Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Обзор и анализ технологий кислотного воздействия на терригенные коллекторы 9
1.1 Анализ текущего состояния нефтедобывающего сектора Российской Федерации 9
1.2 Анализ причин снижения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта 14
1.3 Основополагающие принципы проведения кислотной обработки в терригенных коллекторах 20
1.4 Обзор кислотных составов, применяемых при обработках терригенных коллекторов 25
Выводы к главе 1 31
ГЛАВА 2 Методика проведения экспериментальных исследований 33
2.1 Программа проведения экспериментальных исследований 33
2.2 Методика определения основных физико-химических параметров и степени влияния бурового раствора на фильтрационные характеристики пород-коллекторов
2.2.1 Методика определения основных физико-химических параметров бурового раствора 34
2.2.2 Методика проведения фильтрационного эксперимента с использованием бурового раствора 37
2.3 Методика проведения физико-химических и фильтрационных исследований по разработке кислотного состава для высокотемпературных терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью 43
2.3.1 Методика определения физико-химических параметров кислотных составов 43
2.3.2 Методика проведения фильтрационных исследований фильтратов буровых растворов, жидкостей глушения и кислотных составов 52
Выводы к главе 2 59
ГЛАВА 3 Разработка кислотного состава для обработки высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторов с повышенной карбонатностью 60
3.1 Разработка кислотного состава 60
3.1.1 Подбор основы кислотного состава 60
3.1.2 Подбор комплексообразователя ионов железа 73
3.1.3 Подбор поверхностно-активного вещества 76
3.1.4 Подбор ингибитора коррозии 79
3.2 Определение основных физико-химических свойств разработанного кислотного состава 82
Выводы к главе 3 91
ГЛАВА 4 Обоснование технологии кислотного освоения нефтяных скважин после вскрытия пласта и проведения подземного ремонта 92
4.1 Лабораторные фильтрационные исследования по моделированию процессов кислотного освоения нефтяных скважин 92
4.1.1 Оценка влияния полимерного бурового раствора на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов при моделировании процесса вскрытия пласта 92
4.1.2 Фильтрационные исследования по моделированию процесса кислотного освоения нефтяных скважин после вскрытия пласта и подземного ремонта 96
4.2 Разработка технологии кислотного освоения нефтяных скважин, вскрывших низкопроницаемые терригенные породы-коллекторы с повышенной карбонатностью 103
Выводы к главе 4 109
Заключение 110
Список сокращений и условных обозначений 112
- Обзор кислотных составов, применяемых при обработках терригенных коллекторов
- Методика определения основных физико-химических параметров бурового раствора
- Подбор комплексообразователя ионов железа
- Оценка влияния полимерного бурового раствора на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов при моделировании процесса вскрытия пласта
Обзор кислотных составов, применяемых при обработках терригенных коллекторов
В настоящее время главным нефтегазодобывающим регионом РФ, является Западная Сибирь. Основные залежи, вмещающие практически все запасы нефти и газа, включая трудноизвлекаемые, в этом регионе приурочены к терригенным породам-коллекторам [12]. В свою очередь терригенные коллекторы, вмещающие нефть, представляют собой песчаники, пески, алевролиты и алевриты, связанные между собой минеральным веществом – цементом [13]. Для терригенных коллекторов Западной Сибири характерен глинистый, либо карбонатно-глинистый цемент [14]. Поскольку в диссертационной работе рассматриваются терригенные коллекторы с повышенной карбонатностью (более 5 %) [15, 16, 17, 18], а значительная часть извлекаемых запасов, в том числе ТРИЗ, залегает в Западной Сибири, то ниже приведено несколько примеров таких залежей, расположенных на данной территории.
