Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ современного состояния техники и технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов нефтегазовых скважин. Выбор направления исследования 6
1.1 Существующие способы оценки эффективности вторичного вскрытия. Влияние различных факторов на совершенство вскрытия 6
1.2 Жидкости перфорации. Классификация. Основные характеристики, преимущества и недостатки 16
1.3 Направление исследования 28
Глава 2 Теоретическая оценка эффективности технологий первичного и вторичного вскрытия при заканчивании скважин 30
2.1 Выбор методики сравнения эффективности различных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработка методики выбора технологической жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов 30
2.2 Определение оптимальных условий применения различных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов 35
2.3 Перфорация при депрессии: Эффективность использования перфораторов. Влияние технологии первичного вскрытия. Влияние депрессии при освоении 38
2.4 Перфорация при репрессии: Эффективность использования перфораторов. Влияние технологии первичного вскрытия. Влияние депрессии при освоении. Влияние технологических жидкостей для вторичного вскрытия 44
Глава 3 Разработка технологической жидкости перфорации на углеводородной основе 50
3.1 Исследования стабильности концентратов, приготовленных на основе ациклических карбоновых кислот (АКК) 50
3.2 Исследования по определению числа омыления карбоновых кислот 52
3.3 Исследования реологических свойств растворов на основе УТЖ VIP 54
3.4 Исследования реологических свойств растворов на основе нефти, стабильного газового конденсата и их смеси, загущенных с использованием УТЖ VIP и добавкой в качестве стабилизатора безводного хлористого кальция 61
3.5 Исследование влияния жидкости перфорации на фильтрационно-емкостные свойства натуральных кернов продуктивного пласта 75
Глава 4 Внедрение технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов с использованием жидкости перфорации на углеводо родной основе и оценка ее эффективности 80
4.1 Анализ базовой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов
4.2 Комплексная технология заканчивания скважин 85
4.3 Внедрение новой технологии вторичного вскрытия с использованием жидкости перфорации на углеводородной основе 88
Основные выводы и рекомендации 92
Литература 93
Приложение 100
- Существующие способы оценки эффективности вторичного вскрытия. Влияние различных факторов на совершенство вскрытия
- Выбор методики сравнения эффективности различных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработка методики выбора технологической жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов
- Исследования стабильности концентратов, приготовленных на основе ациклических карбоновых кислот (АКК)
- Анализ базовой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов
Введение к работе
Современные темпы развития научно-технического прогресса неразрывно связаны с повышенным ростом энергопотребления. Основным источником энергии в настоящее время является углеводородное сырье - нефть и газ. Потребность в этих источниках энергии в последние годы значительно выросла и в дальнейшем, такая тенденция будет сохраняться.
Стратегической задачей для большинства нефтегазодобывающих компаний является наращивание темпов добычи углеводородов за счет роста объемов буровых работ и строительства новых скважин, а также посредством интенсификации работы скважин старого эксплуатационного фонда, включая малоде-битные, простаивающие и законсервированные скважины на месторождениях, которые вступили в позднюю стадию разработки.
В этой связи особую важность приобретает вопрос качества вскрытия продуктивных пластов и заканчивания скважин, т.к. в последнее время все чаще разбуриваются площади со сложными геолого-техническими условиями, где продуктивные горизонты имеют низкие коллекторские свойства и АНПД, что предопределяет повышенные требования к выбору технологии заканчивания.
Качественное первичное и вторичное вскрытие нефтегазонасыщенных пластов имеет исключительно важное, часто решающее, значение для объективной оценки продуктивности залежей, подсчета запасов нефти и газа, достижения максимально возможной отдачи пластов, сокращения сроков строительства, испытания и освоения скважин, выбора эффективных методов интенсификации работы скважин и пластов.
Этап заканчивания скважины включает в себя операции по первичному вскрытию, спуску и креплению обсадной колонны, вторичному вскрытию и освоению продуктивного горизонта. Каждая из этих операций влияет на фильтра-ционно-емкостные свойства коллектора в той или иной степени.
Так в результате проникновения фильтрата бурового раствора происходит повышение водонасыщенности в зоне проникновения, приводящее к изме-
нению абсолютной и фазовой проницаемости в результате гидродинамических и массообменных процессов, а также образование водонефтяных эмульсий и блокирующих глобул воды, что приводит к изменению продуктивности скважины. Также существует множество других факторов, приводящих к нежелательному снижению проницаемости призабойной зоны пласта, связанных с первичным вскрытием.
