Полость


Для выбора технических решений при вскрытии продуктивного пласта исходили из следующих положений. Нефть является полимолекулярным, многокомпонентным веществом, в котором присутствуют неполярные и полярные компоненты. Ассоциированные полярные компоненты нефти представляет собой пространственный неполярный полимер (макромолекулу) в среде других углеводородов.


Таблица 2 – Степень заполнения различных водных полостей, в %, ионами и фрагментами углеводородных соединений

litceysel.ru
добавить свой файл
  1 2 3

Число вершин

Число

ребер


Число граней*

Свободные диаметры полостей, Å

Объем многогранника Å3

D (12-эдр)

20

30

12(1512)

5,2

168

Т (14-эдр)

24

36

12(51262)

5,32

230

6,4

Р (15-эдр)

26

39

15(51263)

6,1

260

7,0

Н (16-эдр)

28

42

16(51264)

6,6

290

Е (20-эдр)

36

54

20(51268)

9,6




7,3

Ион

Ионный диаметр, 10-10м

D

T

P

H

E

5,2Ǻ

5,32Ǻ

6,4Ǻ

6,1Ǻ



6,6Ǻ

9,6Ǻ

7,3Ǻ

MnO4¯

4,80

92,31

90,23

75,00

78,69

68,57

72,73

50,00

65,75

NO3¯

3,78

72,69

71,05

59,06

61,97

54,00

57,27

39,38

51,78

NO3¯+Na+


5,72

110,00

107,52

89,38

93,77

81,71

86,67

59,58

78,36

NO3¯+К+

6,54

125,77

122,93

102,19

107,21

93,43

99,09

68,13

89,59

Cl¯+K+

6,38

122,69

119,92

99,69

104,59

91,14

96,67

66,46

87,40

HCOO¯

3,16

60,77

59,40

49,38

51,80

45,14

47,88

32,92

43,29

HCOO¯+K+

5,92

113,85

111,28

92,50


97,05

84,57

89,70

61,67

81,10

HCOO¯+Na+

4,70

90,38

88,35

73,44

77,05

67,14

71,21

48,96

64,38

HCOO¯+NH4+

6,12

117,69

115,04

95,63

100,33

87,43

92,73

63,75

83,84

CH3COO¯

4,48

86,15

84,21

70,00

73,44

64,00

67,88

46,67

61,37

CH3COO¯+К+

7,24

139,23

136,09

113,13

118,69

103,43


109,70

75,42

99,18

CH3COO¯+Na+

6,42

123,46

120,68

100,31

105,25

91,71

97,27

66,88

87,95

CH2

2,18

41,92

40,98

34,06

35,74

31,14

33,03

22,71

29,86

CH2+K+

4,94

95,00

92,86

77,19

80,98

70,57

74,85

51,46

67,67

CH2+NH4+

5,14

98,85

96,62

80,31

84,26

73,43

77,88

53,54

70,41


CH2+HCOO¯

5,34

102,69

100,38

83,44

87,54

76,29

80,91

55,63

73,15

CH2+CH3COO¯

6,66

128,08

125,19

104,06

109,18

95,14

100,91

69,38

91,23

CH

2,14

41,15

40,23

33,44

35,08

30,57

32,42

22,29

29,32

CH+К+

4,90

94,23

92,11

76,56

80,33

70,00

74,24

51,04

67,12

CH+Na+

4,08

78,46


76,69

63,75

66,89

58,29

61,82

42,50

55,89

CH3COO¯+CH

6,62

127,31

124,44

103,44

108,52

94,57

100,30

68,96

90,68



Таблица 3 – Проницаемость водных полостей для молекул воды при условии заполнения их гидратообразующими ионами и их сочетаниями

