Составил: Гайдаров М. М-Р

Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

МГРИ

Кафедра Современных технологий бурения скважин

УТВЕРЖДАЮ»:

Проректор по учебной работе

_______________________ //

__________ _____________ 2018г.

Лекции по дисциплине: «Повышение нефтегазоотдачи продуктивных пластов» для студентов направления Бурение скважин «Нефтегазовое дело» (очная и заочная форма обучения)

Составил: Гайдаров М. М-Р.

Москва 2018

Содержание

Введение	3
ТЕМА1. 1.Продуктивные пласты и коллектора. Строение продуктивного пласта. Типы коллекторов нефти и газа. Пористость и проницаемость горных пород. Пластовые флюиды. Нефтеотдача пластов. Методы увеличения нефтеотдачи пластов.	3
ТЕМА2. 2.Основные причины ухудшения фильтрационных характеристик продуктивного пласта. Естественные и искусственные факторы ухудшения фильтрационных характеристик ОСЗ пласта. Ухудшение фильтрационных характеристик ОСЗ пласта при первичном, вторичном и последующих вскрытиях продуктивного пласта.	9
ТЕМА3. 3.Оценка загрязнения продуктивных пластов. Коэффициент восстановления проницаемости. Скин-эффект. Характерные значения скин-эффекта.	1 0
ТЕМА4. 4.Буровые растворы для заканчивания скважин. Заканчивание скважин. Методика выбора бурового раствора для заканчивания скважин. Буровые растворы для заканчивания скважин в сложных геолого-технических условиях. Выбор компонентного состава и показателей раствора. Примеры водных базовых составов для заканчивания скважин. Технологические показатели буровых растворов. Приготовление и обработка буровых растворов. Циркуляционная система. Потребное количество раствора для заканчивания скважины.	12
ТЕМА5. 5.Межчастичные взаимодействия в буровых растворах на водной основе. Силы и связи, ответственные за свойства буровых растворов. Управление показателей бурового раствора. Представления супрамолекулярной химии в буровых растворах.	23
ТЕМА6. 6.Полимеры для буровых растворов и технологических жидкостей. Классификация водорастворимых полимеров. Полисахариды. Синтетические водорастворимые полимеры. Катионные полимеры	27
ТЕМА7. 7.Реология технологических жидкостей. Реологические модели жидкостей. Ньютоноская, вязкопластичная и псевдопластичные жидкости. Вязкость при низких градиентах скорости сдвига.	30
ТЕМА8. 8.Буровые растворы на углеводородной основе для первичного вскрытия. Силы и связи, ответственные за свойства углеводородных буровых растворов. Составы углеводородных буровых растворов.	33
ТЕМА9. 9.Перфорация (вторичное вскрытие пласта) и перфорационные жидкости. Типы перфораций. Специальные жидкости для вторичного вскрытия. Выбор специальной жидкости для вторичного вскрытия.	36
ТЕМА10. 10.Технологии по повышению нефтеотдачи. Проводка горизонтальных скважин. Кислотные обработки продуктивных пластов. Кислотные растворы. Гидравлический разрыв пласта. Материалы для закрепления трещин. Технологические жидкости для ГРП.	38
ТЕМА11. 11.Технологические жидкости для блокирования и глушения скважин при капитальном ремонте скважин.	43
Заключение.	44

Введение.

Повышение нефтегазоотдачи пластов и увеличения их производительности является одной из важнейших задач при эксплуатации скважин. Важная роль в решении данной задачи принадлежит технологическим жидкостям, используемым в процессе заканчивания (первичного и вторичного вскрытия продуктивного пласта) и капитального ремонта скважин.

Основное назначение этих технологических жидкостей – максимальное сохранение естественной проницаемости продуктивных пород в призабойной зоне пласта.

Различные технологические жидкости оказывают непосредственное и, зачастую, весьма негативное, действие на результирующую производительность скважин.

Универсальных, одинаково высокоэффективных технологических жидкостей, пригодных для различных коллекторов и геолого-технических условий не существует. Тем не менее, практические результаты первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов свидетельствуют о значительном превосходстве буровых растворов на углеводородной основе над водными системами.

Вторичное вскрытие нефтегазоносных пластов, целесообразнее, производить на жидкости с той же дисперсионной средой, на которой производилось первичное вскрытие.