Операции по спуску и креплению обсадной колонны также приводят к снижению фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
Одним из определяющих этапов заканчивания скважин является вторичное вскрытие продуктивных пластов. Наибольшее распространение получило вторичное вскрытие посредством кумулятивной перфорации, т.к. этот способ имеет наилучшие технико-экономические показатели.
В настоящее время к технологии вторичного вскрытия предъявляются повышенные требования, т.е. продуктивность скважины должна быть максимально приближена к потенциальным возможностям вскрытых отложений. Достичь этого можно лишь, учитывая комплексно все факторы, влияющие на эффективность заканчивания скважины. Так, если выбранная технология заканчивания предусматривает вторичное вскрытие посредством перфорации, то сама технология перфорации должна выбираться по обоснованной методике, предусматривающей подбор всех необходимых компонентов для обеспечения высокого качества вскрытия.
В современных условиях целью вторичного вскрытия продуктивных отложений является не только образование гидродинамической связи пласта со скважиной посредством перфорационных каналов, но и преодоление тех негативных последствий, которые неизбежно возникают при осуществлении вышеуказанных операций. Пути решения данной проблемы лежат в определении наиболее эффективной технологии вторичного вскрытия в конкретных геолого-промысловых условиях.
Существующие способы оценки эффективности вторичного вскрытия. Влияние различных факторов на совершенство вскрытия
С целью проведения анализа и выбора эффективной технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов были разработаны различные методы и способы оценки качества гидродинамической связи межу скважиной и пластом-коллектором, основные из них кратко представлены ниже. 1.1.1. Метод электрогидродинамических аналогий (ЭГДА). Данный метод основан на тождественности уравнений фильтрации и распространения электрического тока в геометрически подобных системах, позволяет быстро получать количественный результат для трехмерных задач фильтрации, трудно поддающихся аналитическому решению. При этом электрические токи являются аналогом расходов фильтрующейся жидкости, напряжения - аналогом перепадов давления, а омические сопротивления - аналогом фильтрационных сопротивлений. Метод ЭГДА был применен В.И. Щуровым [14] с целью изучения влияния степени и характера вскрытия пласта на дебит скважины. Был использован гладкий цилиндрический электрод в качестве электрической модели скважины с открытым забоем и цилиндр из изоляционного материала с вмонтированными цилиндрическими электродами правильной формы в качестве модели перфорированной скважины. Сравнение протекающих токов при последовательном помещении этих моделей в токопроводящую среду (электролит), геометрически подобную пластовой системе, позволило определить возникающие омические сопротивления, а от последних по электрогидродинамическим аналогиям перейти к фильтрационным сопротивлениям. В результате были найдены значения безразмерных коэффициентов Сі и Сг для различных условий вскрытия пласта и построены известные графики Щурова, которые ранее широко использовались в практике и теории разведки и разработки месторождений нефти и газа. К недостаткам данного метода можно отнести то, что техника лабораторного моделирования не позволяет учесть влияние на дебит скважины всех ви дов несовершенств, в частности - изменение проницаемости породы. Это можно сделать лишь с использованием моделирующих компьютерных программ.
Экспериментальное изучение пробивной способности перфораторов, проводимое при стендовых испытаниях, дает возможность оценить геометрию перфорационных каналов по результатам прострела обсадных колонн, цементного кольца и горной породы, находящейся за ними. Говоря о пробивной способности необходимо не забывать о том, что она зависит от ряда факторов. Длина создаваемой кумулятивной струи зависит от скорости и мощности детонации взрывчатого вещества заряда, размеров ее активной части, массы и толщины облицовки кумулятивной выемки, массы наружной оболочки, симметрии кумулятивной выемки, расстояния между вершиной кумулятивной выемки и детонатором. Также глубина пробиваемого канала будет зависеть от плотности и механических свойств горной породы, таких как: прочности, сжимаемости и пластичности. Существенное значение имеет диаметр пробиваемого канала. Средний диаметр кумулятивной струи зависит от значения угла при вершине угла конической выемки заряда и толщины ее облицовки, однако чрезмерное увеличение диаметра струи сопряжено с уменьшением ее длины и глубины канала.
Существует большое количество различных модификаций перфорационных систем и зарядов по своему устройству и характеристикам геометрии создаваемых перфорационных каналов. Показатели геометрии создаваемых перфорационных каналов, в первую очередь, характеризуют площадь фильтрации, через которую флюид истекает из пористой среды в перфорационный канал через околоканальную зону и далее - в скважину. Эти динамические процессы в значительной степени влияют на характеристику работы скважины, но в доста точной степени не изучены по причине сложности своей природы, дистанционное процессов и других факторов.
