Разработка и исследование рецептур гидрогелевых Буровых растворов с конденсированной твердой фазой :

Краткое описание

ВВЕДЕНИЕ... 4

1. АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫМ ДАВЛЕНИЕМ... 10

1.1. Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД)... 10

1.2. Применяемые технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений и проведении капитального ремонта скважин... 21

1.3. Направления совершенствования технологии управления забойным давлением при первичном вскрытии продуктивных отложений

и проведении капитального ремонта скважин... 28

2. РАЗРАБОТКА СОСТАВА ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СТАБИЛЬНЫХ ПЕН... 32

2.1. Анализ составов и параметров технологических растворов с конденсированной твердой фазой и выбор способа их получения... 32

2.2. Планирование лабораторных работ и обработка результатов измерений... 48

2.3. Разработка рецептуры коллоид-полимерного раствора... 51

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ И ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СТАБИЛЬНЫХ ПЕН... 69

3.1. Основные представления о пенах и способах их получения... 69

3.1.1 Стабилизация и разрушение пен... 72

3.2 Расчет распределения давления по стволу скважины при

заполнении стабильной пеной... 85

3.3 Разработка способа получения стабильных пен и исследование

их параметров... 98

3.4 Разработка алгоритма гидродинамического расчета движения пен в циркуляционной системе... 110

3.5 Обоснование расхода пены для гидроочистки ствола скважины. 117

3.6 Расчет материального баланса и объема долива скважины при подъеме инструмента... 119

3.7 Аппаратное обеспечение технологии первичного вскрытия продуктивных отложений и проведения капитального ремонта скважин с использованием стабильных пен... 122

4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОМЫСЛОВЫХ ИСПЫТАНИЙ КОЛЛОИД- 128

ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ...

Основные выводы и рекомендации... 155

Список использованных источников... 156

Приложение А - Пример расчета по разработанным алгоритмам... 165
Введение

4 ВВЕДЕНИЕ

На крупных месторождениях нефти и газа, таких как Оренбургское, Астраханское и др. в процессе разработки отмечаются значительные изменения пластовых давлений по площади и разрезу, величины которых могут соответствовать как нормальным градиентам давлений, так и аномально-низким пластовым давлениям (АНПД).

Уменьшение градиентов пластовых давлений ниже гидростатических создает трудности в управлении забойным давлением при первичном вскрытии пластов, а также при проведении капитального ремонта скважин.

При существующих технологиях первичного вскрытия пластов и проведения капитального ремонта в условиях АНПД важнейшим фактором, определяющим затраты на их проведение и продуктивность скважин, являются повышенные репрессии на продуктивные зоны и обуславливающие также масштаб повреждения коллекторских свойств призабойной зоны и отдаленных частей продуктивной формации.

Характерным примером этого являются текущие пластовые давления Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ОНГКМ), которые на данной стадии разработки близки к гидростатическим давлениям, а по ряду УКПГ составляют 0,5 от гидростатического давления.

Аномально-низкие пластовые давления создают условия, при которых становится невозможным достижение нормативной репрессии на пласты при использовании буровых растворов и промывочных жидкостей, как на водной, так и на неводной основе. При этом превышения гидростатических давлений над пластовыми давлениями достигают 5-6 МПа по кровле пласта и 8 - 12 МПа на конечной глубине.

Снижение пластового давления в продуктивных отложениях определяют рост эффективных напряжений в скелете коллекторов и развитие в них трещин. Это, в совокупности с техногенными воздействиями на продуктивные отложения, в процессе освоения и интенсификации пластов, а также их

5

дренирования при добыче, привело к росту частоты осложнений, связанных с поглощениями растворов и дифференциальными прихватами колонны труб. Так на ОНГКМ частота случаев поглощений промывочных жидкостей при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин в условиях АНПД за период с 1997 года по 2003 год возросла с 25,3 % до 77 %, а при проведении капитального ремонта скважин -до 83,3 %.

Отмечена также высокая частота случаев дифференциальных прихватов при восстановлении продуктивности скважин методом зарезки горизонтальных участков стволов скважин, которая по полной выборке числа выполненных работ составила 13,8 %.

Действие повышенных репрессий на продуктивные пласты обусловило увеличение числа осложнений и затрат на их ликвидацию, что, при общем снижении продуктивности скважин, определило низкую рентабельность строительства новых горизонтальных скважин, восстановления продуктивности эксплуатационных скважин методом зарезки горизонтальных стволов и капитального ремонта скважин со сроками окупаемости затрат более 5 лет.

