авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Разработка технологии изоляции водопритоков в нефтегазовые скважины в условиях месторождения северный малгобек

-- [ Страница 2 ] --

Исходя из этого, прохождение ВИС через породу происходит следующим образом: наиболее крупные силикатные мицеллы за счет эксклюзионного эффекта продвигаются по колонке быстрее основной массы более мелких частиц. Это приводит к тому, что мелкие частицы задерживаются в зоне с более высоким значением рН и катионами с высоким значением поляризующего эффекта, затем происходит их укрупнение. Экспериментально установленная эксклюзионная сепарация высокомолекулярных частиц водной дисперсии силиката натрия в пористой среде может быть причиной появления "стоп-эффекта" при закачке его в пласт, особенно в низкопроницаемые и высокотемпературные породы с развитой поверхностью. Опираясь на вышеизложенное, можно утверждать, что рассматриваемый «стоп-эффект» говорит об окончании процесса изоляции водонасыщенного горизонта.

Оценка тампонирующих свойств ВИС проводилась по показателю восстановления проницаемости образцов пористых сред с различным характером их первоначального насыщения. Проницаемость образцов кернов рассчитывалась в соответствии с законом фильтрации Дарси. Результаты оценки блокирующих свойств ВИС в водо- и нефтенасыщенных кернах приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Результаты оценки тампонирующих свойств ВИС

Керн Жидкость насыщения Исходная проницаемость керна, мкм2 Параметры процесса воздействия на керн дисперсией силиката натрия Конечная проницаемость керна, мкм2 Коэффициент восстановления проницаемости Р, %
по воде КВо По маслу КНо выдержка при 85 °С, ч давление в конце продавки, атм по воде КВ1 по маслу КН1
Модельный вода 0,0260
3,0 0,37 0,00010
0,31 ДР 42 атм
Природный 0,0335 0,39 0,00023 0,57 ДР 47 атм
Модельный масло 0,0238 0,0185 3,0 1,14 - 0,01417 82,6 ЛР 0,62 атм
Природный 0,0464 0,0162 1,22 - 0,0166 98,3 АР 0,46 атм

Экспериментально установлено, что при практически одинаковых режимах закачки состава, одних и тех же термобарических условиях и одинаковых коллекторских свойствах используемых пористых сред, объемная скорость поступления состава в пористые образцы зависит от характера их первоначального насыщения: при закачке в водонасыщенный керн давление продавки как минимум в 3,7 раза меньше, чем в нефтенасыщенный. То есть величины скоростей поступления ВИС в водо- и нефтенасыщенные керны определяются соотношением:

Ов = 3,7 Он,

где Ов, Он - объемные скорости поступления состава в водонасыщенный и нефтенасыщенный керны, см /с.

На основании этой зависимости и известной формулы плоскорадиального течения жидкостей получена формула радиуса проникновения дисперсии силиката натрия в водонасыщенный пласт, позволяющая рассчитать требуемый объем состава:

Rв = (3,7 Rн2 -2,4 Rс2)1/2

где Rв, Rн - радиусы зон проникновения состава в водо- и нефтенасыщенный пласты скважины, м; Rс — радиус скважины.

Различие скоростей фильтрации обусловливается, с одной стороны, более высокой вязкостью нефти по сравнению с водой, с другой - возникновением двухфазной фильтрацией в нефтенасыщенном пласте. Что касается тампонирующей способности ВИС в водо- и нефтенасыщенных образцах, то, как свидетельствуют полученные результаты, водонасыщенные керны практически полностью (более чем на 99 %) утрачивают свою первоначальную проницаемость (рв 0,3-0,6 %), снижающуюся во времени, в то время как нефтенасыщенные образцы способны восстанавливать первоначальную проницаемость (Рн 84-98 %). По истечении технологически заданного времени выдержки дисперсии силиката натрия в присутствии отверждающих поливалентных катионов в водонасыщенном керне (12 ч) происходит полная потеря подвижности ВИС с дальнейшим его отверждением. Восстановить утраченную проницаемость водонасыщенного образца даже форсированной прокачкой воды при высоких значениях депрессии не представляется возможным. В нефтенасыщенных образцах за этот же период времени полного отверждения состава не происходит, чем и обусловлена возможность очистки керна при имитации вызова притока. Причем в опытах в качестве нефтенасыщенного керна был использован образец, содержащий не только нефть, но и воду для создания условий, близких к пластовым.