Физика процесса вторичного вскрытия пласта кумулятивной перфорацией предполагает и ведет к ряду нежелательных последствий. Основными процессами, сопровождающими кумулятивную перфорацию, являются: загрязнение околоканальной зоны жидкостью вскрытия, закупорка пестом оконечной части перфорационного канала, разрушение части порового пространства и ее сжатие околоканальной зоны пласта, оплавление поверхности перфорационного канала.
В тоже время из-за того, что каждый перфоратор имеет свою определенную фазировку зарядов, вторичное вскрытие может быть несовершенным по характеру вскрытия продуктивного пласта. За счет неполного вскрытия продуктивной толщи пласта возможно проявление несовершенства вскрытия пласта перфорацией по степени. Эти степени несовершенства вскрытия пласта перфорацией имеют приоритетное значение при планировании перфорационных работ на конкретной скважине с учетом ее оценки и влияния на продуктивность скважины и на последующую эксплуатацию. В основном это зависит от условий залегания пласта, его физико-химических свойств, насыщением флюидов, а также их свойствами. Поэтому для нашего рассмотрения эффективности применения перфорационных систем существенной роли этот фактор не должен играть, поскольку первостепенной задачей является - объективная оценка воздействия перфорационного канала на продуктивность скважины.
Если вернуться к первому аспекту рассматриваемого вопроса, то становится очевидно, что непосредственных оценок проявлений процессов, происходящих в призабойной и околоканальной зоне пласта, ожидать невозможно, поскольку они происходят на глубине залегания продуктивной залежи и взаимосвязаны.
Выбор методики сравнения эффективности различных технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов. Разработка методики выбора технологической жидкости для вторичного вскрытия продуктивных пластов
Для максимальной реализации потенциальных возможностей простре-лочно-взрывной аппаратуры необходимо разработать комплекс мероприятий и технологию вторичного вскрытия продуктивных пластов, учитывающую особенности заканчивания при первичном вскрытии, цементировании, освоении и геолого-технические характеристики продуктивного пласта. Разработка эффективной технологии вторичного вскрытия возможна только с использованием специальных методик и компьютерных программ. В данном случае будет использована методика и компьютерная программа, разработанные в ОАО "НПО "Бурение", описанные в разделе 1.1. Данная методика была использована при разработке технологий заканчивания скважин на многих месторождениях Западной Сибири и доказала свою эффективность за счет высокой сходимости расчетных и фактически полученных результатов. Использование данной методики позволяет установить, как и в какой степени происходит влияние различных факторов при выборе технологических параметров, материалов и реагентов при вторичном вскрытии. Так одним из определяющих факторов при разработке эффективной технологии вторичного вскрытия является выбор перфорационной жидкости (ПЖ). Даже в случае проведения перфорационных работ в условиях депрессии последующее влияние перфорационной жидкости на стадиях спуска насосного оборудования и освоения может оказаться негативным при определенных условиях и не верном выборе данной жидкости.
Как указывалось выше, при перфорации должно быть обеспечено отсутствие поглощений жидкости и негативных изменений коллекторских свойств пласта. Для выполнения этих требований используются специально подобранные жидкости перфорации и от выбора их типа и свойств во многом зависит будущая продуктивность скважины. Предлагается следующая методика выбора перфорационной жидкости. Она базируется на принципе достижения максимально возможного значения ОП в каждом конкретном случае. Влияние жидкости перфорации количественно оценивается по величине скин-эффекта S, который вычисляется по формуле Ван-Эвердингена и зависит от радиуса проникновения жидкости перфорации в пласт и коэффициента восстановления проницаемости пласта.
Величина S0 может быть определена по результатам ГДИ или рассчитана каким-либо известным способом [23]; если при перфорации используются жид кости с ярко выраженными коркообразующими свойствами, то можно считать So=104.
Предположим, что R известно. Тогда вычислим объем жидкости, ушедшей в пласт, и ограничив его некоторой допустимой величиной V0, получим условие для подбора вязкости жидкости перфорации: где: а0 = 1,8 10"3 Ар k / (ш х); h - интервал перфорации.
Вычислив по этой формуле вязкость жидкости перфорации, определим R и затем из условия (2.4) найдем интервал минимально допустимых значений /?mi„, которые являются определяющими при выборе жидкости перфорации.