Ион

Ионный диаметр, 10-10м

D

T

P

H

E

5,2Ǻ

5,32Ǻ

6,4Ǻ

6,1Ǻ



6,6Ǻ

9,6Ǻ

7,3Ǻ

MnO4¯

4,80


0,23

0,30

0,91

0,74

1,25

1,02

2,73

1,42

NO3¯

3,78

0,81

0,88

1,49

1,32

1,83

1,60

3,31

2,00

Cl¯

3,62

0,90

0,97

1,58

1,41

1,92

1,69

3,40

2,09

K+

2,76

1,39

1,45

2,07

1,90

2,41

2,18

3,89

2,58

Cl¯+Na+

5,56

-0,20

-0,14

0,48

0,31

0,82

0,59

2,30


0,99

NO3¯+Na+

5,72

-0,30

-0,23

0,39

0,22

0,73

0,50

2,20

0,90

NO3¯+К+

6,54

-0,76

-0,69

-0,08

-0,25

0,26

0,03

1,74

0,43

Cl¯+K+

6,38

-0,67

-0,60

0,01

-0,16

0,35

0,13

1,83

0,52

HCOO¯

3,16

1,16

1,23

1,84

1,67

2,18

1,95

3,66

2,35

HCOO¯+K+

5,92

-0,41


-0,34

0,27

0,10

0,61

0,39

2,09

0,78

HCOO¯+Na+

4,70

0,28

0,35

0,97

0,80

1,31

1,08

2,78

1,48

HCOO¯+NH4+

6,12

-0,52

-0,45

0,16

-0,01

0,50

0,27

1,98

0,67

CH3COO¯

4,48

0,41

0,48

1,09

0,92

1,43

1,20

2,91

1,60

CH3COO¯+К+

7,24

-1,16

-1,09

-0,48

-0,65

-0,14


-0,36

1,34

0,03

CH3COO¯+Na+

6,42

-0,69

-0,63

-0,01

-0,18

0,33

0,10

1,81

0,50

CH2

2,18

1,72

1,78

2,40

2,23

2,74

2,51

4,22

2,91

CH2+K+

4,94

0,15

0,22

0,83

0,66

1,17

0,94

2,65

1,34

CH2+Na+

4,12

0,61

0,68

1,30

1,13

1,64

1,41

3,11

1,81

CH2+NH4+


5,14

0,03

0,10

0,72

0,55

1,06

0,83

2,53

1,23

CH2+HCOO¯

5,34

-0,08

-0,01

0,60

0,43

0,94

0,72

2,42

1,11

CH2+CH3COO¯

6,66

-0,83

-0,76

-0,15

-0,32

0,19

-0,03

1,67

0,36

CH

2,14

1,74

1,81

2,42

2,25

2,76

2,53

4,24

2,93

CH+К+

4,90

0,17

0,24

0,85

0,68


1,19

0,97

2,67

1,36

CHCOO¯+CH

5,30

-0,06

0,01

0,63

0,45

0,97

0,74

2,44

1,14

CH3COO¯+CH

6,62

-0,81

-0,74

-0,13

-0,30

0,22

-0,01

1,69

0,39

CH+Cl¯+К+

8,52

-1,89

-1,82

-1,20

-1,38

-0,86

-1,09

0,61

-0,69


Таблица 4 – Оптимальные виды гидратообразователей и гидратные полости, стабилизируемые и блокируемые ими

