Содержание к диссертации
ВВЕДЕНИЕ 5
1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ВОПРОСА 9
1.1 Горно-геологические условия первичного и вторичного вскрытия пластов в Ноябрьском регионе 9
1.1.1 Особенности геологического строения месторождений Ноябрьского региона Западной Сибири 9
1.1.2 Геологические условия, состав и свойства флюидов и коллекторов месторождений Ноябрьского региона 12
1.2 Состояние и анализ буровых работ по первичному вскрытию продуктивных пластов 17
1.2.1 Проблемы качественного первичного вскрытия нефтяных пластов 17
1.2.2 Анализ влияния химической обработки и систем очистки на свойства буровых растворов 23
1.3 Состояние и анализ методов перфорации продуктивных пластов 33
1.3.1 Проблемы вторичного вскрытия нефтяных пластов 33
1.3.2 Перфорационные жидкости, применяемые при кумулятивной перфорации с репрессией на пласт 36
1.4 Обзор работ по химреагентам специального назначения и техническим средствам, анализ изученности вопроса вскрытия продуктивных пластов 37
1.4.1 Регулирование содержания твердой фазы в растворе флокулянтами 37
1.4.2 Ингибиторы гидратации и диспергирования глин и сланцев 40
1.4.3 Применение ПАВ в качестве добавок в технологические растворы 44
1.4.4 Кольмататоры для уменьшения негативного влияния промывочных растворов при первичном вскрытии продуктивных пластов. 46
1.4.5 Методы перфорации 47
1.4.6 Некоторые аспекты струйного разрушения преград 50
1.4.7 Техническое обеспечение точечной струйной перфорации 53
1.4.8 Существующие направления совершенствования гидропескоструйных перфораторов 54
Цели работы и задачи исследований 55
2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧЕЙ ГИПОТЕЗЫ, МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ 56
2.1 Причины снижения проницаемости призабойной зоны пластов при вскрытии в процессе строительства скважин и других операциях 56
2.2 Общие требования к составу и свойствам промывочной жидкости 57
2.3 Принципы выбора специальных химреагентов 63
2.3.1 Принципы выбора флокулянта для естественных глинистых растворов 63
2.3.2 Принципы выбора ингибитора гидратации глин 69
2.3.3 Принципы отбора ПАВ
2.4 Обоснование конструкции кольмататора 81
1.4 Требования к методам вторичного вскрытия ппастов %3
2.5.1 Общие требования к технике и технологии вторичного вскрытия 83
2.5.2 Требования к перфорационным жидкостям 85
2.6 Принципы подбора свойств и компонентного состава перфорационных жидкостей 87
2.7 Обоснование направлений совершенствования конструкции гидроперфоратора 93
2.8 Приборы, методы и средства для исследования свойств буровых растворов, перфорационных жидкостей и нефти 96
2.8.1 Распространенные и общепринятые методы исследования, нормированные руководящими документами 96
2.8.2 Экспресс-метод оценки флокулирующей способности 97
2.8.3 Определение флокулирующей способности химреагентов по методу осветления 98
2.8.4 Определение флокулирующей способности химреагентов ситовым методом 98
2.8.5 Методика изучения увлажнения глин 99
2.8.6 Методика изучения ингибирования глин 99
2.8.7 Определение поверхностного натяжения 99
2.8.8 Определение диспергирующей способности глин в растворах химреагентов 100
2.8.9 Определение проницаемости естественного керна продуктивного пласта на стендовой установке 100
2.8.10 Определение фильтрационных характеристик (фазовой проницаемости) флюидов через искусственный песчаный керн при обработках технологическими растворами 100
2.8.11 Усовершенствованный метод осветления глинистой суспензии для одновременного определения ингибирующих и коагулирующих свойств 101
2.8.12 Стендовый метод исследований процессов гидроперфорации металлической обсадной трубы, разработанный при выполнении диссертационной работы 102
2.9 Химреагенты, используемые в экспериментах 105
Выводы к2 главе 106
3 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ ДЛЯ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ 108
3.1 Лабораторные исследования влияния катионных ПАВ, растворимых в воде и в углеводородах, на свойства глинистых растворов и их фильтраты 108
3.1.1 Исследование технологических, структурно-реологических и фильтрационных свойств глинистых растворов, обработанных катионными ПАВ 108
3.1.2 Исследование процессов флокулообразования в глинистых растворах, обработанных катионным ПАВ 112