Как следует из аналитической формулы для расчета Р, полученной Пеньковым А.И. (ОАО НПО "Бурение") [11], параметры жидкости перфорации и депрессия при освоении скважины должны быть такими, чтобы выполнялось следующее условие: где: р0 - капиллярное давление; grad р - гидродинамический градиент давления; ai - константа. Задав интервал изменения депрессии при освоении и учитывая, что cos0 l, приведем условие (2.7) к следующему виду: ст - межфазное натяжение на границе фильтрат-нефть, мН/м. Увеличить относительный эффективный радиус поровых каналов можно за счет снижения количества связанной воды путем введения ингибиторов набухания глин и полимеров. Основным показателем, определяемым экспериментально для различных жидкостей, является показатель их увлажняющей способности (П0). В зависимости от проницаемости пласта относительное количество связанной воды {у = фсв/ гср) не должно превышать 8-Ю %. Из этого условия определяются допустимые значения П0. Затем производится оценка величины межфазного натяжения и необходимость его снижения за счет введения ПАВ.
Если за счет введения функциональных добавок нельзя обеспечить выполнение условия (2.8) при требуемом ОП, то нужно использовать жидкости на углеводородной основе (считать (3=1) или жидкости, практически не фильтрующиеся в пласт, для которых повторяется вышеописанная процедура расчета с учетом соответствующих изменений.
Таким образом, приоритетной задачей данной работы является определение принципов выбора технологии ПВР и разработка технологической жидкости с универсальными свойствами, способной отвечать современным требованиям и уровню инновационных разработок.
Исследования стабильности концентратов, приготовленных на основе ациклических карбоновых кислот (АКК)
С целью обеспечения вышеуказанных требований к технологическим жидкостям для вторичного вскрытия продуктивных пластов нами было разработано несколько рецептур таких систем на углеводородной основе. Для обеспечения необходимых структурно-реологических параметров разрабатываемых систем были рассмотрены различные способы образования вязких и псевдопластичных жидкостей.
Одним из возможных способов загущения углеводородных жидкостей является использование ациклических карбоновых кислот, в частности кубовых остатков. Данный продукт является отходом производства и поставляется в твердом виде в нормальных условиях (t = 20С), при этом обладает низкой температурой плавления и хорошей способностью растворяться в углеводородах при определенных условиях. С целью снижения затрат времени и повышения технологичности процесса приготовления растворов на углеводородной основе было предложено предварительно производить растворение АКК в среде углеводородных жидкостей с требуемой концентрацией. В дальнейшем полученный продукт представлял собой вязкую жидкость темно-коричневого цвета, получившую товарное название "Универсальная технологическая жидкость VIP" (УТЖ VIP). Для определения оптимальной концентрации карбоновых кислот в углеводородах были приготовлены жидкости на основе нефти и дизельного топлива с различным содержанием АКК: 30, 50 и 70%. Время приготовления в разных случаях составило 1,2 и 3 часа.
Для определения стабильности приготовленного концентрата после отстоя в течение 1, 2, 4, 7, 14, 20 и 24 суток при температуре t = 20С и t = -5С произвели замер плотности концентрата вверху и внизу пробы. Результаты исследований представлены . происходит через 24 ч вне зависимости от концентрации активатора (30 % р-ра NaOH). При повышении температуры до 60С эффективная вязкость растворов снижается в большей степени в пробах с минимальным содержанием активатора, что позволяет сделать следующий вывод. Омыление растворов на основе АКК необходимо проводить с концентрацией активатора не менее 2,5 % при этом для полной стабилизации реологических показателей потребуется не менее 24 часов. 3.3. Исследования реологических свойств растворов на основе УТЖ VIP.
С использованием данной нефти были приготовлены пробы растворов с различной концентрацией АКК, которые обрабатывались 30%-м раствором каустической соды и безводным хлористым кальцием. Хлористый кальций вводиться в качестве стабилизатора системы, позволяющего при повышении температуры выше 60С сохранять вязкостные свойства. Затем в загущенные пробы растворов добавляли утяжелитель мел марки ММС-2 от 0 до 20 %. Приготовление растворов происходило при перемешивании в течение 30 40 мин при температуре 30-40С. Далее с целью определения реологических параметров и седиментационной устойчивости приготовленные пробы растворов ставились на прогрев при 80С на 6; 12 и 24 часа. Результаты исследований растворов базовой рецептуры (нефть+2,5% АКК + 2,0%) NaOH (30%-ый р-р) + 2,0%) СаСЬ) представлены в таблице 3.7.
С целью определения сходимости результатов исследований проведены повторные измерения реологических параметров растворов (Нефть+2,5% АКК + 2,0% NaOH (30% -ый р-р) + 2,0% СаСЬ) и определена седиментационная устойчивость растворов. Результаты исследований представлены в таблице 3.8.
Аналогично проведены исследования реологических свойств и седимента-ционной устойчивости растворов с рецептурой (Нефть+3,0%) АКК + 2,4% NaOH (30%-ый р-р) + 2,4%) СаСЬ). Результаты исследований представлены в таблице 3.9.