Сохранение продуктивности карбонатных коллекторов при проведении капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД) требует комплексного подхода. При этом должны быть исключены необратимая кольматация поровых каналов твердой фазой, масштабное проникновение фильтрата и самой промывочной жидкости раствора в приствольную зону и раздренированные пласты, а также минимизировано снижение проницаемости продуктивных коллекторов, определяемых поверхностными явлениями и химическими взаимодействиями в поровых каналах.

На различных этапах разработки ОНГКМ в зависимости от текущих пластовых давлений для глушения скважин при капитальном ремонте использовались различные типы промывочных жидкостей на водной основе.

6

При снижении пластового давления ниже гидростатического в качестве промывочных жидкостей были опробованы растворы на нефтяной основе (инвертные эмульсии), которые обеспечивали плотность промывочных жидкостей от 900 кг/м3 и выше. Однако применение этих растворов не вышло из рамок опытно-промысловых работ в силу экономических и экологических ограничений, а также отсутствия эффекта сохранения продуктивности скважин после проведения капитального ремонта скважин и их освоения.

Одним из перспективных направлений управления забойным давлением в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) является использование пен как промывочного агента при первичном вскрытии продуктивных отложений и капитальном ремонте скважин. Однако все разработанные технологии предполагают использование нестабильных пен с воздухом в качестве газовой фазы. Использование нестабильных пен, из-за разделения фаз и перераспределения давлений в стволе скважины, для управления забойным давлением в газоносных отложений не отвечает требованиям промышленной безопасности (наличие пирофорных соединений, возможность образования взрывоопасных концентраций в стволе скважины и наземном комплексе оборудования при поступлении газа).

Применение известных составов стабильных трехфазных пен с нерастворимой в кислоте твердой фазой также представляется не оправданным из-за повреждения продуктивности формаций.

Цель исследований - повышение эффективности первичного вскрытия пластов и проведение капитального ремонта скважин за счет использования буровых растворов с плотностью, близкой к плотности воды и стабильных пен для достижения рентабельной разработки месторождений углеводородов на поздней стадии их эксплуатации.

Для достижения указанной цели поставлены следующие задачи.

1. Разработка унифицированных составов технологических жидкостей для использования в качестве буровых растворов при первичном вскрытии

7

пластов с нормальными градиентами давлений, и дисперсионной среды при получении стабильных пен.

2. Разработка способа получения стабильных пен.

3. Разработка расчетных алгоритмов управления технологическими процессами при проведении капитального ремонта с использованием стабильных пен.

Научная новизна

1. Научно обоснован и разработан раствор с конденсированной твердой фазой для первичного вскрытия пластов с нормальными градиентами давлений и получения стабильных пен для управления забойным давлением в условиях аномально-низкого пластового давления при проведении капитального ремонта скважин.

2. Экспериментально подтвержден способ получения стабильных пен и исследованы их параметры в зависимости от кратности.

3. Предложена методика расчета параметров технологических процессов с использованием стабильных пен, содержащих азот в качестве газовой фазы.

Практическая значимость полученных результатов Выполненные теоретические исследования позволили:

— повысить показатели работы долот при бурении горизонтальных участков стволов до 30 % за счет низких объемного содержания твердой фазы и коэффициентов трения, обеспечивших эффективность передачи нагрузки на долото;

— увеличить продуктивность скважин при вскрытии карбонатных коллекторов при использовании коллоид-полимерных растворов на газовых скважинах до 1,8 раза и нефтяных до 5,5 раз;

— исключить дифференциальные прихваты при бурении горизонтальных участков стволов в условиях АНПД; .

— разработать способ приготовления стабильных пен с использованием в качестве пенообразующего состава коллоид-полимерных растворов,

8

позволивший в экспериментальных условиях получить пены со сроками «жизни» более 22 суток;

— определить исходные технические требования к аппаратному оформлению циркуляционной системы, которые переданы в ОАО «Газпром».

Разработанный состав коллоид-полимерного раствора апробирован при вскрытии продуктивных отложений в ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть»,, ЗАО «Стимул», ОАО «Оренбургнефть», а также в ООО «Оренбурггазпром». В настоящее время коллоид-полимерный раствор используется для вскрытия продуктивных пластов на ОНГКМ в объемах, определенных «Коррективами показателей разработки основной залежи Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения на период с 2002 по 2005 годы», утвержденными ЦКР.

Апробация работы

Основные результаты исследования были доложены, обсуждены и одобрены на Российской межотраслевой конференции «Новые технологии в газовой промышленности» (- М:, 1999), Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (- Уфа, 2000), Секции НТС «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата, эксплуатация ПХГ» ОАО «Газпром» по вопросу «Новая техника и технология при проведении ремонтных работ на скважинах» (Анапа, 2000).