3.1.3 Исследование ингибирующих свойств водных растворов химреагентов 1
3.1.4 Исследование межфазного натяжения на границе раздела фаз «водный раствор химреагентов - керосин» 133
3.1.5 Исследование совместимости ингибитора-флокулянта ГИПХ-3 с рыбожировой смазочной добавкой 1
3.2 Исследование водорастворимых и нефтерастворимых катионных ПАВ в качестве ингибиторов-флокулянтов буровых растворов 136
3.3 Разработка конструкции кольмататора 146 Выводы к 3 главе 147
4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ЖИДКОСТЕЙ И ГИДРОПЕРФОРАТОРОВ ДЛЯ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТОВ 148
4.1 Разработка перфорационных жидкостей с добавками катионных ПАВ 148
4.2 Подбор рецептур растворов для гидроперфорации скважин 159
4.3 Стендовые исследования процесса гидроперфорации 161
4.4 Разработанные и апробированные гидроперфораторы, устройство и 164 принцип действия, совершенствование конструкций Выводы к 4 главе 170
5 ПРОМЫШЛЕННАЯ АПРОБАЦИЯ, ВНЕДРЕНИЕ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТОК 171
5.1 Промышленные испытания реагента ГИПХ-3 при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов в Ноябрьском регионе 171
5.1.1 Влияние флокулянта ГИПХ-3 на параметры буровых растворов 171
5.1.2 Влияние обработки реагентом ГИПХ-3 на показатели бурения 1
5.1.3 Влияние обработки бурового раствора катионным ингибитором-флокулянтом ГИПХ-3 на свойства фильтрата буровых растворов 177
5.1.4 Эффективность освоения и эксплуатации в начальный период опытных скважин с использованием реагента ГИПХ-3 при бурении и перфорации 1
5.2 Результаты внедрения реагента ГИПХ-3 при первичном вскрытии на Дружном месторождении Когалымского района 186
5.3 Внедрение гидрофобизатора ИВВ-1 при вскрытии продуктивных пластов 187
5.3.1 Результаты применения гидрофобизатора ИВВ-1 одновременно при первичном и вторичном вскрытии продуктивных пластов 187
5.3.2 Результаты использования гидрофобизатора ИВВ-1 при вторичном вскрытии продуктивных пластов 191
5.4 Результаты внедрения реагента СНПХ-6012 при первичном и вторичном вскрытии пластов 193
5.5 Внедрение и промысловые исследования гидравлической перфорации 197
Выводы к 5 главе 203
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 204
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 205
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Введение к работе
Актуальность темы. Существенные объемы добычи нефти в стране обеспечивает Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс. Сложное геологическое строение месторождений региона с резко изменяющимися фильтрационно-емкостными свойствами продуктивных пластов и физико-химическими свойствами флюидов потребовало повысить уровень технико-технологических приемов всех видов работ с продуктивными горизонтами. Запасы нефти в низкопроницаемых высокогидрофильных полимиктовых коллекторах с малодебитными скважинами, например в Ноябрьском районе, велики и не могут успешно осваиваться и разрабатываться без интенсифицирующих технологий воздействия на пласт.
Достижение потенциальной продуктивности нефтяных пластов находится в прямой зависимости от комплекса работ на заключительной стадии строительства скважин. На этапах первичного и вторичного вскрытия пластов чаще всего применяются технологические жидкости на водной основе, использование которых при данных операциях негативно влияет на призабойную зону пласта (ПЗП). От физико-химических свойств буровых растворов и используемых технических средств зависит применение дополнительных стимулирующих воздействий на продуктивный пласт при освоении и ремонтно-изоляционных работах (РИР).
Отрицательное влияние технологических растворов на околоскважинную зону можно уменьшить за счет повышения качества их фильтратов, а также снижения интенсивности и продолжительности воздействия путем оптимизации количества и фракционного состава твердой фазы. Следовательно, рецептуры промывочных и перфорационных жидкостей должны включать модифицирующие добавки химреагентов, а технические средства и технологии - ограничивать проникновение инородных компонентов и обеспечивать работу в скважине на щадящих режимах по отношению к пласту и скважинному оборудованию. Разработке таких решений посвящена данная диссертационная работа.