К технологическим жидкостям, оказывающих воздействие на коллектор и поэтому требующих грамотного выбора их компонентного состава относятся:

- буровой раствор для первичного вскрытия нефтегазоносных пластов (водные, водно-спиртовые, углеводородные);

- перфорационная (или специальная) жидкость для вторичного вскрытия нефтегазоносных пластов(водные, водно-спиртовые, углеводородные);

- жидкости блокирования и глушения скважин для капитального ремонта скважин (водные, водно-спиртовые, углеводородные);

- кислотные растворы для кислотных обработок пласта (солянокислотные, глинокислотные, прямые и обратные эмульсии);

- составы для гидроразрыва пластов (водные растворы полимеров, прямые эмульсии, загущенный спирт метанол, загущенная соляная кислота).

ТЕМА1. 1.Продуктивные пласты и коллектора. Строение продуктивного пласта. Типы коллекторов нефти и газа. Пористость и проницаемость горных пород. Пластовые флюиды. Нефтеотдача пластов. Методы увеличения нефтеотдачи пластов.

Терригенный

Карбонатный

С пропластками глин

Монтмориллонит

Гидрослюда

Каолин

Без глинистых пропластков

Углеводородный, водно-спиртовой, водный

Водный, водно-спиртовой, углеводородный

Водный, водно-спиртовой

Водный

Рисунок 5 – Алгоритм выбора рабочих жидкостей от проницаемости коллектора и содержания глин в них

При наличии сероводородной и углекислотной агрессии – буровые растворы устойчивые к данным агрессиям и к изменению рН среды, наиболее эффективны катионные системы.

В условиях воздействиях высоких температур – термоустойчивые растворы, наиболее эффективны катионные системы.

Примеры водных базовых составов для заканчивания скважин:

1.биополимерные системы с крахмалом: 10-30 кг/м³ бентонитового глинопорошка, 2-4 кг/м³ биополимера, 10-25 кг/м³ модифицированного крахмала и 80-100 кг/м³ карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м³ NaOH (3-5 кг/м³ Na ₂ CO ₃ ), 50-100 л/м³ многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки.

2.ингибирующие биополимерные системы с крахмалом: 10-30 кг/м³ бентонитового глинопорошка, 2-4 кг/м³ биополимера, 10-25 кг/м³ модифицированного крахмала и 80-100 кг/м³ карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м³ NaOH (3-5 кг/м³ Na ₂ CO ₃ ), 50-100 л/м³ многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки, 30-50 кг/м³ КС l .

3.биополимерные системы с ПАЦ: 10-30 кг/м³ бентонитового глинопорошка, 1-2 кг/м³ биополимера, 3-7 кг/м³ ПАЦ низкомолекулярный, 1-2 кг/м³ ПАЦ высокомолекулярный и 80-100 кг/м³ карбоната кальция (кольматант), 1-2 кг/м³ NaOH (3-5 кг/м³ Na ₂ CO ₃ ), 50-100 л/м³ многоатомный спирт, карбоната смазывающие добавки.

4.катионные системы с Полидадмахом: 10-30 кг/м³ бентонитового глинопорошка, 11-25 кг/м³ Полидадмаха, 2-4 кг/м³ биополимера, 10-25 кг/м³ модифицированного крахмала, 80-100 кг/м³ карбоната кальция (кольматант), 50-150 л/м³ глицерина, 30-50 кг/м³ КС l и смазывающие добавки.

Таблица 2 – Компоненты из состава бурового раствора

Компонент	Функции компонента	Концентрация компонента, %
Вода	Дисперсионная среда	-
Глинопорошок	Структурообразователь	от 2-3 до 10
Крахмал	Понизители фильтрации	от 0,5-1,5 в пресных до 2-3 в соленасыщенных
КМЦ, ПАЦ, ОЭЦ	Понизители фильтрации	от 0,2-0,6 в пресных до 1,0-1,5 в соленасыщенных
Полимеры (полисахариды, акрилаты)	Загустители	0,1-0,5 в пресных
Биополимеры	Структурообразователи(загустители)	0,05-0,4
Полимеры-разжижители (гуматы, лигносульфонаты)	Разжижители, понизители фильтрации	0,5-4,0
Смазочные добавки (нефть, графит, окисленный петролатум, продукты растительных масел, лубриол, СМЭГ и т.д.)	Улучшение смазывающих свойств раствора и корки, уменьшение коэффициента трения	нефть 2-15, остальные 0,5-2
Термостабилизирующие добавки (хроматы, бихроматы натрия и калия, аминоспирты, анилин и т.д.)	Предотвращение загустевание раствора, замедление термоокислительной деструкции реагентов	0,01-0,2 и более
Реагенты для регулирования рН (основания, карбонат и бикарбонат натрия, аминоспирты и др.)	Регулирование рН в пределах 7-10	0,01-0,5
Реагенты для предупреждения и предотвращения вспенивания (Т-92, МАС-200, триксан и т.д.)	Пеногасители	0,1-1,5
ПАВ	Повышение качества вскрытия продуктивного пласта, эмульгаторы прямых и обратных эмульсий	0,01-1
Соли калия, натрия,кальция, магния, алюминия, силикаты и т.д.	Ингибиторы набухания глин	0,5-10 и более
Кольматанты (мел, карбонатные материалы, асбест, рисовая, гречневая и хлопковая шелуха, торф и т.д.)	Для закупорки проницаемых каналов, предупреждение и предотвращение поглощений	от 0,2-1 до 5-10
Хлорид натрия, бишофит	Для получения соленасыщенных растворов при бурении соленосных отложений	Хлорид натрия до насыщения, бишофит от 10-30% и более
Утяжелители	Для повышения плотности	до требуемой плотности
Микросферы	Для снижения плотности	до требуемой плотности