Гидратообразователи

d,

*10—10м


Стабилизируемые и блокируемые гидратные полости

Стабилизируемые гидратные структуры

MnO4¯

4,80

D-5,2

Ǻ

T-5,32

Ǻ

T-6,4

Ǻ

H-6,6

Ǻ




КС-1

NO3¯

3,78

D-5,2

Ǻ













вспомогательный

K+

3,76

D-5,2

Ǻ













вспомогательный

KCl

6,38

Т-6,4

Ǻ

Р-7

Ǻ

Н-6,6

Ǻ

Е-7,3

Ǻ




ТС-1

NaNO3


5,72

Т-6,4

Ǻ

P-6,1

Ǻ

P-7

Ǻ

H-6,6

Ǻ




ТС-1

HCOO¯+Na+

5,1

D-5,2

Ǻ

T-5,32

Ǻ

T-6,4

Ǻ

Р-6,1

Ǻ

H-6,6

Ǻ

КС-1; КС-11

CH3COO¯

4,48

D-5,2

Ǻ

Т-5,32

Ǻ










КС-1

CH3COO¯+Na+

6,42

Р-7

Ǻ

H-6,6

Ǻ










-

CHCOO¯+CH

5,30

T-5,32

Ǻ

T-6,4


Ǻ


P-6,1

Ǻ

P-7

Ǻ




вспомогательный


Из этого следует, что факторами, ограничивающими приток нефти в скважину, является: прочность такого неполярного полимера и связанные с этим реологические свойства нефти; размер проницаемых каналов продуктивного пласта; проявление нефтью дискретности структуры в процессе ее движения по проницаемому пласту. Структура нефти приобретает дискретное состояние при ее разрушении под действием неоптимальной величины перепада давления, приложенной для вызова притока, а также в результате формирования водонефтяных эмульсий в приствольной зоне скважины.

Наиболее простым и технологически эффективным способом предотвращения образования эмульсий нефти и воды в проницаемом пласте является полимеризация воды из состава бурового раствора. Эффект полимеризации воды в растворах полимеров усиливается в присутствии гидратообразующих соединений (формиат и ацетат натрия).

В третьей главе нами проведены исследования поведения глины, различающейся по показателям текучести, в среде различных гидратообразующих соединений и полимеров, а также углеводородных соединений, используемых в составе буровых растворов. Изучены показатели динамической фильтрации водных растворов полимеров, фильтрация растворов полимеров в керновом материале. Исследовано влияние формиата и ацетата натрия на свойства буровых растворов, изучено влияние формиата натрия на поведение водных растворов полимеров в различных термобарических условиях. Полученные рецептуры формиат-целлюлозного и формиат-акрилатного буровых растворов исследованы с точки зрения их влияния на фильтрационно-емкостные свойства кернового материала.



Виды водных растворов ингибиторов


Рисунок 2. Время устойчивого существования различных видов глины в водных растворах ингибиторов их разрушения (значение времени устойчивого существования образцов глины приведено на столбцах)

Исследование времени устойчивости различных типов глин показывает, что формиат натрия, его сочетания с полимерами и с другими углеводородными соединениями способны обеспечить устойчивость полутвердых и пластичных глин (ГОСТ 25100-95). Совмещение полиакрилатов с формиатом, формиатов со смазочной добавкой Лубриол обеспечивает устойчивость исследованных типов глины, включая твердые (рис. 2, 3).

Показатель динамической фильтрации позволяет выбирать полимеры для предотвращения их неконтролируемого проникновения в пласт. Наибольшее увеличение динамической вязкости способны обеспечивать водные растворы биполимеров. При их концентрации С=0,5-1%, достигается динамическая вязкость растворов до 225-8500 мПа*с.



Виды водных растворов ингибиторов

Рисунок 3. Время устойчивого существования различных типов глины в растворах сочетаний полимеров и формиата натрия (значения времени устойчивого существования образцов глины приведено на столбцах)

Поэтому для вскрытия продуктивного пласта наиболее целесообразно использовать буровые растворы, содержащие в своем составе биополимеры. Меньшие эффекты по созданию динамической вязкости создают полиакриловые соединения – при С=0,5-1,5% они создают динамическую вязкость в диапазоне 16,25-226 мПа*с. Это говорит о дискретности структуры водных растворов акриловых соединений по сравнению с биополимерами, что требует дополнительных мероприятий по управлению распределением прочности водородных связей в составе растворов.


Присутствие в составе бурового раствора гидратообразующих соединений позволяют управлять реологическими параметрами раствора, улучшать их, повышая стабильность и устойчивость растворов в различных термобарических условиях. Оценка реологических свойств раствора полианионной целлюлозы, обработанного формиатом натрия, показывает, что получаемый раствор с повышением температуры до 1200С и давления до 50МПа сохраняется показатель нелинейности по модели Оствальда, равный 0,4-0,6. Последнее свидетельствует о стабильности распределения структуры связей в объеме раствора.