Продуктивные отложения Красноленинского и Шаимского районов тюменской свиты и Северо-Сосьвинского района тольинской свиты. Тюменской свите характерны следующие продуктивные пласты: Ю2, содержащие кварц (24-97 %), полевые шпаты (1-35 %), обломки пород (1-41 %), слюды (1-5 %), цемент карбонатно-глинистый, представлен кальцитовыми и доломитовыми карбонатами, а также гидрослюдисто-хлорит-каолинитовыми глинами (5-14 %); Ю4, содержащие кварц (30-100 %), полевые шпаты (20-34 %), обломки пород (24-36 %), слюды (2-5 %), цемент карбонатно-глинистый, представлен кальцитовыми и сидеритовыми карбонатами, а также гидрослюдисто-хлорит-каолинитовыми глинами (2-21 %); Ю5, содержащие кварц (45-60 %), полевые шпаты (16-37 %), обломки пород (10-39 %), слюды (до 2 %), цемент глинисто-карбонатный, представлен гидрослюдистыми глинами, а также кальцитовыми и сидеритовыми карбонатами.
К тольинской свите относятся продуктивные пласты: Ю2, содержащие кварц (75-85 %), полевые шпаты (5-15 %), обломки пород (5-10 %), слюды (5 %), цемент карбонатно-глинистый (3-25 %); Ю3, содержащие кварц (40-85 %), полевые шпаты (10-25 %), обломки пород (5-25 %), слюды (1-10 %), цемент карбонатный, глинистый (5-15 %); Ю4, содержащие кварц (30-65 %), полевые шпаты (10-35 %), обломки пород (10-25 %), слюды (2-7 %), цемент глинисто 14 карбонатный (10-30 %); Ю6-8, содержащие кварц (85-90 %), полевые шпаты (1-10 %), обломки пород (5-10 %), слюды (до 2 %), цемент карбонатно-глинистый (20-25 %) [19, 20].
На Вынгапуровском нефтегазоконденсатном месторождении в верхней части тюменской свиты выделяется группа продуктивных пластов ЮВ2-ЮВ7. Песчаники встречаются от тонко- до среднезернистых, средней крепости, полимиктовые, плотные, слабослюдистые, нередко карбонатизированные. Цемент глинистый и карбонатно-глинистый, участками карбонатный. Породы коллекторы продуктивных пластов мегионской свиты представлены песчаниками однородными, кварцевыми и кварцево-слюдистыми (встречаются кварцевополевошпатовые), мелко- и среднезернистыми, реже тонкозернистыми, крепко- и среднесцементированными, плотными, массивными, обычно с глинистым и глинисто-карбонатным цементом [20].
В пределах Еты-Пуровского нефтегазоконденсатного месторождения карбонатность в коллекторах пластов БП доходит до 6,5 %. В коллекторах ачимовских отложений (пласты БП13-16) карбонатность достигает значений 14 %. Карбонатность в коллекторах пластов Ю11-2 доходит до 11 %, а пластов Ю2 – не превышает 13,4 % [20]. Таким образом, терригенные породы-коллекторы, расположенные на территории Западной Сибири, в основном имеют полиминеральный цементирующий материал, включающий глины и карбонаты, что необходимо учитывать при разработке технологий кислотного воздействия на них.
До того, как продуктивные горизонты нефтяного месторождения подвергаются вскрытию скважинами, физические параметры пласта, такие как давление, температура, распределение флюидов в залежи, пребывают в установившемся (стабильном) состоянии, достигнутом за долгое время с начала формирования залежи. Как только пласт подвергается внешнему воздействию (первичное и вторичное вскрытие бурением, глушение скважин), установившееся состояние в нем нарушается. Зону продуктивного пласта, расположенную вблизи добывающей скважины и наиболее подверженную отрицательному воздействию при различных технологических мероприятиях, принято называть призабойной зоной пласта [21].
В результате различных видов воздействий (механическое, физико химическое, термодинамическое) в процессе вскрытия и заканчивания скважин, серьезному воздействию и изменению подвергаются коллекторские характеристики пород в ПЗП. При этом существует две «полярные» технологии первичного вскрытия – при репрессии на пласт (наиболее распространенная) и бурение на равновесии или на депрессии. При бурении на репрессии давление промывочной жидкости (ПЖ) в скважине (Рскв) превышает пластовое давление (Рпл). Вследствие этого происходит проникновение ПЖ в пласты и их кольматация (рисунок 1.5). При традиционном бурении на репрессии в зону риска также попадают скважины месторождений, находящихся на завершающих стадиях разработки. Пластовое давление на таких месторождениях значительно снижено, и происходит еще более глубокое проникновение фильтрата бурового раствора (БР) в пласт. При использовании технологии бурения на депрессии (Рскв Рпл) не происходит проникновение фильтрата БР в пласт и его кольматация, а, наоборот, наблюдается приток пластового флюида из него в скважину непосредственно в процессе бурения, что позволяет сохранить естественные ФЕС пород-коллекторов. Схема процессов, происходящих при бурении скважин на репрессии и депрессии, показана на рисунке 1.5 [22].