Полисахаридные ВРП

К полисахаридам относятся:

- полимеры, получаемые химической модификацией целлюлозы;

- крахмальные реагенты – природные и химически модифицированные;

- биополимеры, образующиеся в результате жизнедеятельности определенных типов микроорганизмов в различных питательных средах.

Фрагменты структур полисахаридов:

Na-соль КМЦ

Гуаровая смола (крахмал)

Ксантановая смола (биополимер)

Полисахариды на основе целлюлозы: анионные ВРП – Nа-КМЦ, Nа-ПАЦ, КМОЭЦ; неионогенные ВРП - ОЭЦ.

Основное назначение: понижение водоотдачи пресных (0,2-0,6%), минерализованных, сильноминерализованных (1,0-1,5%) глинистых растворов. Загущает пресные и разжижает минерализованные растворы. Анионные неустойчивы к 2-х валентным катионам магния и кальция, а неионные устойчивы. Устойчив температуре до 120-140^оС. Диапазон рН 8-9.

Крахмал – это смесь полисахаридов. Используют кукурузный и картофельный крахмал. В состав крахмала входят 2 компонента: амилоза - линейный полимер, спиралевидные молекулы которого состоят из 200÷600 элементарных звеньев С₆Н₁₀О₅ (молекулярная масса амилозы достигает 200 тысяч), и амилопектин с молекулярной массой 1 млн – разветвленный плохо растворимый полимер. Для улучшения растворимости крахмала в воде проводят его клейстеризацию при температуре или в щелочной среде.

Основное назначение крахмала: понижение водоотдачи сильноминерализованных глинистых растворов, содержащих соединения Ca и Mg. Концентрация крахмала 0,5-1,5% пресные системы до 3,0% соленые. Крахмал загущает растворы.

Недостатки: 1) низкая термостойкость (до 110-120ºС); 2) подвержен ферментации.

В результате жизнедеятельности микроорганизмов крахмал разлагается и теряет свои свойства. Подавить ферментацию можно: 1) повышением рН до 11-12; 2) применением минерализации (по NaCl не менее 250 кг/м³); 3) введениемантиферментаторов: формалин, фенол, аминныесоединения.Диапазон рН 8-10.

Биополимеры характеризуются высокой загущающей способностью, а их растворы – сильно выраженными псевдопластичными свойствами при малой концентрации полимера. Биополимеры устойчивы к действию солей.

Назначение биополимеров – загущение буровых растворов с малым содержанием дисперсной фазы. Концентрация биополимера 0,05-0,5%. Они способны улучшать фильтрационные свойства буровых растворов.

Недостатки: 1) ограниченная термостойкость (до 120ºС); 2) подвержены ферментативному разложению, поэтому требуют применения реагентов, препятствующих этому процессу. Диапазон рН 8-9.

Составы для ГРП.

1.Водные растворы полимеров из натуральной гуаровой смолы (гуара) и гидроксипропилгуара (ГПГ), а также из карбоксиметилгидроксипропилгуара (КМПГ), гидроксиэтилцеллюлозы (ГОЭЦ), карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлозы (КМГОЭЦ), ксантановых смол. Все эти полимеры могут быть сшиты поперечными связями. В качестве сшивателей могут быть использованы соединения бора, хрома, титана, циркония и других поливалентных металлов.

