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 |

Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов

-- [ Страница 2 ] --

Идеальное распределение согласно S. Vickers показано на рисунке 1 (чёрный тренд). Задача оптимизации фракционного состава кольматанта сводится к поиску состава смеси, обеспечивающего максимальное соответствие заданной «идеальной» кривой распределения и интегральной кривой распределения фракционного состава смеси. Результат IPT-оптимизации с использованием микрокальцита марок МК-50, МК-100 и МК-500 показан на рисунке 1 а (красный тренд).

Фракционный состав оптимального кольматанта по М. Kaeuffer из микрокальцита трёх марок показан на рисунке 1 б.

а) б)

Рисунок 1 - Кривые распределения фракционного состава (а) и результат его оптимизации по IPT (б)

Решение задачи поиска наиболее плотной фильтрационной корки по критерию Abrams основано на геометрическом правиле - для её создания необходим кольматант с диаметром частиц от 1/7 до 1/3 диаметра пор.

Результаты испытаний смесей кольтматантов, генерированных по различным алгоритмам, показали, что наиболее низкопроницаемую (до 5 мкДарси) и тонкую фильтрационную корку с максимальным коэффициентом восстановления проницаемости обеспечивают решения, предложенные S.Vickers.

Во второй главе рассмотрен анализ рисков, связанных с глушением скважин в условиях интенсификации разработки месторождений. Установлено, что широкомасштабное применение ремонтно-технологических жидкостей повышенной плотности приводит к возникновению комплекса новых и обострению стандартных осложнений.

Во-первых, при подземном ремонте скважин, одновременно эксплуатирующих два и более пластов с высокопроницаемыми трещинами ГРП, может наблюдаться поглощение жидкостей глушения и, следовательно, повышение их расхода. Причина состоит в том, что перепад давлений (Р) в призабойных зонах скважин не совпадает с разницей гидростатических давлений, развиваемых столбом технологической жидкости между этими объектами, находящимися друг от друга на расстоянии h по вертикали:

Р gh,

где: - плотность технологической жидкости, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м·с -2.

Это приводит к невозможности уравновесить давление в призабойных зонах эксплуатируемых объектов скважины забойными давлениями жидкости глушения одной плотности. Внешними негативными последствиями этого является поглощение жидкостей глушения и нефтегазопроявление на устьях скважин, облегчающее столб жидкости и требующее постоянного сверхнормативного долива технологических жидкостей.

Во-вторых, возникающий при глушении в условиях аномально высоких пластовых давлений (АВПД) эффект снижения продуктивности добывающих скважин. Фильтрационные исследования, проведённые на образцах кернов Приобского месторождения, показали, что проникновение жидкости глушения в поровый коллектор приводит к значительному снижению проницаемости зоны, подвергшейся воздействию, что приводит к потере продуктивности и увеличению сроков вывода скважин на режим (ВНР). Снижение продуктивности особенно значимо при работе с высокоплотными растворами (рисунок 2).

 Влияние плотности жидкостей глушения на коэффициент восстановления-2

Рисунок 2 - Влияние плотности жидкостей глушения на коэффициент

восстановления проницаемости керна Приобского месторождения

В-третьих, возникающее при глушении скважин в условиях АВПД удорожание стоимости ремонтно-технологических жидкостей с увеличением их плотности (рисунок 3).

 Цена 1 м3 жидкости глушения в зависимости от плотности Анализ цен-3

Рисунок 3 - Цена 1 м3 жидкости глушения в зависимости от плотности

Анализ цен растворов глушения в широком диапазоне плотности (от воды до насыщенных растворов солей кальция с плотностью 1800 кг/м3) показывает, что при плотности более 1350 кг/м3 цена жидкости глушения существенно возрастает. В условиях АВПД стоимость раствора глушения кратно превышает стоимость работ бригад ПРС, при этом затраты на раствор глушения могут достигать 5 млн.р./скв.

