Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Отечественный и зарубежный опыт применения промывочных жидкостей на полимерной основе для вскрытия продуктивных пластов 8
1.1 Особенности строения продуктивных горизонтов основных месторождений Западной Сибири 8
1.2 Анализ эффективности промывочных жидкостей, применяемых для строительства скважин и вскрытия продуктивной толщи на месторождениях Западной Сибири 21
1.3 Влияние промывочных жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных горизонтов 24
1.4 Общие сведения об акриловых полимерах 27
1.5 Химические свойства полиакриламида 29
1.6 Получение полимеров акриламида и акрилата 31
1.7 Применение полимеров акриламида 36
1.8 Взаимодействие полимеров с глиной 40
1.9 Виды полимеров, применяемых при строительстве нефтяных и газовых скважин 43
1.10 Физико-химические свойства исследуемого реагента "Комета-Метеор" . 45
Выводы по главе 1. Постановка цели и задач исследования 46
ГЛАВА 2 Методика проведения исследований 48
2.1 Стандартные параметры промывочной жидкости 48
2.2 Технологические параметры промывочной жидкости для определения в лабораторных условиях и принципы их определения 49
2.3 Назначение лабораторных приборов и материалы 59
2.4 Методика обработки экспериментальных данных 60
Выводы по главе 2 64
ГЛАВА 3 Исследование физико-механических и реологических свойств и разработка составов промывочных жидкостей для вскрытия продуктивных пластов 65
3.1 Разработка безглинистых промывочных жидкостей на основе акриловых полимеров 65
3.2 Исследование и разработка малоглинистых полимерных промывочных жидкостей на основе реагента "Комета-Метеор" 74
Выводы по главе 3 91
ГЛАВА 4 Разработка экспресс-методики проведения экспериментов и обработки полученных результатов статистическим пакетом 93
4.1 Планирование эксперимента и обработка результатов статистическим пакетом 93
4.2 Оценка степени влияния компонентов на параметры промывочной жидкости 98
4.3 Выбор рецептуры промывочной жидкости с использованием полученной номограммы 103
Выводы по главе 4 105
ГЛАВА 5 Эколого - экономическая оценка применения реагента "комета-метеор" 106
5.1 Оценка загрязнения пласта фильтратом бурового раствора и изменения проницаемости пористой среды 106
5.2 Опытно- производственная оценка эффективности применения реагента "Комета-Метеор" 116
5.3 Экологическая безопасность применения реагента 117
5.4 Экономическая оценка эффективности применения реагента "Комета-Метеор" 140
Выводы по главе 5 144
Общие выводы и рекомендации 144
Список литературы
- Особенности строения продуктивных горизонтов основных месторождений Западной Сибири
- Виды полимеров, применяемых при строительстве нефтяных и газовых скважин
- Технологические параметры промывочной жидкости для определения в лабораторных условиях и принципы их определения
- Разработка безглинистых промывочных жидкостей на основе акриловых полимеров
Введение к работе
Актуальность проблемы. При первичном вскрытии продуктивных пластов нефтяных скважин происходит загрязнение призабойной зоны пласта (ПЗП) твердой фазой и фильтратом раствора, могут образовываться эмульсии и нерастворимые осадки. Все это ведет к ухудшению коллекторских свойств пласта и увеличению сроков и стоимости работ по освоению скважин. Иногда, вследствие указанных факторов, вообще не удается получить приток пластовых флюидов. В связи с этим становится актуальной задача качественного вскрытия продуктивных пластов.
В практике ведения буровых работ при вскрытии продуктивных пластов все чаще применяются полимерные промывочные жидкости с низким содержанием дисперсной фазы, которые позволяют снизить величину скин-эффекта и повысить коэффициент восстановления проницаемости пласта.
В настоящее время в большинстве нефтегазовых компаний Российской Федерации бурение основного ствола скважины и вскрытие ПЗП проводятся с применением промывочных жидкостей на основе дорогостоящих импортных полимеров, что существенно удорожает себестоимость работ. Стоимость полимеров различна и колеблется от 127 тыс.руб. за тонну для реагента Praestol до 450 тыс.руб. для биополимера Barazan D (не учитывая при этом транспортные и таможенные расходы). Все это делает актуальным разработку методов вскрытия продуктивных горизонтов с использованием новых буровых промывочных жидкостей на основе отечественных полимеров акрилового ряда, в несколько раз более дешевых по сравнению с импортными аналогами.