Большой вклад в решение этих многоплановых вопросов, посвященных созданию благоприятных условий для сохранения коллекторских свойств нефтяных пластов, внесли отечественные и зарубежные исследователи: Амиян В.А., Ангелопуло O.K., Андресон Б.А., Ахмадеев Р.Г., Ашрафьян М.О., Бабалян Г.А., Булатов А.И., Гасумов Р.А., Горбунов А.Т., Городнов В.Д., Грей Д.Е., Дарли Г.С., Дерягин Б.В., Жигач К.Ф., Зейгман Ю.В., Зозуля Г.П., Кагарманов Н.Ф., Конесев Г.В., Кошелев В.Н., Кравченко И.И., Крысин Н.И., Кузнецов Ю.С., Лесик Н.П., Мавлютов М.Р., Маковей Н., Мирзаджанзаде А.Х., Орлов А.И., Пеньков А.И., Поляков В.Н., Ребиндер П.А., Рябоконь С.А., Рябченко В.И., Уляшева Н.М., Шарипов А.У., Ясашин A.M. и др.
Цель работы. Ускорение и повышение качества первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов применением эффективных технических средств и технологических жидкостей с катионными поверхностно-активными веществами (ПАВ). Основные задачи исследований
1. Анализ состояния первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, специальных химреагентов технологических жидкостей, струйных кольмататоров и перфораторов.
2. Разработка требований и принципов выбора количества и фракционного состава твердой фазы и модифицирующих добавок в глинистых растворах, солевых перфорационных жидкостях и в растворах гидроперфорации, изыскание модифицирующих химических реагентов.
3. Исследование флокулирующих, ингибирующих, поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств синтетических катионоактивных ПАВ (КПАВ) в промывочных и перфорационных жидкостях, разработка модифицированных составов и обоснование технологии их применения.
4. Прогнозирование на основе анализа накопленного фактического материала о свойствах ПАВ и обобщенной теории ДЛФО близкого взаимодействия поверхностей, механизмов флокуляции и ингибирования глинистой фазы катионными ПАВ, гидрофобизации отрицательно заряженных поверхностей глин, кварцевого песка и металла, а также влияния КПАВ на технологический процесс бурения, установление причин и условий для их протекания.
5. Разработка усовершенствованного метода комплексного изучения ингибирующих и коагулирующих свойств химреагентов и установки для изучения процессов гидроперфорации труб нефтяного сортамента.
6. Разработка рецептур технологических растворов и технических средств для гидроперфорации (стендовые испытания).
7. Внедрение рекомендаций и оценка их эффективности.
Методы решения поставленных задач
В работе использован комплексный метод исследования, включающий обобщение и анализ накопленного опыта, экспериментальное изучение: лабораторное и на пилотных установках с последующим промысловым испытанием на скважинах.
Научная новизна
1 .На основе управления расклинивающим давлением катионными ПАВ путем изменения потенциалов поверхностей и структуры граничных пленок воды предложены механизмы 4-х стадий флокулирования и 3-х ступеней ингибирования глинистых материалов.
2.Уточнен и реализован принцип гидрофобизации из водной среды поверхностей глинистых частиц в дисперсных системах и пор полимиктовых коллекторов применением азотсодержащих КПАВ, учитывая их растворимость в полярных и неполярных средах и характер смачиваемости твердой поверхности. З.Показана применимость обычных нарабатываемых буровых растворов, обработанных катионным ПАВ, для качественной точечной гидроперфорации в приемлемые сроки, выявлены зависимости скорости гидравлической резки обсадных труб от количества глинистой фазы и фракции твердых частиц размером более 0,1 мм, созданы новые гидроперфораторы (11 пат. РФ).
Основные защищаемые положения
1. Результаты лабораторных и промысловых исследований флокулирующих, ингибирущих, поверхностно-активных и гидрофобизирующих свойств катионных ПАВ в растворах, как в отдельности, так и в композиции с традиционными химреагентами для первичного и вторичного вскрытия нефтяных пластов.