2.Прямые эмульсии, прямые полиэмульсии и множественная полиэмульсия, где в качестве углеводородной фазы применяются газоконденсат, дизельное топливо, керосин, сырая нефть, а в качестве водной фазы — пресная, пластовая или минерализованная вода. В качестве полимера в полиэмульсиях используются полиакриламид или полисахариды, обычно гуар или гидроксипропилгуар, а также карбоксиметилцеллюлоза, а в качестве эмульгаторов неионогенные ПАВ.

3.Загущенный спирт (метанол).

4.Загущенная соляная кислота.

5.Устойчивые пены на водной основе: жидкая фаза — водный раствор гуара или гидроксипропилгуара, газообразная фаза — азот или углекислый газ.

6.Мицелярные растворы ПАВ (не полимерные жидкости ГРП).

Наибольшее распространение при проведении ГРП в терригенных коллекторах нашли сшитые гели на основе гуара или гидроксипропилгуара (ГПГ).

В карбонатных коллекторах используются загущенная соляная кислота.

Загущенный метанол или пены используются в основном на газовых месторождениях или месторождениях с низкой проницаемостью.

Мицелярные растворы ПАВ применяются в условиях, когда необходимо обеспечить наибольшую проницаемость трещины.

ПАВ улучшает смачивающие свойства воды, снижает поверхностное натяжение воды на границе с нефтью.

Заключение

Повышение нефтеотдачи пластов является сложной инженерно-технологической задачей, требующей высоко уровня взаимодействия различных специалистов и служб, грамотного планирования, интеграции различных технологических процессов и использования современных технологий и реагентов.

Для эффективного проектирования и инженерно-сервисного сопровождения таких работ требуется наличие опытного и соответствующим образом обученного персонала, оснащенного необходимыми техническими средствами для реализации работ.

От выбора (состава, свойств и технологических показателей) рабочих жидкостей для первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, а также для глушения скважин при ремонтных работах зависит текущая и конечная нефтеотдача пластов и эффективность запланированных МУН.

С целью сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов рецептура технологической жидкости для первичного вскрытия продуктивных горизонтов должна содержать полимер, регулирующий фильтрационные и структурно-реологические показатели, способный к биодеструкции, и кольматант, который способствует образованию качественной фильтрационной корки и ограничивает фильтрацию в пласт.

Такой подход позволяет комбинировать карбонаты кальция, магния и железа с полисахаридами. Технологические жидкости на основе катионных полимеров в терригенных коллекторах значительно эффективнее анионно-неионных систем.

Одним из главных факторов качественного вскрытия коллекторов обеспечение высокой степени очистки бурового раствора от шлама.

В случае применения жидкостей, без твердой фазы количество проникающего в породу фильтрата контролируется его вязкостью (ВНСС). При этом вязкость фильтрата снижается с ростом температуры, что приводит к увеличению скорости фильтрации. При этом выбор значений ВНСС жидкости, позволит сократить глубину проникновения жидкости в пласт и сохранить его коллекторские свойства.

Опыт эффективного взаимодействия нефтегазовых и сервисных компаний в реализации таких работ, может быть успешно распространен в различных условиях бурения, а применение современных подходов к бурению, заканчиванию, освоению и капитальному ремонту скважин сможет сыграть большую роль в повышении эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений России.

Литература:

1.Отчет о НИР ООО «Газпром ВНИИГАЗ»: Исследование причин возникновения межколонных давлений и динамики их изменения по скважинам основных ПХГ ОАО «Газпром». / Этап3: Разработка рекомендаций по установлению требований к эксплуатации и контролю качества заканчивания скважин ПХГ. пос. Развилка, 2009, 115 с.

2.ГрейДж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей): пер. с анг. – М.: Недра, 1985. – 509 с.

3.Кистер Э. Г. Химическая обработка буровых растворов. – М.: Недра, 1972. – 392 с.

4.Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. – М.: Недра, 1979. – 215 с.

Литература

1 Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979.

2 Методика по выбору буровых растворов для бурения горизонтальных скважин. Москва: ВНИИгаз, 2000.

3 Правилабезопасностивнефтянойигазовойпромышленности (ПБ 08-624-03). Серия 08. Выпуск 4. М., 2004.

4 Куксов А.К., Рябоконь С.А., Гноевых А.Н. Совершенствование технологии заканчивания – главный резерв повышения их производительности. Доклад. Всероссийская научная конференция. Фундаментальные проблемы нефти и газа. Т 3. М., 1996. С. 9-20.

5 Крылов В.И., КрецулВ.В. Выбор жидкостей для заканчивания и капитального ремонта скважин. – М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. – С. 196.