Исследования, проведенные на кафедре технологии и техники бурения скважин СШТИ(ТУ) по созданию композиций безглинистых и малоглинистых полимерных буровых растворов на основе нового отечественного акрилового полимера "Комета-Метеор" (К-М), показали перспективность данного направления.
Актуальность темы подтверждается внесением ее в план госбюджетных НИР кафедры ТТБС на 2003,2004,2005г.г.
Вопросам совершенствования технологий вскрытия продуктивных нефтяных и газовых пластов посвящены работы российских ученых Ангелопуло O.K., Ахмадеева Р.Г., Башкатова А.Д., Булатова А.И., Зозули Г.П., Мавлютова М.Р., Мирдзаджанзаде А.Х., Полякова В.Н., Рябоконя С.А., Юсупова И.Г. и др.
Исследованием и разработкой рецептур промывочных жидкостей в разное время занимались следующие ученые и специалисты в области бурения нефтяных и газовых скважин: Агзамов Ф.А., Городнов В.Д., Грей Дж. Р., Дарли Г.С.Г., Зозуля В.П., Кистер Э.Г., Кошелев В.Н., Крылов В.И., Маковей Н., Николаев Н.И., Нифонтов Ю.А., Романова Н.Е., Рязанов Я.А., Уляшева Н.М., Чубик П.С., Шарафутдинов 3.3. и др.
Целью работы является повышение эффективности и качества буровых работ при вскрытии продуктивных пластов с использованием малоглинистых полимерных растворов на основе акриловых полимеров.
Идея работы заключается в направленном изменении технологических параметров буровых промывочных жидкостей за счет использования в качестве регулятора их реологических свойств нового отечественного полимера "К-М".
Для реализации поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
1. Провести анализ современного состояния технологии вскрытия продуктивных нефтяных пластов на основных месторождениях РФ и оценить факторы, влияющие на качество работ.
Провести комплекс лабораторных исследований свойств промывочных жидкостей на основе акрилового полимера.
Разработать составы промывочных жидкостей на основе акриловых полимеров, снижающих загрязнение призабойной зоны продуктивного пласта.
4. Дать технико-экономическую и экологическую оценку разработанных составов буровых растворов.
Методика исследований включает в себя комплекс теоретических и экспериментальных исследований с использованием как стандартных, так и специально созданных методик. Планирование экспериментов и их статистическая обработка проводились с использованием современного программного обеспечения.
Научная новизна работы заключается в установлении способности низкомолекулярных полиакрилатов натрия, входящих в состав полимер-глинистых буровых растворов для вскрытия продуктивных нефтяных пластов, сохранять фильтрационно-емкостные характеристики ПЗП за счет снижения межфазного натяжения на границе "фильтрат-нефть" и предупреждения гидратации глинистых частиц.
Защищаемые положения
1. Обработка малоглинистых (3-6 %) водных суспензий реагентом стабилизатором "К-М" позволяет получать промывочные жидкости с плотностью от 1025 кг/м для бурения в условиях АНПД, обладающие технологическими параметрами, сопоставимыми с лучшими отечественными и зарубежными аналогами.
2. Новые составы промывочных жидкостей обеспечивают сохранность и условия восстановления фильтрационно-емкостных характеристик пород ПЗП нефтяных скважин при их освоении после бурения за счет снижения интенсивности гидратации глинистых частиц в пористой среде горной породы и межфазного поверхностного натяжения на границе "фильтрат-нефть" (до 2-4 мН/м).
3. Экспресс-метод определения концентраций компонентов полимерглинистых суспензий на основе "К-М" позволяет оперативно и с достаточной для инженерных расчетов точностью разрабатывать составы
7 промывочных жидкостей для конкретных геолого-технических условий бурения скважин.
Практическая значимость работы заключается в: - разработке рецептур буровых промывочных жидкостей для бурения скважины и вскрытия продуктивной толщи, позволяющих снизить материальные затраты на бурение и повысить сохранность фильтрационно- емкостных свойств продуктивных пластов, - разработке комплекта номограмм для оперативного определения оптимальной концентрации компонентов промывочной жидкости.