Наиболее часто указывают следующие преимущества вскрытия пластов на депрессии [23]: сохранение и даже улучшение естественных ФЕС продуктивных пластов, благодаря притоку пластовой жидкости в процессе вскрытия; исключение отрицательного воздействия на продуктивный горизонт бурового и цементного растворов, используемых при традиционной технологии, а также избыточных давлений при бурении и креплении; минимальное число проблем, таких как прихваты бурового инструмента и потеря циркуляции, при бурении в истощенных пластах; снижение отрицательного воздействия на окружающую среду по причине утилизации отработанного БР; увеличение степени извлечения нефти благодаря повышению проницаемости ПЗП (скин-эффект); повышение скорости проходки и продолжительности работы долота на забое в результате снижения давления на него; увеличение дебита скважин, результатом чего является сокращение сроков окупаемости их строительства; вовлечение в разработку низкорентабельных нефтяных залежей и месторождений, а также продуктивных горизонтов, которые могли быть пропущены при традиционной технологии вскрытия.
Методика определения основных физико-химических параметров бурового раствора
После этого в 6-ти пластиковых банках с крышками устанавливались подвесы, на которые подвешивались пластины из кварцевого стекла таким образом, чтобы они не касались стенок и дна банки. В каждую из банок заливался КС, прогретый до температуры эксперимента. Предварительно банки с подвешенными пластинами и КС прогревались при температуре эксперимента в течение часа. Объем КС превышал площадь поверхности пластины в 2,5 раза.
Пластины выдерживались при температуре эксперимента в течение 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут.
После выдержки пластин в кислотном растворе они извлекались из банок и промывались 0,5 N раствором натрия гидроокиси и дистиллированной водой, сушились в термошкафу до постоянной массы и взвешивались. Степень растворения кварцевого стекла вычислялась по формуле: р= 1 -100, (2.7) т1 где Р - степень растворения кварцевого стекла, %; т1 - масса пластины до эксперимента, г; т2 - масса пластины после эксперимента, г. Скорость растворения кварцевого стекла вычислялись по формуле: V = 2 (2.8) s где т1 - масса пластины до эксперимента, г; т2 - масса пластины после эксперимента, г; t - время эксперимента, ч; S - площадь поверхности пластины, м2; V - скорость растворения кварцевого стекла, г/(м2 ч).
В итоге строились зависимости степени и скорости растворения кварцевого стекла кислотным составом от времени [45, 52]. Методика определения скорости растворения карбоната (мраморного диска). В данном эксперименте использовались мраморные диски, площадь поверхности которых вычислялась по формуле 2.2.
Подготовительные операции мраморных дисков осуществлялись аналогично вышеуказанной методике определения способности кислотных композиций к удержанию осадков фторида кальция.
После подготовки мраморные диски взвешивались на лабораторных весах с точностью до 0,0001 г. Затем в 6 пластиковых банок заливался КС объемом в 2,5 раза больше площади поверхности дисков, которые использовались в процессе исследования. Банки с КС помещались в термошкаф с установленной температурой на 60 минут, для прогрева КС до температуры эксперимента. Далее в каждую из банок помещался мраморный диск, и пробы состава с дисками выдерживались при заданной температуре 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут, соответственно.
Мраморный диск, после выдержки в КС, промывался 0,5 N раствором натрия гидроокиси и дистиллированной водой, сушился в термошкафу до постоянной массы, потом охлаждался в эксикаторе в течение 2-х часов и взвешивался. Определение потери массы мраморного диска производилось по формуле 2.3.
Затем рассчитывалась степень и скорость растворения карбоната кислотным составом аналогично формулам 2.7 и 2.8. После этого строились зависимости степени и скорости растворения карбоната кислотным составом от времени [15, 45, 52].