Публикации. По теме диссертации автором опубликовано 12 печатных работ, в том числе в 4-х патентах России.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников (96 наименований) и приложения. Изложена на 167 страницах печатного текста, содержит 31 рисунок, 32 таблицы.

Автор выражает благодарность своему научному консультанту, канд. техн. наук Овчинникову П.В., д-ру техн. наук, профессору Федорову К.М., д-ру

9

техн. наук, профессору Овчинникову В.П. за ценные замечания, помощь и содействие в выполнении работы. Особая признательность выражается директору ООО «ВолгоУралНИПИгаз» канд. техн. наук, член-корреспонденту РАЕН Сперанскому Б.В., генеральному директору ООО «Бургаз» д-ру техн. наук, профессору Фролову А.А., директору Оренбургского ПТУ канд. техн. наук Нургалиеву Д.М., а также сотрудникам института за предоставленную возможность и сотрудничество при проведении исследований и промысловой апробации разработок.

10

1. АНАЛИЗ ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ПЕРВИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОВЕДЕНИЯ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН И ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ УПРАВЛЕНИЯ ЗАБОЙНЫМ ДАВЛЕНИЕМ

1.1. Горно-геологические условия первичного вскрытия продуктивных пластов и проведения капитального ремонта скважин в условиях аномально-низких пластовых давлений (АНПД)

Геологическое строение ОНГКМ освещено в многочисленных периодических и фондовых изданиях [1-4].

Продуктивные отложения ОНКГМ приурочены к подсолевым структурам карбонатных отложений нижнепермского и каменноугольного возрастов [1].

Одним из основных факторов геологического строения месторождения, влияющих на систему разработки, следует считать его масштабность (130«22«0,520км) и зональность фильтрационно-емкостных свойств (ФЭС) как по площади, так и по разрезу.

Характер распределения коллекторов определен как первичными условиями осадконакопления, так и направленностью постседиментационных процессов.

Литологические особенности пород месторождения изучены довольно детально [5-8].

Все основные типы карбонатных пород, слагающие разрез месторождения, по их структурному принципу и условиям образования объединены в пять групп: хемогенные, биохемогенные, биогенные, "переотложенные" и криптогенные.

Хемогенные породы представлены микрозернистыми известняками. Это плотные массивные породы с сутуровыми поверхностями и вертикальными трещинами, выполненными карбонатными и сульфатными образованиями, нередко с пятнами битумов. Основная масса породы сложена микрозернистым

11

кальцитом, часто с неопределимым шламом и мелким единичным органогенным детритом. Микрозернистые известняки часто трещиноваты. В них много тонких ветвящихся минеральных трещин; отмечается примесь доломитового и сульфатного материала.

Биохемогенные известняки — сгустковые и комковатые — встречаются, в основном, в верхней части изучаемого разреза.

Породы сложены темными комочками и сгустками микрозернистого кальцита с примесью фаунистического материала. Цементируются фрагменты чаще всего кальцитом тонко- и мелкокристаллическим. В артинском разрезе центральной части месторождения в комковатых разностях цемент, нередко, замещен сульфатами. Цемент порового и базального типов. Породы пронизаны ветвящимися трещинами, выполненными карбонатами и сульфатами.

Биогенные известняки представлены биоморфными и детритовыми разностями.

Биоморфные известняки представлены чаще всего водорослево-фораминиферовыми и сгустково-фораминиферовыми. Цементируются форменные остатки тонко- и мелкозернистым, участками среднезернистым кальцитом, реже ангидритом и гипсом. Цемент порового и контактного типов.

Органогенно-детритовые известняки широко распространены по разрезу. По преобладанию фрагментов определенного размера выделены крупнодетритовые (более 1 мм), мелкодетритовые (1-0,1 мм) и шламовые (менее 0,1 мм) разности.

Крупнодетритовые известняки состоят чаще всего из кальцитовых обломков раковин различной фауны. Вследствие разнообразного состава слагающих их обломков они относятся к полидетритовым разновидностям. Цемент порового и контактового типов представлен микро-тонкозернистым кальцитом. Мелкодетритовые известняки встречаются в переслаивании с крупнодетритовыми. Цемент представлен, в основном, микрозернистым

12

кальцитом порового и базального типов. Шламовые известняки генетически связаны с мелкодетритовыми.

Группа «переотложенных» пород объединяет известняковые "раковинные песчаники", переотложенные комковатые и оолитовые.