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались на конференции - конкурсе молодых ученых выпускного курса СПГГИ (ТУ) в 2004, 2005, 2006 годах; международной научно-технической конференции, посвященной 50-летию кафедры бурения скважин Томского политехнического университета, 2004 год; международной научно-технической конференции в Краковской горной академии, Польша 2004г; международной научно-технической конференции, посвященной памяти Мавлютова М.Р. в Уфимском государственном нефтяном техническом университете. -
Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе 15 статей, тезисы 1 доклада, 1 монография.
Объем и структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка, включающего ПО наименований. Материал диссертации изложен на 169 страницах машинописного текста, включает 36 таблиц, 29 рисунков.
Особенности строения продуктивных горизонтов основных месторождений Западной Сибири
При вскрытии продуктивных горизонтов необходимо знать фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) и петрофизические свойства пород коллекторов: пористость, проницаемость, сжимаемость, смачиваемость, трещиноватость, кавернозность и др. Промывочная жидкость влияет на эти параметры, ухудшая их и, тем самым, уменьшая дебит скважины.
Поэтому для правильного выбора техники и технологии вскрытия продуктивных и перспективных пластов, рабочего агента для очистки забоя скважины составляют классификацию пластов—коллекторов и насыщающих их флюидов. Для каждого конкретного месторождения необходимо иметь сводный стратиграфический разрез. Основной задачей при составлении такой классификации является типизация пластов-коллекторов и насыщающих их флюидов, которая затем служит основой для обеспечения хорошего качества вскрытия продуктивных пластов и всех операций по заканчиванию скважин. Исходная информация для составления классификации берется на основе результатов бурения опорно-технологических разведочных скважин, геофизических и промысловых исследований. Первоначально устанавливается тип месторождения (нефтяное, газовое, нефтегазовое), строится сводный стратиграфический разрез, определяются границы водонефтяного и газонефтяного контакта, наличие подошвенных вод, пластовое давление. Классификация предусматривает типизацию пласта-коллектора и пластовых флюидов, характеристику молекулярно-поверхностных свойств системы "флюид-порода" и учет несовершенства скважины по степени вскрытия продуктивного пласта.
Типизация пластов-коллекторов, осуществляемая по ряду установленных показателей, дает общее представление о коллекторских свойствах фильтрационной характеристики пласта. Порода-коллектор представлена зернами разной формы, сцементированными между собой (песчаник) или несцементированными (песок). Пласты-коллекторы подразделяются на гранулярные, трещинные и гранулярно-трещинные.
Трещинные коллекторы могут иметь систему вертикальных и горизонтальных трещин, которые характеризуются степенью раскрытия, расстоянием между вертикальными и горизонтальными трещинами и рядом других показателей.
Песчаные пласты обычно состоят из зёрен разных форм и размеров. Породы данного типа характеризуются по гранулометрическому составу, который представляет собой совокупность данных о размере (массе) зерен разных фракций. В состав одной фракции включаются все зерна, размер (масса) которых не выходит за пределы, установленные для данной фракции.
Гранулометрический состав определяется с помощью ситового или седиментометрического анализа. Ситовой анализ основан на просеивании зерен через набор проволочных или шелковых сит в течение определенного промежутка времени. Размер отверстий сит колеблется в пределах (0,053-3,36) мм. Зерна, оставшиеся на каждом сите, взвешиваются, и их масса фиксируется в специальной таблице.
Седиментометрический анализ основан на определении разности скоростей оседания частиц различного диаметра в вязкой жидкости. Следует помнить, что закон Стокса справедлив лишь для нестесненного движения частиц, поэтому содержание частиц в жидкости не должно превышать 1 %. Результаты, полученные при ситовом и седиментометрическом анализе, наносят на график, построенный по результатам суммарного гранулометрического анализа, или анализа распределения частиц породы; по осям абсцисс на этих графиках откладывают диаметр или логарифм диаметра частиц, а по оси ординат на первом графике откладывают суммарное массовое содержание всех частиц данного размера (данной фракции) в процентах от общей массы навески. В большинстве пород-коллекторов размеры (диаметры) частиц находятся обычно в пределах (0,01—1,0) мм. Степень неоднородности частиц принято характеризовать отношением диаметра отверстий сита, через которое прошло 60 % частиц от общей массы навески, к диаметру отверстий того сита, через которое прошло 10% частиц. На рисунке 1.1 представлена характерная для суммарного гранулометрического анализа зависимость массового содержания частиц от их диаметра.