Методика определения скорости растворения глинистых минералов. В составе цемента, скрепляющего песчаные породы-коллекторы Западной Сибири, часто, наряду с карбонатом, встречается каолинит или их смеси. Поэтому в экспериментах определялась доля растворенной каолиновой глины. Также как и при растворимости карбоната и кварца, этот параметр у глины определялся через 5, 15, 30, 60, 120 и 180 минут. Подготовка глины заключалась в ее высушивании до постоянной массы в термошкафу. Затем в 6 пластиковых банок помещалось по 2 г навески глины, которые термостатировались в термошкафу при необходимой температуре вместе с КС. После этого в каждую из банок наливался КС объёмом 10 см3 и помещался магнитный якорь. Затем банки с КС устанавливались на многоместную магнитную мешалку RT 5 power (IKA WERKE GmbH, Германия) со встроенной регулируемой нагревательной пластиной (рисунок 2.10) с установленной температурой, задавалась частота вращения магнитного якоря (300 об/мин) и начинался эксперимент.
По истечении заданного времени, КС с глиной пропускался через заранее подготовленный фильтр «Синяя лента», который затем сушился в термошкафу до постоянной массы и охлаждался в эксикаторе в течение 2-х часов. Высушенный фильтр взвешивался, и вычислялась степень растворения глины по формуле: Р = 0 +"ф "ф.100 (2.9) где Р - степень растворения глины, %; 7?гг - масса навески глины до эксперимента, г; Шф - масса фильтра до эксперимента, г; 77іфГ - масса фильтра с глиной после эксперимента, г. По результатам этого эксперимента строились зависимости степени растворения глины кислотным составом от времени [15].
Методика определения межфазного натяжения на границе «кислотный состав - керосин». Низкое межфазное натяжение КС на границе с углеводородной фазой способствует его более глубокому проникновению в пласт, обеспечивая больший охват пласта воздействием. Также низкое межфазное натяжение КС на границе с УВ способствует более эффективному вымыванию продуктов реакции из ПЗП и, следовательно, более эффективному освоению скважины. Для снижения межфазного натяжения на границе с углеводородной фазой в КС добавляют поверхностно-активные вещества.
Подбор комплексообразователя ионов железа
При разработке кислотного состава необходимо, главным образом, учитывать тип породы-коллектора, ее минералогический состав и причины загрязнения фильтрационных каналов. Стоит отметить, что в низкопроницаемых терригенных коллекторах рекомендуется снижать концентрации НС1 до 3-6 %, а HF - до 0,5-1 %. В условиях высоких пластовых температур рекомендуется заменять, по крайней мере, половину НС1 на НСООН (1 % масс. НС1 эквивалентен 1,3 % масс. НСООН) [58].
При разработке КС, ориентированного для применения в высокотемпературных низкопроницаемых терригенных коллекторах с повышенной карбонатностью, в качестве исходных химических реагентов использовались:
В данных кислотных составах часть соляной кислоты (50 % масс.) заменялась на муравьиную, а вместо плавиковой кислоты использовался бифторид аммония (БФА). Для сравнения был взят традиционный ГКР с содержанием 10 % НС1 + 1,5 % HF + 0,5 % лимонной кислоты.
Решение о применении вместо плавиковой кислоты БФА обусловлено его меньшим классом опасности и технологичностью использования. Решающим же фактором является то, что в процессе гидролиза БФА плавиковая кислота генерируется порционно. Это приводит к понижению скорости нейтрализации кислоты, что позволяет ей в активном состоянии проникнуть глубже в пласт. Данное свойство КС особенно важно при обработке высокотемпературных эксплуатационных объектов. За счет этого увеличивается радиус обработки продуктивного пласта вокруг ствола скважины [50].