Другим осложнением при глушении скважин тяжёлыми растворами на основе солей кальция (хлористый кальций и кальций азотнокислый) является их повышенная коррозионная агрессивность при нормальных и повышенных пластовых температурах. Эксперименты показывают, что концентрированные жидкости глушения содержат достаточное количество ингибирующих коррозию веществ и не относятся к коррозионно-агрессивным жидкостям. Разбавление жидкостей глушения подтоварной или пластовой водой приводит к увеличению коррозионной агрессивности жидкостей глушения в 3 - 9 раз и возникновению риска коррозионного поражения перфорированной зоны скважины (рисунок 4).

 Коррозионная агрессивность жидкостей глушения (ЖГ) в зависимости от-4

Рисунок 4 - Коррозионная агрессивность жидкостей глушения (ЖГ) в зависимости от разбавления модельной подтоварной водой (МПВ)

Осложнением при работе с высокоплотными растворами глушения является и отложение солей, что обусловлено тем, что большинство из них содержит значительное количество ионов кальция. При обороте жидкости с повышенным содержанием ионов кальция в системах сбора, подготовки и ППД, возникает её пересыщение кальцитом, что приводит к его выпадению в призабойной зоне скважин, на поверхности труб, аппаратов, рабочих органах насосного оборудования. Величина риска выпадения кальцита связана с содержанием ионов кальция в товарной форме тяжелых жидкостей глушения (таблица 4).

Таблица 4 - Содержание ионов кальция в солях и жидкостях глушения

Соль Товарная форма Содержание ионов кальция Плотность раствора, г/см3
в товарной форме, % масс. в растворе, кг/м3
Кальций хлористый твёрдая 34,95 163,1 1,32
178,8 1,35
Триасалт-СТ* твёрдая 16,95 184,2 1,50
СГС-18* твёрдая 25,39 245,4 1,60
РХП-90Г* раствор ~ 270,0 1,60

* - торговые марки солей для растворов глушения

Потенциал технологий глушения с контролем (снижением) поглощения позволяет исключить либо значительно снизить вышеизложенные риски и осложнения.

Ниже, на основании анализа исходных данных и геолого-технологических условий приоритетных месторождений, разрабатываемых ООО «РН-Юганск-нефтегаз», с поправкой на АВПД, представлено обоснование технологий глушения скважин со снижением степени их поглощения пластом в условиях нормальных и АВПД (таблица 5).

Таблица 5 - Исходные данные для разработки технологии глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения пластом

№ п/п Параметр Единица измерения Значение
1 Максимальная пластовая температура оС 103
2 Максимальная плотность жидкости глушения кг/м3 1600
3 Содержание солей кальция в жидкости кг/м3 до 900
4 Продолжительность ПРС сут до10
5 Максимальное поглощение за ПРС м3 10
6 Проницаемость трещины ГРП дарси до 300
7 Репрессия на забой при ПРС атм до 100

На основе лабораторного тестирования подобран стабилизатор суспензий фракционированного микрокальцита и разработана технология глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения пластом для термобарических условий месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», в том числе скважин, эксплуатирующих несколько пластов, а также скважин, на которых были проведены операции ГРП.

Необходимым условием для создания технологической скважинной жидкости со сниженной степенью поглощения в термобарических условиях пласта является решение задачи придания жидкости:

с одной стороны - невысоких вязкоупругих свойств для обеспечения возможности прокачки через арматуру и технологические трубы (НКТ, колтюбинг и др.) в скважину, в том числе при низких температурах окружающей среды;

с другой - достаточно высоких вязкоупругих свойств, обеспечивающих контроль (снижение) поглощения за счёт повышенной вязкости и высокой седиментационной устойчивости суспензии твёрдых частиц (при использовании шунтирующих частиц) на весь период ПРС в термобарических условиях продуктивных пластов, в том числе в условиях высоких пластовых температур (для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Юганскнефтегаз», до 98 оС), а также для широкого диапазона пластового давления (соответствующего плотности солевых растворов до 1500 кг/м3, т.е. для пластового давления в 1,5 раза превышающего гидростатическое).

