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 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |

Геотехнологические основы повышения эффективности добычи нефти из недонасыщенных нефтью высокотемпературных полимиктовых пластов

-- [ Страница 3 ] --

Рисунок 9 Зависимость прироста начальных извлекаемых запасов и НЧДД от объемов закачиваемого активного агента

По рассчитанным динамикам добычи нефти и воды определяются технико-экономические показатели разработки и НЧДД за период эффективности мероприятия. Для условий хозяйственной деятельности НГДУ «Суторминскнефть» в 2007 г. была построена зависимость НЧДД от параметров технологии – объемов закачки активного агента (рисунок 9) и определены оптимальные значения.

В третьей главе рассмотрены результаты экспериментальных исследований материала, загрязняющего забой и ПЗП. Для восстановления и повышения продуктивности скважин проводятся ОПЗ пласта, 60 % которых осуществляются с применением кислот.

Увязка результатов обработок с прямыми данными геологической характеристики коллекторов оказалась безуспешной, так как для каждой конкретной скважины объем необходимой информации недостаточен.

Используя статистические данные обработок ПЗП, рассматривалась связь между эффективной перфорированной толщиной обрабатываемого объекта и относительной амплитудой ПС. Практически по большинству месторождений при ПС менее 0,6 обработки были неэффективны. Эффективность их по объектам возрастает с увеличением амплитуды до 1,0. Влияние эффективной толщины на результаты обработок менее характерно, хотя в целом отмечается рост числа успешных обработок при ее увеличении, особенно выше 1,5…2,0 м. Для скважин с ПС от 0,75 до 1,00 эффективность обработок снижается с ростом начальных дебитов. Такая же зависимость наблюдается и в нагнетательных скважинах.

Указано, что большую эффективность кислотных обработок следовало бы ожидать при повышенном содержании глин и карбонатности, то есть при ПС равном 0,63…0,65. В результате кислотных обработок происходит в основном восстановление проницаемости ПЗП до естественного значения, то есть очистка призабойной зоны от загрязняющих ее продуктов.

Согласно многочисленным исследованиям, результаты ОПЗ зависят от литологоминералогического состава пород, слагающих продуктивные пласты, технического состояния скважин, правильности выбора и проведения технологических операций и ряда других факторов.

Для выявления причин низкой эффективности ОПЗ и установления причин уменьшения дебитов добывающих скважин проанализированы большой объем промыслового материала и результаты исследований.

При анализе результатов поинтервальных исследований состава и плотности жидкости по стволу работающих скважин, кроме воды, обнаружено значительное количество механических примесей. Это свидетельствует о наличии на забое и в стволе скважины застойной воды и взвешенных частиц, высота столба которых достигает 500…600 м и более. При проведении ОПЗ без предварительной тщательной промывки данная пульпа закачивается в призабойную зону, продавливается в глубь пласта обрабатываемым составом и снижает продуктивность скважины. Описаны приемы исследования наличия мехпримесей путем отбора проб на устьях скважин, добывающих безводную и обводненную нефть, по результатам которых устанавливались механизм загрязнения, его количественные и качественные характеристики.

Анализ проб жидкости, отобранных при промывке скважин, показал, что при промывке отмечено наличие на забое скважин столба глинисто-песчаных пробок высотой 25…30 м, часто перекрывающих интервал перфорации. Недоход труб при промывке скважин до искусственного забоя наблюдается в 40…50 % скважин.

В пробах забойных отложений определялся гранулометрический состав, производился минералогический анализ фракций от 2,0 до 0,1 мм, определялись содержание углеводородов, растворимость в кислотных составах. В отработанных кислотных растворах определялось содержание суммы оксидов железа и алюминия, ионов кальция, магния, сульфатов.

Пробы, отобранные при промывке, содержат меньшее количество крупных фракций, однако проба, отобранная непосредственно с забоя, содержит свыше 60 % мелких (размером менее 0,1 мм) частиц, способных к самоуплотнению.

Сравнение минералогического состава крупных фракций отложений и керна позволяет сделать следующий вывод. Кварцевые зерна песчаника из продуктивного пласта и силикаты отложений существенно различны: кварцевые зерна пласта (фракция 0,25…0,50 мм) представляют собой главным образом обломки мелких агрегатов и щеток. Отложения кварца представлены частично материалом пласта – 40…50 %, остальное – привнесенный материал: окатанные зерна кварца с матовой поверхностью и остроугольные обломки кварца, аналогичные обнаруженным в бентонитовой глине, цементе, барите, нерастворимом осадке растворов хлористого натрия, применяемых в качестве жидкости глушения. Результаты исследований свидетельствуют о значительном содержании углеводородов в исследуемых пробах отложений.

