихся степенью ухудшения структуры, неоднородностью породы, уменьшением размеров зерен, увеличением содержания глинистых минералов в цементирующем материале и объеме породы, предлагается применение наименее вязких растворов кислородосодержащих веществ. Концентрация ПАВ берется выше среднего. Время выдерживания предлагается минимизировать до 2 - 4 ч. Для среднепроницаемых заглинизированных пород концентрация ПАВ рекомендуется средняя, а время выдержки 3 - 6 ч. Для высокопроницаемых заглинизированных пород время выдержки не должно превышать 8 ч. В ходе экспериментов время реагирования окислительного состава составляло 5 - 8 ч, а время реагирования кислотного раствора 4 ч [95, 116, 117 и др.].
По результатам видно, что рассмотренные композиции оказывают положительное воздействие на естественные образцы горных пород кыновского горизонта Саитовского месторождения, их можно рекомендовать для применения при проведении обработок по разглинизации ПЗП скважин на данном объекте.
Зачастую бывает проблематично отобрать необходимое количество образцов для выполнения эксперимента по фильтрации. Ввиду ограниченности экспериментального материала не всегда удается рассмотреть желаемое количество вариантов воздействия на исследуемые образцы горных пород. С целью решения данной проблемы предлагается проводить экспресс-метод для оценки эффективности воздействия композициями химических реагентов на естественные образцы терригенных горных пород. Эффективность воздействия определяется по степени изменения массы образца.
Для обработки были выбраны образцы, представляющие продуктивный коллектор Чеканского месторождения (ТТНК) Республики Татарстан. Данный пласт сложен кварцевым песчаником, мелкопсаммитовой структуры (0,2 мм), массивной текстуры, с глинистым цементом. Весовая (массовая) глинистость пласта 3-10%. Запасы данного месторождения относятся к трудноизвлекаемым. Рассмотрим порядок проведения работ: 1) для проведения эксперимента готовились естественные образцы горной породы исследуемого объекта разработки массой не более 0,1 г; 2) определялась масса каждого образца с помощью аналитических весов; 3) подготовленные образцы помещались в пробирки с раствором перок-сокарбоната натрия заданной концентрации (8 - 14%, масс.) с добавкой ПАВ АФ912 (0,5%, масс); 4) образец оставляли на реагирование на заданное время (5-10 ч); 5) по истечении времени реагирования, в пробирку, для растворения продуктов реакции, заливался раствор соляной кислоты концентрацией 10% на 2 ч; 6) далее образцы были подвержены сушке в термошкафе при температуре не более 78 С до полной стабилизации массы образца, которая периодически замерялась на аналитических весах и фиксировалась; 7) проводили обработку результатов.
При проведении серии экспериментов с целью выбора числа и условий проведения опытов, которые с необходимой точностью позволили бы решить поставленную экспериментатором задачу, и возможного сокращения общего числа опытов, проводили планирование эксперимента по методу эволюционного планирования экспериментов.
В качестве управляемых факторов для эксперимента брали концентрацию пероксокарбоната натрия в растворе (С, % масс.) и время реагирования (t, ч), а в качестве критерия оптимизации или целевой функции - относительное изменение массы образца (AM, %). Интервал варьирования С - 8-14%, a t - 5-Ю ч. Относительное изменение массы образца определяли по формуле: AM = Мдо Мпосле . 100%, (2 1 1) Мдо где AM- относительное изменение массы образца, %; Мдо, Мпосле - масса образца до и после проведения эксперимента, соответственно, кг. Для каждого опыта использовалось по три образца, и относительное изменение массы определялось как среднеарифметическое.
Эволюционное планирование эксперимента выполнялось согласно методике, представленной в работе [3]. Результаты экспериментов представлены в таблице 2.6, а схема последовательного экспериментирования в целях выхода в область оптимума методом эволюционного планирования на рисунке 2.7.
Эксперименты проводились при комнатной температуре (25 С). Увеличение концентрации пероксокарбоната натрия в растворе выше 14% невозможно вследствие его неполного растворения, увеличение продолжительности реагирования более 10 ч не дает столь существенного изменения результата.
По результатам эксперимента виден положительный эффект выраженный в относительном снижении массы исследуемых образцов. Найдена точка оптимума при концентрации пероксокарбоната натрия в растворе 13% и времени реагирования 8 ч. Также в программном комплексе Surfer 9 составлена карта (рисунок 2.8) относительного изменения массы образца в координатах (t; С), на которой четко видна оптимальная область вокруг точки (8; 13).
Технология производства работ, машины и оборудование, задействованные в проведении реагентной разглинизации
При применении технологии реагентной разглинизации стоит вопрос контроля эффективности, как качественной, так и количественной. В силу неповторимости технологических и геолого-физических условий, производственных и природных факторов, оказывающих влияние на эффективность проведенного мероприятия, оценка эффективности воздействия на месторождение, пласт, ПЗП обладает достаточной степенью сложности [117].