Замена же части соляной кислоты на муравьиную обусловлена меньшей скоростью взаимодействия последней с карбонатами при высоких температурах. Успешность традиционных КО в низкопроницаемых терригенных коллекторах с высоким содержанием карбоната при помощи глинокислоты (ГК) зачастую оказывается невысокой из-за того, что вся кислота расходуется в прискважинной зоне на реакции с карбонатами и глинами, при этом имеется опасность образования малорастворимых осадков фторида, возникающих при реакции плавиковой кислоты с кальцийсодержащими породами. Чтобы избежать этих проблем иногда прибегают к полной или частичной замене сильных минеральных кислот, таких как НС1, на слабые органические кислоты, такие как муравьиная или уксусная кислоты. Эти органические кислоты имеют низкую концентрацию ионов водорода в растворе по сравнению с НС1, и реакция с породой идет медленнее [45, 55]. Сильная кислота в растворе со слабыми кислотами подавляет их диссоциацию, на этом и основано замедленное вступление в реакцию молекул слабых кислот, которые начинают взаимодействовать с породой только после полной нейтрализации сильной кислоты. Поэтому часто используют уксусную и муравьиную органические кислоты [50]. Использование именно муравьиной кислоты продиктовано тем, что ее константа диссоциации (1,7710-4 моль/дм3) на порядок выше, чем у уксусной кислоты (1,7510-5 моль/дм3), что может обеспечить снижение количества вторичных фторсодержащих осадков [58].
Так как КС подбирался для терригенного коллектора, то на начальном этапе проводились эксперименты по определению его растворяющей способности по отношению к кварцу (кварцевому стеклу). Эксперименты проводились при температуре 95 С (максимальное значение температуры, свойственное большинству месторождений Западной Сибири). Полученные зависимости скорости и степени растворения кислотными составами кварцевого стекла от времени представлены на рисунках 3.1 и 3.2.
Согласно полученным зависимостям различное содержание соляной и муравьиной кислот влияет в основном на скорость реакции в процессе эксперимента. В частности, с увеличением концентраций кислот в составе растворение кварцевого стекла идет более равномерно, но общая доля растворенного кварцевого стекла во всех случаях практически одинакова и составляет около 10 % через 3 часа (смотреть рисунок 3.2). Традиционный глинокислотный состав (10 % HCl + 1,5 % HF + 0,5 % лимонной кислоты) растворяет такое же количество кварцевого стекла, как и составы, включающие в себя 1 % БФА.
Следующим этапом было исследование реакционной способности данных составов по отношению к карбонатной составляющей породы.
Согласно полученным зависимостям скорости и степени растворения карбоната (мрамора) от времени (рисунки 3.3-3.4) можно сделать следующие выводы. Наибольшей скоростью растворения в начальный момент времени (5 минут) обладает традиционный ГКР, содержащий 10 % HCl + 1,5 % HF + 0,5 % Рисунок 3.3 – Динамика скорости растворения кислотными составами мрамора при 95 С лимонной кислоты, но через 15 минут скорость реакции этого состава становится ниже скорости реакции композиции, включающей 5 % HCl + 6,5 % HCOOH + + 1 % NH4FHF. Также при анализе степени растворения мрамора (рисунок 3.4) наблюдается полная нейтрализация традиционного ГКР уже через 30 минут, в то время как составы, содержащие муравьиную кислоту и БФА, активны на протяжении всего времени эксперимента (в течение 3-х часов). Таким образом традиционный ГКР может нейтрализоваться уже в прискважинной зоне, а вглубь пласта будут продавливаться лишь продукты реакции отработанной кислоты, вследствие чего глубина обработки ПЗП будет незначительной. В свою очередь составы, содержащие муравьиную кислоту и БФА, могут обеспечить более глубокое воздействие на ПЗП при КО терригенных коллекторов с каолинитово-карбонатным цементом. При всем этом, увеличение скоростей реакции и общей доли растворенного мрамора кислотными составами №№ 2, 3, 4 и 5 (рисунки 3.3-3.4) относительно друг друга, объясняется возрастанием концентраций соляной и муравьиной кислот, которые являются наиболее реакционно-активными по отношению к карбонатам [45].
Оценка влияния полимерного бурового раствора на фильтрационные характеристики терригенных пород-коллекторов при моделировании процесса вскрытия пласта
Согласно полученным результатам реологических исследований, полимерный БР обладает неньютоновскими свойствами и является псевдопластичной жидкостью, так как эффективная вязкость раствора уменьшается с ростом скорости сдвига [90]. Также напряжение сдвига и эффективная вязкость исследуемого БР значительно уменьшаются с ростом температуры, а, следовательно, с увеличением глубины скважины будет снижаться его вязкость, что приведет к уменьшению гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе. Снижение вязкости БР при повышении температуры будет способствовать уменьшению амплитуды колебаний давления при пуске и остановке буровых насосов, а также выполнении спускоподъемных операций, что приведет к снижению вероятности образования застойных зон в стволе скважины с накоплением в них выбуренной породы [5, 72].