Полученные в результате исследований значения давлений наряду с оценкой гидравлических сопротивлений при закачке дисперсии силиката натрия в различные среды могут быть использованы в качестве исходных данных для расчетов режимных параметров закачки состава в реальные пласты при изоляционных работах и при одновременном сохранении на достаточно высоком уровне исходной продуктивности нефтенасыщенных пропластков. Например, используя формулы плоскорадиального притока жидкости из пласта в скважину, можно произвести расчет ожидаемой величины показателя относительной продуктивности (ОП) для различных, задаваемых произвольно, радиусов проникновения состава в нефтенасыщенный (Кн) и водонасыщенный (Кв) пласты.

Результаты зависимости расчетов ОПН и ОПВ для нефтяного и водонасыщенного пластов от радиуса проникновения состава приведены на рис. 2 для условий рн = 85 %; рв = 0,6 %, Ов = 3,7 Он.

  Расчетные зависимости показателя относительной продуктивности (ОП) от-3

Рисунок 2 – Расчетные зависимости показателя относительной продуктивности (ОП) от радиуса зоны закачки дисперсии силиката натрия в нефтенасыщенный и водонасыщенный пласты

Были изучены прочностные характеристики тампонирующих материалов. В условиях аномально высокого пластового давления (АВПД) на скважинах месторождения Северный Малгобек на ранних стадиях разработки наблюдалось фонтанирование. В ходе эксплуатации модуль градиента давления продуктивного пласта уменьшился практически до нуля на фоне градиента пластового давления водонасыщенного горизонта. При отключении пропластков, обуславливающих водопритоки, тампонирующий экран обязан выдерживать гидростатические нагрузки водоносного горизонта с АВПД при создании депрессии и вызова притока из продуктивного пласта с условием последующего фонтанного лифта скважинной продукции.

Были изучены модельные системы песчаника, тампонированных дисперсией силиката натрия (табл. 2.)

Таблица 2 – Результаты исследования модельных систем

Плотность жидкого стекла, г/смз Rсж просиликатированного песка.(в кгс/см2) с выдержкой в растворе, содержащем 9% CaCl2 и 20,5% MgCl2 при силикатном модуле жидкого стекла М
М=2,75 М=3,06
через сутки через 15 суток через 30 суток через сутки через 15 суток через 30 суток
1,49 47,6 93,2 100,0
1,47 56,5 90,4 107,2
1,42 55,0 93,5 98,0 65,5 75,5 81,0
1,38 50,5 77,0 83,0 64,0 66,5 70,5
1,33 43,0 53,5 65,5 45,0 52,0 67,0

Обсуждено упрочняющее действие поливалентных катионов: поляризационные характеристики катионов позволяют сделать вывод о том, что величина энергии связи в гидрате тем выше, чем больше поляризующее действие катиона и поляризуемость аниона. Учитывая достаточно высокое значение поляризуемости моно-, ди-, три-, полисиликат ионов, можно с уверенностью утверждать, что катионы, содержащиеся в пластовой воде, имеющие большую поляризующую способность чем у катиона кальция, способны упрочнять тампонирующий материал. Учитывая диффузный характер старения стеклообразной матрицы, необходимо также подчеркнуть процессы упрочнения, связанные с более плотной упаковкой силикатного каркаса гидратированными катионами различного размера. Так, для пластовых вод, содержащих Fe3+:Са2+ в соотношении 1:3, прочность при сжатии (Rсж) силикатированных образцов песка увеличивается в среднем на 40-50% (Таблица 3).