Дальнейший анализ экспериментов показал, что по растворимости и составу фильтрата керн продуктивного горизонта не может являться основной составляющей частью отложений на забое скважин.

Исследование растворимости забойных отложений в кислотных составах. Растворимость породы пласта как в солянокислотном растворе, так и в глинокислоте в несколько раз ниже растворимости отложений, поднятых с забоя скважины. Содержание оксидов, Са2+, Mg2+ и SO42- в фильтрате после взаимодействия забойных отложений с кислотами намного превышает их содержание в фильтрате взаимодействия кислот с породой пласта. По результатам исследований растворимость отложений в растворе 12 %-ной соляной кислоты достаточно высокая – от 31,67 до 37,26 %, в глинокислоте – от 51,94 до 58,67 %.

Отложения, в основном, имеют техногенный характер, состоят в большинстве своем из глин и окислов железа, причем более 50 % железо-магнитные (окалина). Часть отложений, растворяющаяся в соляной кислоте, включает до 70 % соединения железа, в глинокислоте – до 90 % соединения железа и алюминия. Соединения алюминия появляются в растворе в результате взаимодействия плавиковой кислоты с алюмосиликатами.

Промывки технической водой, иногда с добавками ПАВ, не обеспечивают полноты выноса отложений, в результате продукты солянокислотных ванн (СКВ) представляют собой концентрированные растворы солей железа и алюминия. Подобные растворы крайне нежелательны при попадании в пласт из-за возможности выпадения железа и алюминия в виде гидрооксидов.

При промывке происходит своеобразная сепарация взвеси: более легкие частицы (глина, карбонаты) уносятся с потоком воды, более тяжелые (соединения железа, плотность которых составляет 5,1…5,4 г/см3) извлекаются не полностью, в дальнейшем накапливаясь на забое скважины.

Исследования продуктов реакции после кислотного воздействия на пласт. Анализ проб, отобранных при извлечении продуктов реакции после СКВ и солянокислотной обработки (СКО), подтверждает выводы, сделанные при анализе отложений, отобранных с забоя скважин. Описана методика комплексного разделения мехпримесей на фракции.

Результаты исследований отложений с рабочих секций погружных насосов. На экстрагированных пробах проверялось действие магнита, проводились исследования под микроскопом, качественный анализ на содержание CaCO3, соединений железа и сульфидов. Определялись наличие и состав водорастворимых солей, содержание кислоторастворимой части и анализировался фильтрат. Проводились другие исследования, направленные на уточнение характера отложений. Выявленные в процессе исследований результаты указали на необходимость разработки рецептуры технологических жидкостей для промывки забоя и глушения скважин, перфорационных и других работ (в частности гидроразрыва пласта (ГРП)) с целью повышения эффективности проводимых геолого-технических мероприятий.

В четвертой главе приведены результаты исследований по разработке рецептуры технологических жидкостей, используемых для работы в скважине и при воздействии на ПЗП применительно к нефтяным месторождения Западной Сибири. Отличие исследований автора от ранее известных, выполненных в основном для условий месторождений Урало-Поволжья, заключается в том, что рассматриваемый автором объект отличается резко температурным режимом пласта и физико-химическими свойствами пластовых флюидов.

Для промывки ствола и глушения применяются техническая вода, растворы хлористого натрия и хлористого кальция, а также растворы различных ПАВ. Однако установлено, что качественной очистки ствола забоя при этом не происходит.

Под влиянием пресной воды в ПЗП происходят набухание, диспергирование и переотложение глинистых составляющих цемента и породы-коллектора.

Кроме невысокой плотности, растворы соли содержат до 2,5 % нерастворимого осадка. Растворы хлористого кальция плотностью до 1,24 г/см3 дают осадок при взаимодействии с некоторыми ПАВ, используемыми на производстве.

Вода, фильтрат как промывочной, так и жидкости глушения удерживаются молекулярно-поверхностными и капиллярными силами в поровых каналах. Объем удерживаемой воды тем больше, чем ниже проницаемость коллектора. На основе проведенных расчетов установлено, что в условиях месторождений Западной Сибири повышение водонасыщенности на 10…15 % снижает фазовую проницаемость для нефти в 2…3 раза.