Виды полимеров, применяемых при строительстве нефтяных и газовых скважин
Применяя эти формулы к акриловому полимеру (молекулярный вес 200000), содержащему 68 % кислотной и 32 % амидной групп, получим R= 2000 А при рН=9,5. 2. Экранирующий эффект других электролитов, который уменьшает электростатическое поле отталкивания в растворе и вновь вызывает сжатие структуры.
Исследование пластинчатого элемента бентонитовой (монтмориллонитовой) глины (рисунок 1.4) показало, что его разделяют слои кремния, алюминия и кислорода. Иногда двухвалентный ион магния (2 положительных заряда) замещает ион алюминия (3 положительных заряда), и вследствие этого молекула в целом получает общий отрицательный заряд, чем объясняются приобретаемые свойства ионного обмена и коллоидное состояние раствора.
На разрушенных кромках листочков глины также имеются положительно заряженные участки, на которых происходит притяжение анионов из раствора. Действие разжижающих добавок объясняется, в частности, нейтрализацией положительных участков и устранением возможности присоединения к отрицательно заряженным участкам на поверхностях других листочков. Это будет предотвращать агрегирование частиц глины.
Добавляемый к раствору полимер, обычно концентрирующийся на кромках глинистых пластинок, оказывает следующее действие: 1) как диспергатор, нейтрализует положительно заряженные участки, которые могли бы способствовать связыванию одних пластинок глины с другими; 2) снижает водоотдачу благодаря блокирующему действию частиц полимеров, присоединенных к пластинкам глины; 3) увеличивает вязкость жидкой фазы и, таким образом, уменьшает скорость фильтрации; 4) связывает листочки глины, (однако это может происходить только при определенных условиях концентрации и лишь с некоторыми полимерами).
Было, например, установлено, что незначительная добавка полимеров к промывочной жидкости вызывает изменение его вязкости и предельного статического напряжения сдвига, которые проходят через максимумы на кривых при понижении концентрации полимера. С увеличением концентрации добавляемого полимера вязкость раствора понижается. При очень малой концентрации полимеров взаимодействие между глинистыми частицами и полимером, очевидно, недостаточно для предотвращения образования структуры в растворе. Однако при некоторой критической концентрации полимера может образоваться сеть связей, что подтверждается повышением вязкости и статического напряжения сдвига. С дальнейшим увеличением концентрации полимера в растворе его количество начинает превышать количество, требуемое для насыщения имеющихся участков связи на поверхности глины, и каждая лишняя молекула полимера не находит применения. Акриловые полимеры могут также влиять на величину электрического заряда глинистых частиц.
Полиэлектролиты, подобные описанным акрилатам, значительно влияют на изменение разницы потенциала, замеренного на глинистой корке, однако не удалось установить зависимости, существующей между этим отклонением и водоотдачей [6,17,90].
Реагенты производимые в нашей стране и за рубежом, эфиры целлюлозы и крахмала, биополимеры для нефтегазодобывающей промышленности. Предлагаемый ниже перечень производимых продуктов охватывает полимеры используемые в бурении (табл 1.5).
Технологические параметры промывочной жидкости для определения в лабораторных условиях и принципы их определения
К параметрам, характеризующим в достаточной для практики степени процесс бурения и позволяющим направленно изменять свойства промывочной жидкости для обеспечения заданных условий бурения, в настоящее время специалистами ведущих нефтегазовых компаний относятся следующие:
Плотность промывочной жидкости (р, кг/м ) - ее изменением регулируют гидростатическое давление на забой и стенки скважины, что важно для борьбы с осложнениями. Выбирается исходя из конкретных геолого-технических условий по графику совмещенных давлений. Должна лишь не много превышать коэффициент аномальности, создавая равновесное давление.