Таблица 3 – Физико-технические характеристики модельных тампонированных материалов

Плотность суспензии, г/смз Rсж просиликатированного песка суспензией твердого Na2SiO3 в растворе NaOH (в кгс/см2) с выдержкой в 10% CaCl2 при суммарном силикатном модуле суспензии М
М=2,8 М=3,0
через сутки через 15 суток через 30 суток через сутки через 15 суток через 30 суток
1,30 43,4 56,5 72,5 47,0 64,3 77,1
1,25 35,2 46,4 62,8 38,3 52,4 64,9
1,20 27,2 38,3 53,6 32,5 45,7 61,3
1,15 22,7 34,6 47,9 24,6 38,3 55,4
1,10 12,3 21,6 32,4 15,7 24,8 38,9
Плотность суспензии, г/смз Rсж просиликатированного песка суспензией твердого Na2SiO3 в растворе NaOH (в кгс/см2) с выдержкой в растворе, содержащем 6,7% CaCl2 и 3,3% FeCl3 при суммарном силикатном модуле суспензии М
М=2,8 М=3,0
1,15 34,3 51,6 75,4 37,9 57,8 83,9
1,10 21,3 31,3 49,7 25,7 34,6 54,6

Кроме того увеличивается водостойкость материала за счёт упрочнения связей с гидратной оболочкой коллоидной фазы.

Результаты проведенных исследований позволили сформировать основу технологического процесса упреждающих водоизоляционных работ на поздней стадии эксплуатации скважин.

В третьей главе представлены основные принципы технологии водоизоляционных работ на поздней стадии эксплуатации скважин путем закачки водоизолирующего состава в обводненный пласт в уже обсаженном стволе в ходе эксплуатации скважины или после ее освоения при появлении воды в продукции.

В диссертационной работе рассмотрены следующие виды технологических приемов установки водоизоляционных экранов в открытом стволе до спуска эксплуатационной колонны: 1) ниже нефте(газо)носного пласта (нижняя или подошвенная вода), в т.ч. при отсутствии между пластами перемычки; 2) выше нефте(газо)носного пласта; 3) между нефте(газо)носными пластами; 4) выше и ниже нефте(газо)носного пласта; 5) выше нефте(газо)носного пласта без вскрытия нижнего водоносного пласта.

Рассмотрены также этапы водоизоляционных работ в обсаженном стволе при заколонной циркуляции снизу и при притоке воды по пласту.

Приведено также описание технологического оборудования и реагентов для проведения изоляционных работ. Детально рассмотрены технологические операции ремонтно-изоляционных работ (РИР) с соблюдением норм техники безопасности, принятых для работ на нефте- газодобывающих предприятий Российской Федерации.

Несомненно, одним из критериев оценки эффективности технологии является вопрос собственного производства реагентной базы вблизи района производства работ. Описана технологическая схема и оборудование для помола силикат-глыбы до рейтинга 50 мкм, а также изоляция водопритоков в нефтяные скважины неводными композициями на основе поливинилбутиральных смол.

В четвертой главе рассмотрены опытно-промышленные испытания и результаты внедрения разработанных технологий на скважинах месторождения «Северный Малгобек».

В таблице 4 показана обводненность продукции скважин № 826, № 843, № 840 НГДУ «Малгобекнефть», а на рисунке 3 – градиенты давлений в скважине № 826 в ходе проведенных нами изоляционных работ.

Как видно из таблицы 4 обводнённость продукции снизилась. В результате изоляционных работ из гидравлической системы скважины выключаются обводнённые пропластки.

Таблица 4 – Результаты технологических исследований на скважинах НГДУ «Малгобекнефть»

Скважина Обводненность продукции, % Дебит нефти т/ч
До проведения изоляционных работ После проведения изоляционных работ До проведения изоляционных работ После проведения изоляционных работ
№826 87 55 0,4 5,9
№840 91 62 2,3 7,4
№843 36 20 4,2 11,7


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.