Известняковые "раковинные песчаники" — это светлые породы часто массивной текстуры, плотные и пористые. Микроскопически они представлены плохо отсортированными, окатанными фрагментами органогенных остатков. Органогенная часть составляет до 80 % породы. Цементируются остатки фауны разнозернистым кальцитом. Тип цемента разнообразный — контактовый, поровый, крустификационный, на крупнофрагментарных разностях — пойкилитовый.

Оолитовые известняки встречаются в виде небольших пропластков в разрезах сакмарского яруса. Порода сложена хорошо отсортированными оолитами. Цемент базального и порового типов, кальцитовый, микрозернистый.

Криптогенная группа объединяет доломиты метасоматические и вторично измененные разности известняков.

Доломиты - тонко-, мелко - и среднезернистые, иногда с реликтами сгустковой и органогенной структур, с включениями сульфатов в виде крупных кристаллов, выполнения трещин, пор и каверн.

Вторично измененные породы представлены сильно перекристаллизованными известняками. Они сложены разнозернистым кальцитом с примесью редких, наиболее устойчивых к перекристаллизации фрагментов. В породе угадывается первично-органогенная структура.

Породы, слагающие продуктивную толщу ОНГКМ, сильно изменены постседиментационными процессами. Наиболее широкое развитие на Оренбургском валу получили процессы уплотнения, перекристаллизации, кальцитизации, доломитизации и сульфатизации, окремнения, выщелачивания, трещинообразования, стилолитизации и битуминизации.

13

В породах первого объекта наибольшее влияние на формирование пустотного пространства оказали процессы сульфатизации, доломитизации, битуминизации и трещинообразования.

Доломитизация получила широкое распространение в верхней части разреза. Обобщение данных химического состава пород и литолого-петрографических исследований показало, что доломитность возрастает вверх по разрезу. Из пяти зон относительного повышения доломитности, выделенных в разрезе месторождения, три верхние, наиболее мощные, приурочены к первому объекту (сакмарскому и артинскому ярусам). В распространении по площади отмечается уменьшение степени доломитности пород в восточном направлении. Наиболее доломитизированы микро- и тонкозернистые, сгустково-комковатые и органогенно-шламовые разности.

Исследования показали, что в целом наблюдается крайне малая тенденция повышения величины открытой пористости при увеличении степени доломитности. Возможно, это объясняется наложением других постседиментационных процессов, таких, как выщелачивание и сульфатизация.

Сульфаты в карбонатном разрезе месторождения представлены, в основном, ангидритом и гипсом. Между степенью сульфатизации и структурой породы нет такой тесной связи, которая наблюдалась в случае с доломитизацией, хотя тенденция к увеличению сульфатности также отмечается в известняках тонкозернистых и комковато-сгустковых. Подмечена некоторая связь между характером загипсованности и структурой пород. Например, в известняках форменных (мелкокомковатых и биогенных) артинского и сакмарского ярусов гипс образует цемент, замещает отдельные участки. В тонкозернистых известняках гипс отмечается, в основном, по трещинам, образует гнезда вместе с ангидритом.

В распространении сульфатов намечается четкая тенденция увеличения сульфатности вверх по разрезу. Выделяются три зоны относительного повышения сульфатности, приуроченные к сакмаро-артинским отложениям.

14

Верхняя располагается в кровельной части артинской карбонатной толщи, вторая - на границе артинского и сакмарского ярусов и третья - в подошве сакмарского яруса. В распределении по площади наблюдается смещение зон наибольшей сульфатности относительно друг друга. В артинском ярусе наибольшие значения характерны для центральной части, а в сакмарском - на западе. Следует отметить, что ангидрит имеет более широкое распространение, чем гипс, и встречается во всех трех зонах. Гипс чаще отмечается в верхней и нижней зонах.

Анализ влияния сульфатизации на формирование емкости коллекторов показал отсутствие четкой зависимости. Выявлено, что наибольшее негативное влияние оказала сульфатизация в известняках биоморфных, где сульфаты выполняют внутриформенное и межформенное пространство и тем самым снижают коллекторские свойства.

В разрезе месторождения выделены две зоны повышенного содержания гипса. Верхняя зона, толщиной 25-40 м, приурочена к кровельной части карбонатной толщи артинского яруса, нижняя, толщиной 15-40 м, - к подошве сакмарского и кровле ассельского ярусов.

Наибольшее развитие гипсы получили в продуктивном разрезе центрального блока. Содержание гипса здесь по отдельным шлифам достигает 40 %, а объемное содержание его, определенное термическим способом, составляет в отдельных случаях 29 %.