Далее для оценки степени влияния полимерного БР на фильтрационные характеристики терригенной породы-коллектора были выполнены фильтрационные исследования по моделированию процесса вскрытия продуктивного пласта на установке FDES-645 (Coretest Systems, США). В фильтрационных исследованиях использовался образец керна, представленный песчаником мелкозернистым, полимиктовым с каолинитово-карбонатным цементом, одного из НГКМ Западной Сибири. Фильтрационный эксперимент проводился в условиях, максимально приближенных к пластовым (Тпл = 77 оС, Рпл = 25,2 МПа).
Моделирование процесса вскрытия пласта проводилось в 2 этапа: 1. «Динамический режим» фильтрации БР, при котором производилась циркуляция раствора по торцу керна с постоянным расходом, равным 1 см3/мин, в течение 4 часов. 2. «Статический режим» фильтрации БР, при котором производилась фильтрация раствора через керн с постоянным перепадом давления, равным 1,3 МПа, в течение 4 часов. До и после моделирования вскрытия пласта определялись фазовые проницаемости образца керна по керосину. Результаты фильтрационного эксперимента представлены в таблице 4.2. Таблица 4.2 – Результаты фильтрационного эксперимента по моделированию процесса вскрытия пласта с использованием полимерного бурового раствора Параметр Единица измерения До воздействия БР После воздействия БР Фазовая проницаемость по керосину 10-Змкм2 81 36 Коэффициентотносительного измененияпроницаемости керна % -55,6 Согласно результатам фильтрационного эксперимента, фазовая проницаемость терригенной породы-коллектора по керосину снизилась на 55,6 %. Такое 2-х кратное снижение проницаемости объясняется проникновением в керн кольматирующих карбонатных частиц БР и его фильтрата, а также адсорбцией на породе полимеров и солей (КСl, NaCl).
Фильтрационные исследования по моделированию процесса кислотного освоения нефтяных скважин после вскрытия пласта и подземного ремонта Заключительным этапом фильтрационных экспериментов было исследование влияния фильтрата БР и жидкости глушения скважины на ФЕС породы-коллектора, а также оценка эффективности последующей КО керна разработанным составом в сравнении с традиционным (глинокислотным).
В качестве фильтрата БР использовался 3 %-ый водный раствор KCl с добавлением ПАВ-гидрофобизатора. Хлористый калий является одной из самых распространенных добавок к БР с целью снижения его негативного влияния на фильтрационные характеристики ПЗП [91]. Добавление ПАВ-гидрофобизаторов в состав БР обусловлено также необходимостью восстановления ФЕС ПЗП после вскрытия пласта. В качестве ЖГС использовался водный раствор 20 %-го NaCl, широко применяющегося при глушении скважин в Западной Сибири [44].
В фильтрационных экспериментах использовалось три образца керна (№№ 1, 2 и 3) одного из НГКМ Западной Сибири. Керны представляли собой низкопроницаемую терригенную породу с повышенным содержанием карбонатов (более 5 %). Фильтрационно-емкостные характеристики используемых образцов керна представлены в таблице 4.3. Таблица 4.3 – Фильтрационно-емкостные характеристики образцов керна
Основными задачами фильтрационных исследований являлась оценка влияния фильтрата бурового раствора (или жидкости глушения скважины) и кислотного состава (разработанного и глинокислотного) на фильтрационные характеристики образцов естественного керна при моделировании процессов вскрытия продуктивного пласта (или глушения скважины) и последующего кислотного освоения скважины в термобарических пластовых условиях. Фильтрационные исследования проводились на установке Autoflood-700 (Vinci technologies, Франция) в условиях продуктивного пласта одного из НГКМ Западной Сибири. Пластовые условия проведения лабораторных фильтрационных экспериментов описаны в разделе 2.3.2.