Решением задачи является создание эффективной скважинной технологической жидкости со снижением её поглощения пластом, которая способна:

- не снижать эффективную вязкость при повышении температуры до 98 оС (характерной для большинства месторождений Западной Сибири);

- загущать солевые растворы в широком диапазоне плотности - от пресной воды до концентрированных растворов солей кальция (с плотностью до 1500 кг/м3);

- обеспечивать седиментационную стабильность суспензий шунтирующих частиц в термобарических условиях продуктивных пластов на срок не меньший продолжительности ПРС (не менее 10 сут).

Разработана технологическая скважинная жидкость со сниженным поглощением в термобарических условиях пласта, содержащая суспензию шунтирующих частиц и стабилизированная водорастворимыми полимерами при оптимальном соотношении компонентов. Содержание компонентов в 1 м3 технологической скважинной жидкости: ксантан - от 9 до 12 кг/м3; полианионная целлюлоза - от 3 до 4 кг/м3; твёрдые шунтрирующие частицы (например, микрокальцит) - не менее 80 кг/м3, вода или водно-солевой раствор - остальное.

Технологическая скважинная жидкость содержит растворённую неорганическую соль в количестве, обеспечивающем плотность достаточную для уравновешивания пластового давления - хлористый натрий (галит) в количестве до 26 мас.% (соответствует плотности до 1190 кг/м3); хлористый кальций в количестве до 37 мас.% (соответствует плотности до 1350 кг/м3); кальций азотнокислый в количестве до 74 мас.% (соответствует плотности до 1500 кг/м3).

Разработан и испытан блокирующий состав глушения, содержащий стабилизированную суспензию микрокальцита (БСГ - микрокальцит) и технология глушения скважин со снижением степени поглощения жидкостей глушения скважинами, эксплуатирующими один либо несколько пластов, в том числе, на которых проводились операции ГРП в условиях АВПД. В результате испытаний на 15 многопластовых скважинах, эксплуатируемых ООО «РН-Юганск-нефтегаз», средний объём поглощения за время ПРС составил 5,2 м3/скв., снижение поглощения жидкостей глушения составило 74,8 м3/скв. Достигнуто снижение потребления солей кальция на 728 т (48,5 т/скв.), экономический эффект составил 8 261,17 тыс.р. (550,7 тыс.р./скв.).

В результате испытаний состава на 9 однопластовых скважинах поглощения жидкостей глушения не зафиксировано. Снижение потребления хлористого кальция при этом составило 289,7 т, экономия затрат на растворы глушения составила 3 827,84 тыс. р. (425 тыс.р./скв.).

В третьей главе приведены результаты разработки и испытания для глушения скважин блокирующих составов с пониженным содержанием солей кальция на основе галита (БСГ - галит). Для модификации свойств известных блокирующих составов глушения с фракционированным микрокальцитом были выбраны следующие направления:

- отказ от фракционированного кальцита;

- снижение риска кольматации призабойной зоны скважин (ПЗС) в случае необходимости продавки блокирующего состава в пласт;

- саморазрушение блокирующего состава в пластовых условиях после вызова притока (запуска электроцентробежного насоса) без дополнительного воздействия.

Оценка потенциала снижения расхода микрокальцита показала, что модификация БСГ (отказ от микрокальцита) позволяет снизить расход солеей кальция (кальцита) не менее чем на 180 т/год:

m = 350 скв/г.6,5 м3/скв.80 кг/м3 = 182 т/г.

Значительным потенциалом снижения риска кольматации кальцитом ПЗС при продавке блокирующего состава глушения в пласт обладает замена микрокальцита на водорастворимый и дешёвый кольматант с соответствующим фракционным составом, в частности, на концентрат галит вываренный.