Применение классических приемов из состава математического аппарата, применительно к таким сложным системам, как объект разработки, не дает возможности описать происходящие в недрах процессы, построение математических моделей и их описание не позволяет наиболее полно и адекватно охарактеризовать рассматриваемые процессы, и тем более давать какие-то прогнозы. Для этих целей широко применяют методы математической статистики, которые отражаются в промыслово-статистических методах прогноза показателей разработки, представленных кривыми вытеснения - различными зависимостями между величинами накопленных отборов нефти, воды и жидкости. В настоящее время различными авторами предложено более 100 промыслово-статистических методов, которые согласно [96] выделены в пять групп по типу кривых вытеснения: по типу метода С.Н. Назарова — Н.В. Сипачева, по типу метода М.И. Максимова, по типу метода A.M. Пирвердяна, по типу метода Г.Л. Говоровой - З.К. Рябининой, по типу метода Н.И. Абызбаева. По результатам, определенным промыслово-статистическими методами, можно судить в большей степени о количественной эффективности, нежели о качественной [96].
Технологическая эффективность проведенного мероприятия по реагентной разглинизации оценивается величиной дополнительно добытой нефти, полученной за счет реализации данного воздействия, и изменения коэффициента продуктивности скважин. Дополнительная добыча нефти рассчитывается на определенную дату, как разность прогнозной базовой добычи без применения метода, рассчитанной по одному из промыслово-статистических методов, и фактической добычи после применения технологии [96, 117]. Наиболее адекватным промыслово-статистическим методом для оценки технологического эффекта в гидродинамически изолированных зонах является метод А.В.Копытова, основанный на следующей зависимости [88, 117]: где QH - накопленная добыча нефти, т; t - время с начала эксплуатации, дни; а, Ъ - постоянные коэффициенты. В формуле (4.1) постоянные коэффициенты определяются по минимальной погрешности между значениями прогнозной функции и фактическими данными до проведения мероприятия, причем из периода наблюдения исключается время простоя скважин. Вид кривой падения добычи нефти по методу А.В. Ко-пытова, построенной по данным скважины №2540 Югомаш-Максимовского месторождения, на которой проведена реагентная разглинизация, представлен на рисунке 4.1 [88, 117]. 255 250 245 7 240 235 230 225
О качественной эффективности реагентной разглинизации можно судить по результатам: проведения рентгено-флюоресцентного анализа проб нефти, определения массы взвешенных частиц (механических примесей) в пробах нефти до и после обработки, расходометрии, гидродинамических методов исследования скважин, стандартного комплекса геофизических исследований: стандартного электрического каротажа, радиометрического каротажа (ГК и НТК) и импульсного каротажа (ИННК и ИНГК), которые позволяют определить коэффициенты - пористости, проницаемости, объемной глинистости.
Рентгенофлуоресцентный анализ (РФА) — один из современных спектроскопических методов исследования вещества с целью получения его элементного состава, то есть его элементного анализа. С помощью него могут анализироваться различные элементы от бериллия (Be) до урана (U). Метод РФА основан на сборе и последующем анализе спектра, полученного путём воздействия на исследуемый материал рентгеновским излучением. При облучении атом переходит в возбуждённое состояние, сопровождающееся переходом электронов на более высокие квантовые уровни. В возбуждённом состоянии атом пребывает крайне малое время, порядка одной микросекунды, после чего возвращается в основное состояние. При этом электроны с внешних оболочек заполняют образовавшиеся вакантные места, излишек энергии испускается в виде фотона, или передается другому электрону из внешних оболочек. При этом каждый атом испускает фотоэлектрон с энергией строго определённого значения. По энергии и количеству квантов судят о строении вещества [16].
В качестве источника излучения могут использоваться как рентгеновские трубки, так и изотопы каких-либо элементов. Для исследования лёгких элементов вполне достаточно установить напряжение 10 кВ, для средних 20 - 30 кВ, для тяжелых - 40 - 50 кВ. Кроме того, при исследовании лёгких элементов большое влияние на спектр оказывает атмосфера, поэтому камеру с образцом либо вакуумируют, либо заполняют гелием. После возбуждения спектр регистрируется на специальном детекторе. Чем лучше спектральное разрешение детектора, тем точнее он сможет отделять друг от друга фотоны от разных элементов, что в свою очередь скажется и на точности самого прибора. В настоящее время наилучшей возможной разрешающей способностью детектора является 123 эВ. После попадания на детектор фотоэлектрон преобразовывается в импульс напряжения, который в свою очередь подсчитывается счётной электроникой и наконец передается на компьютер. По пикам полученного спектра можно качественно определить, какие элементы присутствуют в образце. Для получения точного количественного содержания необходимо обработать полученный спектр с помощью специальной программы калибровки (количественной градуировки прибора). Калибровочная программа должна быть предварительно создана с использованием стандартных образцов, чей элементный состав точно известен. Упрощённо, при количественном анализе спектр неизвестного вещества сравнивается со спектрами полученными при облучении стандартных образцов, таким образом получается информация о количественном составе вещества [16].