При исследованиях промывочных жидкостей определялись вязкость и пескоудерживающие свойства, их стабильность во времени при разных температурах и концентрациях применяемых реагентов, а также влияние контакта с металлом и замораживания на деструкцию полимерных растворов. Определялась степень набухаемости глинистых пород. Предлагаемые составы при сравнительно низкой вязкости – 7,25…7,27 мПас – обладают хорошими пескоудерживающими свойствами. Замедление скорости оседания песчинок в исследуемых составах растворов изменялось в 8,8…22,9 раза (таблица 1).

Таблица 1 – Определение параметров жидкостей для промывки скважин

Состав раствора Плотность при 20 оС, г/см3 Динамическая вязкость
при 20 оС, мПаС
Скорость падения песчинок,
d = 0,63…1,0 мм
см/с замедление скорости падения, раз
Вода дистиллированная 0,998 1,002 1,50 -
5 %-ный раствор NaCl 1,034 - 11,00 1,4
10 %-ный раствор NaCl 1,071 - 10,60 1,5
15 %-ный раствор NaCl 1,109 - 10,30 1,5
0,5 %-ный раствор КМЦ-700 1,000 5,204 8,40 1,9
0,5 %-ный раствор КМЦ-700 + 5 % NaCl 1,035 3,305 4,90 3,2
1 %-ный раствор КМЦ-700 1,003 13,189 5,00 3,1
1 %-ный раствор КМЦ-700 + 10 % NaCl 1,076 8,653 3,60 4,3
1,5 %-ный раствор КМЦ-700 1,006 29,804 2,60 6,0
1,5 %-ный раствор КМЦ-700 + 15 % NaCl 1,113 23,154 1,80 8,5
2 %-ный раствор КМЦ-700 1,007 61,150 0,80 19,9
0,5 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix 0,999 2,236 8,70 1,8
1 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix 1,003 5,338 6,40 2,4
1,5 %-ный раствор КМЦ-Finn-fix 1,005 11,459 3,40 4,6
0,1 %-ный раствор ПАА-DK Drill 0,999 18,821 0,44 36,9
0,25 %-ный раствор ПАА-DK Drill 1,000 90,630 0,10 148,5
0,05 %-ный раствор ПАА-DK Drill 0,999 7,250 1,80 8,8
0,1 %-ный раствор ПАА Accotrol 0,999 35,864 0,10 148,5
0,05 %-ный раствор ПАА Accotrol 0,997 7,270 0,70 22,9

Рассмотрены свойства и эффективность жидкостей глушения, в частности результаты испытания гидрофобноэмульсионных растворов (ГЭР). При испытании ГЭР на промыслах установлено, что рекомендованная ранее электростабильность 80…200 В не всегда обеспечивает термостабильность раствора в пластовых условиях при температурах 80…90 °С.

Проведены исследования и рекомендован к использованию в качестве жидкости глушения фильтрат технического пентаэритрита (ФТП). ФТП не реакционноспособен, не образует токсичных соединений с другими веществами, хорошо совместим с растворами хлористого натрия, с пластовой водой, с растворами CaCl2, MgСl2 и Cа(NО3)2, а также с коррекситом, гипаном и нитрилтриметилфосфоновой кислотой (НТФ), добавляемых в различные технологические составы.

Коррозия в присутствии ФТП идет только в первые часы контакта, затем на поверхности металла образуется коричневая, несмываемая водой и спиртобензольной смесью, пленка, и процесс коррозии резко затормаживается. ФТП проявляет более низкие поверхностно-активные свойства, чем известные жидкости глушения, такие как раствор CaCl2, NaCl, аммонизированный раствор нитрата кальция (АРНК).

Результаты исследований набухаемости глинистого материала в ФТП (таблица 2) позволяют расширить целевые технологические функции раствора и применять его как среду при вторичных вскрытиях пласта, а также при промывке и бурении скважин.

Таблица 2 – Результаты исследования набухаемости образцов
из глинопорошка в жидкостях глушения при 10 °С

Среда Плотность раствора, г/см3 Увлажнение образца,
%
Вода техническая 1,00 56,75
Раствор CaCl2 1,21 19,20
Раствор АРНК 1,21 21,22
Раствор NaCl + 10 % КС1 1,18 3,25
Раствор ФТП 1,21 2,95


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 6 |
 





 
© 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.