На рисунке 5 показано, что максимальный размер кристаллов вываренной

 Фракционный состав вываренного галита соли достигает 630 мкм, основная-5

Рисунок 5 - Фракционный состав вываренного галита

соли достигает 630 мкм, основная доля кристаллов (74 %) имеет размер до 500 мкм. Данный фракционный состав, даже с учётом растворения части материала, позволяет создавать фильтрационные экраны на любом из применяемых типов проппантов (максимальный диаметр пор 370 мкм).

Представлены результаты исследования нового кольматанта с размером зёрен (кристаллов), несколько превышающих размер «просветности» проппанта (больше 400 мкм), не прибегая к специальному фракционированию галита, а используя товарный продукт.

Закономерным шагом совершенствования суспензионных жидкостей глушения с пониженным содержанием ионов кальция явилась разработка безкальциевого состава типа «галит в галите». Как было отмечено выше, технический хлорид натрия (галит) в настоящее время является наиболее распространённой солью, используемой для приготовления составов глушения. При приготовлении суспензий «галит в галите» за базовый был принят раствор хлорида натрия с плотностью 1180 кг/м3, загущенный ксантаном с концентрацией 11 кг/м3. Были получены суспензии «галит в галите» с плотностью до 1350 кг/м3, что превосходит плотность используемых растворов хлорида кальция.

Изучение реологических свойств системы БСГ-галит показало рост эффективной вязкости в зависимости от температуры (рисунок 6). Необычный для

 Эффективная вязкость системы БСГ-галит растворов полимеров рост-6

Рисунок 6 - Эффективная вязкость системы БСГ-галит

растворов полимеров рост вязкости при повышенных температурах позволяет стабильно закачивать состав БСГ-галит при пониженных температурах на устье скважин, создавать высокое фильтрационное сопротивление после размещения состава БСГ на забое скважин с высокой пластовой температурой (до 100 оС), стабилизировать суспензию шунтирующих частиц и контролировать его поглощение во время ремонта в жёстких термобарических условиях.

Лабораторными исследованиями установлено, что аэрирование суспензии галита инертным газом в количестве 10 % (объ.) не снижает эффективную вязкость системы БСГ - галит и увеличивает предельное напряжение сдвига в 15 раз (рисунок 7). Это позволяет уменьшить поглощение жидкостей глушения скважинами с высоким газовым фактором, что особенно актуально, в частности, для месторождений, эксплуатируемых ООО «РН-Пурнефтегаз».

 Влияние газа и фракционного состава галита на реологические свойства-7

Рисунок 7 - Влияние газа и фракционного состава галита на реологические

свойства суспензии (100 кг/м3 твёрдой фазы)

В рамках испытаний системы БСГ-галит было проведено 23 скважино-операции, из них 8 скважин было заглушено с использованием системы БСГ-галит с плотностью 1,35 г/см3, 15 скважин - системой с плотностью 1,5 г/см3. В результате опытно-промысловых испытаний с использованием состава БСГ - галит поглощение раствора было зафиксировано лишь на 1 скважине из 23. Средний объём поглощения составил 0,34 м3/скв. Объём растворов глушения, поглощение которого было предотвращено за время ПРС, составил 1 648 м3. Оценка эффективности глушения скважин с использованием технологии снижения поглощения составом БСГ- галит приведена в таблице 6.

Таблица 6 - Экономическая эффективность глушения скважин

с использованием состава БСГ- галит

Показатель Сумма, тыс. р.
Статья доходов
1 Предотвращение поглощения растворов глушения 9 011,0
2 Доп. добыча нефти от сокращения вывода на режим 2 676,8
Итого: 11687,8
Статья расходов
1 БСГ-галит (8 скважин, плотность состава до 1,35 г/см3) 737,9
2 БСГ-галит (15 скважин, плотность состава до 1,5 г/см3) 2788,3
Итого: 3526,2
Экономическая эффективность на 23 скважины: 8161,6
Экономическая эффективность на 1 скважину: 354,8


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.