Рисунок 4. Результаты фильтрации карбонатных буровых растворов через керн с проницаемостью 0,015÷0,020 мкм2


На основании проведенных экспериментальных исследований получены карбонатные буровые растворы, содержащие в своем составе гидратообразующее соединение в виде формиата натрия, полимеров и ряда других вспомогательных реагентов. Полученные растворы позволяют стабилизировать глины с различным агрегатным состоянием, надежно управлять их реологическими и фильтрационными свойствами. При воздействии буровых растворов на формиат-целлюлозной и формиат-акрилатной основе на образцы керна с проницаемостью 0,015÷0,020 мкм2 происходит ее уменьшение на 14 и 29 % соответственно (см. рис. 4). В то время как обычный карбонат-полимерный раствор, обработанный только биополимерами и полианионной целлюлозой снижает проницаемость керна до 50%.




Рисунок 5. Давление отрыва корки для различных карбонатных буровых растворов

Меньшее отрицательное влияние на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,015÷0,020 мкм2 оказывают формиатно-целлюлозные растворы, полученные с использованием полианионной целлюлозы. Данный раствор также показывает лучшие результаты по значениям силы отрыва корки от керна (рис. 5). Немногим большим давлением инициации вызова притока обладает раствор на формиатно-акрилатной основе, но после срыва фильтрационной корки дает меньшие величины давления вызова притока по сравнению с другими растворами. Результаты проведенных нами исследований позволило рекомендовать данные растворы к промышленному применению.


В четвертой главе приведены результаты внедрения буровых растворов на формиат-полимерной и формиат-акрилатной основе с использованием карбонатного кольматанта для строительства скважин со значительными вертикальными отходами на Рогожниковском месторождении, характеризующимся значительной глинистостью разреза.

В процессе строительства скважин на Рогожниковском месторождении осложнения в процессе бурения происходят в интервалах с многочисленными перегибами по зенитному и азимутальному углам. Особенно значимо влияние увеличения зенитного угла скважины на снижение устойчивости стенок, сложенных неустойчивыми глинами. Все эти факторы в значительной степени снижают технико-экономические показатели бурения

Так, например, применение бурового раствора на основе гидролизованного полиакриламида при строительстве скважин №1349 куст 99 в интервале бурения 1750-2340м, 1050-1580м, №1967 куст 167, в интервале бурения 2340-2850м и т.д., процесс бурения и проведения различных технологических операций в скважине характеризовался наличием значительных технологических осложнений. В их число входили затяжки инструмента в процессе проведения спускоподъемных операций, посадки обсадной колонны, а также прихват бурильного инструмента и оставление телесистемы в скважине с последующим ее переоборудованием.

Применение формиатных гидротообразующих буровых растворов позволило не только осуществлять успешное строительство и ввод в эксплуатацию скважин со значительными вертикальными отходами, но и реализовать высокие технико-экономические показатели бурения (табл. 5). При использовании гидратообразующих буровых растворов: формиат целлюлозного и формиат-акрилатного бурового раствора, реализована средняя коммерческая скорость бурения Vком = 3671,2 м/ст.мес.


Таблица 5 – Показатели бурения скважин на формиат-целлюлозном буровом растворе

п.п


скважины/ куста

Время бурения под эксплуатационную колонну, сут.

Смещение ствола скважины от вертикали, м

Пробурено, м

Средне-суточная проходка, м/сутки

1

1587 куст 98

14

944

2081

149

2

1477 куст 97

17

1130

2157

127

3

1687 куст 146

19

1128

2177

115

4

1713 куст 146

16

1123

2117

132

5

1576 куст 153

26

935

2195

84

6

1631 куст 146


14

1048

2180

156

7

2118 куст 133

16

994

2130

133

8

1940 куст 163

17

1103

2195

129

9

1603 куст 146

15

966

2175

145

10

1563 куст 153

21

1079

2226

106

11

1941 куст 163

27

1010

2173

80

12

1679 куст 153

21

897

2251

107


13

3928 куст 153

16

933

2167

135

14

1678 куст 153

19

1039

2130

112

15

1584 куст 143

14

1090

2185

156

16

1969 куст 163

48

609

2189

46

17

1583 куст 143

31

1092

2170

70

18

1961э куст 163

13

971

2128

164

19

1796 куст 138

16

926


2120

133

20

3066 куст 138

13

1012

2196

169

21

1699 куст 138

17

981

2075

122

Среднее значение:

19,5

1000,5

2162,7

122,4




<< предыдущая страница   следующая страница >>