С целью определения сходимости результатов исследований проведены повторные измерения реологических параметров растворов (Нефть+3,0%» АКК + 2,4% NaOH (30%-ый р-р) + 2,4% СаСЬ) и определена седиментационная устойчивость растворов. Результаты исследований представлены в таблице 3.10.
Исследования показали (рис. 3.3), что при использовании доломита, сидерита и ММС-2 без стабилизатора системы теряют устойчивость при прогреве, необходимо введение стабилизатора, который был подобран и требовался в концентрации 2-3 %.
Анализ базовой технологии вторичного вскрытия продуктивных пластов
Исходя из опыта вскрытия продуктивного пласта в интервале 2500-2900 м с целью обеспечения устойчивости стенок скважины в интервале неустойчивых глин и аргиллитов, расчет производился из условия создания репрессии не более 35 кгс/см . Параметры бурового раствора для вскрытия продуктивных отложений представлены в табл. 4.2 (по проекту).
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 2900 по вертикали, 3018 по стволу. Комплектуется из труб с резьбовыми соединениями типа ОТТМА. Низ оборудуется башмаком БКМ-146-ОТТМ, обратный клапан типа ЦКОД-146-ОТТМ. Центраторы типа ЦЦ-2 устанавливаются в интервалах всех продуктивных горизонтов через 10 м. При этом, как минимум, по два центратора должны располагаться выше и ниже каждого объекта (также через 10 м). Кроме того, два центратора (через 10 м) устанавливаются непосредственно выше башмака кондуктора, один на второй сверху трубы. Смазка резьбовых соединений Р-402. Буферная жидкость-0,03% водный раствор НТФ в объеме 10 м3. Цементирование производиться в одну ступень. Цементный раствор из цемента марки ПЦТ-1-100 (ГОСТ 1581-96) с плотностью 1,83 г/см3 раз мещается в интервале 2680-2900 по вертикали, 2793-3018 м по столу. Водоце-ментное соотношение 0,45-0,50. Продавочная жидкость - раствор хлористого натрия.
Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится кумулятивной перфорацией эксплуатационной колонны. В качестве основного типа перфоратора принят кумулятивный перфоратор, спускаемый на кабеле ПК-105С, плотность перфорационных отверстий составляет Юотв./м. Количество одновременно спускаемых зарядов определяются в соответствии с инструкцией к перфоратору. При проведении работ по вторичному вскрытию пласта устье скважины оборудуется превенторной установкой типа ПМТК 125x21. Перфорация объектов производиться при заполнении эксплуатационной колонны от искусственного забоя до устья раствор хлористого кальция загущенного КМЦ и обработанного ПАВ. Плотность раствора определяется в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и с учетом глубины залегания ЮС і и величины пластового давления составляет - 1,08 г/см . Ре-прессия на пласт составляет - 12,7-19,7 кгс/см . Время контакта жидкости перфорации с продуктивным платом составляет - 1-2 суток.
Вызов притока из скважины производится заменой солевого раствора на техническую воду с последующим понижением уровня жидкости свабировани-ем. Величина депрессии при освоении скважины определяется с учетом следующих факторов: -обсадная колонна рассчитана на снижение уровня до 2300 м по вертикали; -не нарушить прочность цементного камня между нефтеносным и водоносным пластами. На Киняминском месторождении пласт ЮС/ нефтеносен до подошвы; -не превысить давление насыщения нефти газом. Допускаемая депрессия определена на уровне 211,7 кгс/см3. Полученная величина депрессии создается при снижении уровня жидкости в скважине до глубины 1850 м. По проекту принято снижение уровня жидкости в скважине при свабиро-вании на 1800 м, при этом депрессия на пласт составляет - 208 кгс/см3. Всего на Киняминском месторождении в соответствии с базовой технологией заканчивания было пробурено три скважины. Результаты реализации данной технологии будут представлены ниже. Сервисное инженерное сопровождение работ по заканчиванию скважин на Киняминском месторождении проводилось в 2002-2005 гг. в соответствии с достигнутыми соглашениями и подписанными договорами. Данные работы предусматривали использование современных эффективных разработок в области проводки и заканчивания скважин, в частности: при первичном вскрытии продуктивных отложений использовался поли-пропиленгликолевый полисахаридный раствор; при цементировании использовались специальные буферные жидкости и реагенты для обработки тампонажных растворов, а также инновационные технологические решения; при вторичном вскрытии продуктивных платов использовались специальные технологические жидкости на водной и углеводородной основе со свойствами, обеспечивающими сохранение эксплуатационных характеристик вскрываемых отложений.