По литолого-физическим свойствам в газонасыщенном разрезе уверенно выделяются три объекта разработки, разделенные между собой плотными литологическими экранами. Характеристика объектов разработки представлена на рисунке 1 [2,3].

Первый объект представлен карбонатными отложениями артинского и сакмарского яруса. Общая толщина его изменяется с запада на восток от 52 до 172 м. Эффективная суммарная толщина составляет 12,1 м при эффективной

15

-15 . .2

пористости 12,3 %. Газопроницаемость составляет 1,3-10"" м в центре и 16,4-10"15 м2 на западе.

35 -,

Эффективные толщины, м

Средняя пористость коллекторов,% Коэффициент проницаемости (мД)

Рисунок 1 - Характеристика коллекторских свойств пласта по объектам разработки

Второй объект включает карбонатные отложения ассельского яруса и верхнего карбона. Общая толщина объекта в среднем составляет 57 м при эффективной толщине 23,2 м, с пористостью 12,6 % и газопроницаемостью 7,7*10"15 м2 в центре и 16,4*10"15 м2 на западе. В восточной части месторождения 11 объект практически отсутствует.

Третий объект характеризуется карбонатными отложениями верхнего и среднего карбона и присутствует, в основном, в центральной части месторождения. Общая толщина составляет в среднем 121,4 м при эффективной толщине 34 м, с эффективной пористостью 11.4 % и газопроницаемостью 21,3 • 10" м .

Приведенную схему деления объектов осложняет система пластов-коллекторов повышенной проницаемости толщиной от 1 до 4 метров.

16

Площадное распространение их значительно и различно [4,5]. Трещинная проницаемость коллекторов колеблется в пределах 200-1000*10"15 м2 при средней принятой для залежи матричной проницаемости пород коллекторов 7,3-10"15 м2.

В данных горно-геологических условиях, а также с учетом неравномерного ввода в разработку площадей УКПГ, на ОНГКМ наметилось отставание темпа извлечения углеводородов, приуроченных к I объекту разработки, и общее снижение конденсатоотдачи по мере исчерпания пластовой энергии.

Выработка запасов газа по объектам основной залежи ОНГКМ по состоянию на 01.01.2000 выглядит следующим образом (рисунок 2).

? Выработка от балансовых запасов, %

а Выработка от дренируемых запасов, %

I объект

11+111 объекты

Общая

Рисунок 2 - Выработка запасов по основной залежи ОНГКМ

Остаточные запасы в 1 объекте составляют 493 млрд.м при 138,6 млрд. м3 дренируемых. Разработка первого объекта на ОНГКМ сегодня ведется 136 вертикальными и 18 горизонтальными скважинами, пробуренными при репрессии на пласт с общей среднесуточной добычей порядка 6.5 млн.м3/сут и распределением по рабочему дебиту, приведенным на рисунке 3,4 [9].

17

Выработка эффективных коллекторов второго и третьего объектов и эксплуатация тонкопоровых коллекторов еще больше обострили проблему сохранения коллекторских свойств продуктивных отложений, обусловленных влиянием следующих факторов [10-18]:

— ростом дифференциального давления на пласты давления;

— влиянием капиллярных сил при обводнении приствольной зоны ствола скважины фильтратом промывочной жидкости;

— реакционной способностью фильтрата промывочной жидкости вызывать объемные изменения при контакте с материалами вторичных замещений поровых каналов;

— способностью фильтрата бурового раствора при взаимодействии с пластовым флюидом образовывать осадки в поровых каналах;

— способностью фильтрата бурового раствора при взаимодействии с пластовым флюидом образовывать стойкие эмульсии.

Выработка запасов в условиях неоднородности коллекторских свойств продуктивной части разреза и временных различий начала отработки запасов по площади месторождения определили картину распределения пластовых давлений в основной залежи [19]. Распределение текущих пластовых давлений по выявленным объектам разработки основной залежи по состоянию на 1.01.2000 года соответствуют картам изобар ОНПСМ (рисунки 5,6).

Анализ текущих пластовых давлений позволяет определить градиенты пластовых давлений, потребные плотности промывочных жидкостей по зонам проведения капитального ремонта скважин на ОНГКМ (таблица 1).

Характерной особенностью состава пластовых флюидов основной залежи ОНПСМ является высокое содержание кислых компонентов (сероводород до 4,5 %, углекислый газ до 6,6 %), которые имеют высокую химическую активность и могут взаимодействовать с растворимыми в фильтрате ионами [14].

Список литературы