2. Механизмы флокуляции глинистых растворов катионоактивными ПАВ в зависимости от их растворимости в воде и углеводородах и адсорбции водорастворимого КПАВ на кварцевом песчанике под слоем углеводорода аналогично углеводородорастворимым фракциям.
3. Технология химико-механического регулирования количества твердой фазы и её коллоидной составляющей в глинистых растворах катионными ПАВ в сочетании с виброситами.
4. Модифицированные катионными ПАВ составы с высокими ингибирующей, гидрофобизирующей и поверхностной активностью для качественного вскрытия пластов при бурении и кумулятивной перфорации.
5. Техника и технология точечной гидроперфорации малоабразивными и ингибированными катионными ПАВ глинистыми растворами и принципы их подбора на основе стендовых исследований.
Практическая значимость и реализация работы в промышленности
1. Разработаны высокоингибированные буровые растворы с оптимизированным количеством глинистой фазы и её коллоидной составляющей, полученные путем модификации существующих систем катионными ПАВ, которые испытаны и внедрены на 34-х скважинах месторождений "Ноябрьскнефтегаз" и "Когалымнефтегаз".
2. Разработаны высокоингибирующие и гидрофобизирующие пресные и минеральные технологические жидкости, модифицированные катионными ПАВ для кумулятивной перфорации. Опытные работы проведены на 17 скважинах месторождений "Ноябрьскнефтегаз", "Пурнефтегаз" и "Варьеганнефтегаз".
3. Разработана комплексная технология первичного и вторичного вскрытия пластов с применением катионных ПАВ одновременно в промывочной и перфорационной жидкостях. Промысловые испытания проведены на 8 скважинах Ноябрьского региона, причем на 3-х из них совместно с вихревым кольмататором.
4. Разработаны техника и технология точечной гидроперфорации скважин, сокращающие сроки проведения операций с использованием неутяжеленных глинистых растворов с облагораживающими добавками - КПАВ. Гидроперфорация после прострела кумулятивными методами и ремонтно-изоляционных работ при капитальном ремонте скважин (КРС) проведена на 4-х скважинах Ноябрьского региона, а первичная гидроперфорация - на 2-х скважинах.
Разработанные технологии позволили существенно (на десятки процентов) повысить показатели бурения и уменьшить сроки освоения скважин на несколько (до 8) суток. Кроме того, при насосном способе добычи значительно (до 1,5 раз) повысились фактические начальные дебиты в сравнении с плановыми, происходила ускоренная (на 1-3 месяца) очистка ПЗП скважин от загрязнений с выходом на устойчивый режим добычи, увеличились на десятки процентов и кратно удельные дебиты безводной или малообводненной продукции в первые (до 6) месяцы эксплуатации скважин. При фонтанном способе добычи очистка ПЗП от продуктов проникновения также происходила ускоренно, что приводило к улучшенному, более длительному сообщению «скважина-пласт» и повышению устьевых давлений. При периодическом режиме работы в условиях сниженного пластового давления на десятки часов уменьшалось время набора статического давления, которое стравливалось дольше.
Использование буровых глинистых растворов в дальнейшем при гидроперфорации позволило получить гидродинамическую связь скважинного пространства с продуктивным пластом (как при первичной перфорации, так и при повторных после РИР) и дебиты безводной нефти или в меньшей степени обводненности, когда другие методы интенсификации приток не давали.
Апробация работы. Материалы, составляющие основное содержание диссертации, докладывались и обсуждались на: технических советах НКНИО СибНИИНП, СибНИИНП, НПО "Ханто" при АН СССР, НоябрьскНИПИнефтегаз, производственных отделов и подразделений "Ноябрьскнефтегаз", "Когалымнефтегаз", "Пурнефтегаз", Варьёганнефтегаз", "Юганскнефтегаз", "Самаранефтегаз" в 1988 - 1998 г.г.; 53-й и 54-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ в 2002,2003 гг.
В полном объеме содержание диссертационной работы обсуждено на семинаре кафедры "Бурение нефтяных и газовых скважин" УГНТУ.
Публикации. По теме диссертации в открытой научно-технической печати опубликовано 63 работы, в т.ч. 12 обзоров, 26 статей и получено 25 патентов на изобретения.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, пяти глав, заключения, списка литературы из 250 наименований. Она изложена на 224 страницах, содержит 19 рисунков и 41 таблицу.