Большая плотность ведет к увеличению расхода энергии на прокачивание промывочной жидкости и к увеличению ее потерь во вмещающих породах. Кроме того, увеличивается содержание твердой фазы и загрязнение ею продуктивного пласта.
Водоотдача (В, см3/30мин) и толщина глинистой корки (К, мм) -характеризует способность промывочной жидкости отфильтровывать жидкую фазу под влиянием избыточного давления. Водоотдача важна при бурении в рыхлых, слабосцементированных, пористых и трещиноватых породах.
Промывочная жидкость с большой водоотдачей образует в скважине рыхлую корку, которая может вызвать прихват инструмента, а проникновение фильтрата в породы может вызвать набухание и их обрушение. Также снижается продуктивность пласта. Поэтому водоотдача должна быть минимально возможной.
Условная вязкость (Т, сек) - один из важнейших параметров промывочной жидкости. Определяет величину гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе скважины и характер проникновения промывочной жидкости в поры и трещины горных пород. С ростом вязкости ухудшается очистка скважины от шлама и резко падает механическая скорость бурения.
Статическое напряжение сдвига-СНС (9, дПа) - характеризует прочность структуры и определяет способность промывочной жидкости удерживать во взвешенном состоянии частицы разрушенной породы и пузырьки газа, проникать в поры и трещины горных пород и удерживаться там под действием нагрузок.
Величина напряжения сдвига характеризует тиксотропность раствора при переходе из геля в золь.
Его следует повышать, если интенсивность разрушения горных пород при бурения достаточно велика, и продукты разрушения имеют значительные размеры и плотность, при утяжелении жидкости, а также в условиях поглощений. При этом необходимо иметь ввиду, что повышение СНС ухудшает условия дегазации и очистку промывочной жидкости.
Динамическое напряжение сдвига-ДНС (То, дПа) - величина, косвенно характеризующая прочностное сопротивление промывочной жидкости течению. С увеличением ДНС растет удерживающая способность промывочной жидкости.
Пластическая (структурная) вязкость (тпл Па с) - условная величина, показывающая долю эффективной вязкости, которая возникает вследствие структурообразования в потоке промывочной жидкости.
Эффективная (динамическая) вязкость (гЭф, Па с) - величина, косвенно характеризующая вязкостное сопротивление промывочной жидкости при определенной скорости сдвига.
Стабильность (г/см ) - способность промывочной жидкости сохранять свою плотность в течение определенного промежутка времени. Показатель стабильности - величина, определяемая разностью плотностей нижней и верхней частей отстоявшей в течение определенного времени промывочной жидкости.
От величины стабильности зависит способность удерживать во взвешенном состоянии частицы глины и шлама.
Суточный отстой или показатель седиментации С, % - величина, определяемая количеством дисперсной фазы, отделившейся от определенного объема промывочной жидкости в результате гравитационного разделения его компонентов за определенное время. Показатель седиментации косвенно характеризует стабильность промывочной жидкости.
Методика работ по определению этих параметров хорошо описаны в литературе и не требует дополнительных пояснений [8,12,15,16,38,43,88,103].
Определение выхода промывочной жидкости - для приготовления глинистой суспензии производится расчет выхода промывочной жидкости по формуле: Qp=630/(pp-1000), м3/т, (2.1) где Рр-плотность промывочной жидкости при условной вязкости 25 секунд [70]. К дополнительным параметрам, характеризующим процесс вскрытия пласта и устойчивости бурового раствора, относятся:
Коэффициент набухания - при взаимодействии глины с водой молекулы последней окружают поверхность кристаллов минерала, проникают между частицами в пачках и раздвигают их, происходит увеличение объема глины -она «набухает». Во время приготовления промывочной жидкости необходим большой коэффициент набухания для увеличения качества выхода промывочной жидкости. При вскрытии продуктивных горизонтов набухание может привести к ухудшению коллекторских свойств пласта.
Разработка безглинистых промывочных жидкостей на основе акриловых полимеров
Как уже было описано в предыдущих главах на загрязнение пласта влияют много факторов. Некоторые из них являются краткосрочными и перестают влиять после строительства скважины. Другие же продолжают влиять довольно продолжительный срок.
Так процесс очистки загрязненного фильтратом малопроницаемого пласта может длиться довольно долго, при этом происходит существенное снижение проницаемости.
Степень загрязнения пласта, по исследованиям ОАО «НПО Бурение», зависит от петрофизических параметров (пористости, проницаемости и глинистости) и физико-химических свойств технологических жидкостей — величины межфазного натяжения ( т), уровня ингибирующего действия, структурно-механических свойств и величины депрессии при освоении скважины.
В работе [23,101] обосновано, что измерение поверхностного натяжения может являться экспресс-методом определения изменения коллекторских свойств для низкопроницаемых пластов.
Для этого было рассмотрено выражение, учитывающее влияние воздействия на коэффициент остаточной нефтенасыщенности гидродинамических и физико-химических факторов нефтеотдачи. где Кон, Кн - соответственно остаточная и начальная нефтенасыщенность коллектора; 7, crST - межфазное натяжение на границе нефть - вода, соответственно, в исходном состоянии и при воздействии растворенных в нефти и воде активных примесей, мН/м. р, 0 - коэффициенты, зависящие от особенностей строения пластов; кп - пористость коллектора, %; if - скорость фильтрации вытесняющей воды, м3/(м2 сут); 1Ла, цв - вязкость, соответственно, вытесняющего агента и воды; Выражение (5.1) в дальнейшем было адаптировано для условий бурения в работе Грошевой Т.В., где скорости фильтрации вытесняющей воды соответствуют скорости поступления фильтрата бурового раствора, вязкость jua - вязкости фильтрата, цв - вязкости остаточной воды, a, crST - межфазному натяжению, соответственно, на границе нефть - вода и нефть - фильтрат бурового раствора. Исследования [23] показали, что коэффициент остаточной нефтенасыщенности для конкретного объекта в основном зависит от а поверхностного натяжения и составляет Кои = 1 . asr
Результаты исследования межфазного натяжения и коэффициента восстановления проницаемости р по исследованиям СургутНИПИнефть представлены в таблице 5.1.
Необходимо подчеркнуть, что коэффициент Р получен по анализу керна месторождений Западной Сибири, и поэтому данное исследование можно использовать для определения коэффициента для К-М, т.к. диссертация основывается на анализе месторождений Западной Сибири. Методом интерполяции величины коэффициента восстановления проницаемости можно определить коэффициент восстановления проницаемости для раствора К-М011. Наилучшие результаты показал раствор Глинопорошок 3%+К-М 011 0,1%, (3 108 составил 88-90%. Причем снижение концентрации К-М до 0,01% привело к снижению Р всего на 2-4%.
Для подтверждения правильности выводов был проведен эксперимент, основанный на измерении коэффициента фильтрации керосина (кинематическая вязкость 1,78 сантистокс) и нефти (кинематическая вязкость 4,94 сантистокс, Туймазинская нефть) через насыщенные буровым раствором образцы. Для проведения исследований использовалась трубка Каменского. Во всех случаях скорость фильтрации через образец, насыщенный раствором обработанным "К-М", была больше, чем у необработанных образцов.
Песчаный образец (а"ч=0,385-0,43мм) насыщался следующими растворами: вода; водные растворы "КМ013" 1%, "КМ011" 1%, КМЦ 1%; малоглинистый, 3% глинопорошка, то же +"КМ011" 1%, то же+КМЦ 1%. Условия, при которых происходили исследования, комнатная температура и атмосферное давление.
Скорость фильтрации керосина через насыщенные образцы была неизменно выше чем нефти. При этом динамика скорости фильтрации: дольше всего жидкость фильтровалась через насыщенный малоглинистый раствором образец. При обработке исследуемыми реагентами снижаясь, по эффективности от худшего к лучшему КМЦ, К-М013 и К-М011. При этом скорость фильтрации через образец насыщенный малоглинистым раствором обработанным К-М011 была соизмерима с водонасыщенным образцом и это не смотря на наличии в нем некоторой твердой фазы.
Максимальная скорость фильтрации наблюдалась у образцов насыщенных водными растворами полимеров. Лучше всех показал себя водный раствор К-М011. При этом скорость фильтрации керосина через малоглинистую суспензию (3% глинопорошка) возросла после обработки с 1,9 до 4,1м/сут, нефти с 1,3 до 3,8 м/сут.
