Автореферат (1173022), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Первый этап –«начальная» фаза реакции, при которой скорость фильтрации кислотысоответствует условиям фильтрации через ФК и ЗК, сформированные в процессевскрытия бурением. Второй этап – это фаза активного взаимодействия кислоты15с кислоторастворимым наполнителем, при этом скорость фильтрации растёт.При увеличении концентрации кислоты продолжительность «начальной» фазыреакции уменьшается, и скорость фильтрации растёт практически сразу. Так, вусловиях нашего эксперимента для 20% соляной кислоты время начальногоэтапа реакции составляет не более 2 мин., а для 11% кислоты этот периодсоставляет 10-15 минут (рисунок 7).Объём отфильтровавшейся жидкости (вода икислота), 10-4м32,62y = -0,0004x2 + 0,0968x - 0,0066R² = 0,99972,522,422,3242,222,12времязавершенияфильтрациидля 20 % HCLвремязавершенияфильтрациидля 15 % HCL2,021,92Теоретическийдиапазон1,821,721,6211,521,421,321,2221,121,020,9230,820,720,620,5250,420,320,220,120,02051015202530Время, минРисунок 7 - Скорость фильтрации соляной кислоты различной концентрациичерез глинистую ФК с 6% наполнителя различных фракций (размер снизу-вверх длякаждой концентрации кислоты 0,21 мм; 1 мм; 1,7 мм; 2,36 мм ) 1 – 20% солянойкислоты; 2 – 15% соляной кислоты; 3 – 11% соляной кислоты; 4 – фильтрация воды безглинистой корки (предельно высокая скорость фильтрации воды в эксперименте); 5 –фильтрация воды через глинистую корку без наполнителя (предельно низкая скоростьфильтрации воды в эксперименте)Необходимый объём соляной кислоты концентрации 15%, с учётомстехиометрического соотношения реакции растворения, для полногорастворения 1 г.
CaCO3 составляет 4,5 см3 при 20 минутной продолжительностиреакции (рисунок 8).Скорость фильтраций, 10-5 м/с2,5y = 0,1086x - 0,0141R² = 0,99842y = 0,0925x + 0,0014R² = 0,9902Для завершения реакции в течение 20минутной фильтрации растворакислоты через корку диапазонзначений Кф должен находиться от1 до 1,5 10^-5 м /с1,5y = 0,0007x2 + 0,0745x - 0,013R² = 0,97951y = 0,0017x2 + 0,0503x - 0,0168R² = 0,96280,5002468101214161820Концентрация кислоты,%0,21 мм1 мм1,7 мм2,36 ммРисунок 8 - Зависимость скорости фильтрации через корку с наполнителем отконцентрации кислоты16Эффективностьвосстановленияпроницаемостипесчаныхнабивокоценивалась по параметру θ = Пк2/ Пк0.
Эксперимент выполнялся в следующейпоследовательности этапов: 1. Фильтрация воды для определения Пк0 –показателя исходной проницаемости набивки; 2. Фильтрация буровой суспензиив прямом направлении для формирования ФК и ЗК; 3. Фильтрация воды впротивоположном направлении для определения Пк1 – показателяпроницаемости после формирования ФК и ЗК; 4. Обработка кислотнойкомпозицией в прямом направлении для разрушения ФК и ЗК; 5. Фильтрацияводы после обработки кислотным наполнителем в обратном направлении дляопределения Пк2 – показателя восстановленной проницаемости песчанойнабивки.В качестве кислотных растворов использовались: 15% HCl; 15% малеиноваякислота; 15% сульфаминовая кислота.Эксперименты показали, что эффективность кислотного разрушенияглинистой ФК зависит от концентрации и состава кислотных композиций, отразмера фракции и концентрации кислоторастворимоговнедрённого в структуру корки (рисунок 9).наполнителя,Рисунок 9 - Восстановление проницаемости песчаных набивок после обработкиразличными кислотными композициями (1- обработка глинистой корки - 15% HCl; 2 обработка глинистой корки - 15% малеиновая кислота; 3 - обработка глинистой корки - 15%сульфаминовая кислота;4- обработка глинистой корки с наполнителем сульфаминовойкислотой)17Как показали исследования, наличие относительно крупных фракцийнаполнителя при кислотной обработке затрудняет удаление ФК, т.к.
характеркислотного разрушения ФК кислотой зависит от размера частиц наполнителя.Мелкие частицы наполнителя, распределённые равномерно в объёме ФК,при контакте с кислотой и разрушаются полностью, в то время как болеекрупные карбонатные частицы (размером больше 200 мкм) при контакте скислотой уменьшаются в размерах за счёт растворения контактирующей скислотой поверхности, и оставляют на поверхности ФК фрагменты, незатронутые реакцией. В результате, фильтрация через такую поверхностьувеличивается, обеспечивая «очаговый» характер фильтрации, но при этом напроницаемой подложке остаются фрагменты ФК (рисунок 10).Рисунок 10-Эффективность удаления фильтрационных корок в зависимостиот размера фракций наполнителяКислотное удаление ФК зависит не только от гранулометрического составанаполнителя и типа кислоты, но и от режима кислотной обработки.
В случаеустановки кислотной ванны (без репрессии в сторону пласта), реактивнаяспособность кислоты реализуется полностью, в то время как при репрессионномварианте кислотной обработки (при скорости фильтрации кислоты через ФК от1 до 1,5.10-5 м/с), особенно с «сильной» соляной кислотой, времени дляполноценной реакции кислоты с компонентами ФК не хватает, т.к. онафильтруется через корку в проницаемую подложку (таблица 2).Таблица 2. Сопоставление результатов кислотной обработки при репрессии.Показатель Пк при репрессии 0,1 МПаВоздействие 15%Воздействие 15%Воздействие 15%соляной кислотойсульфаминовой кислотоймалеиновой кислотойКрупноМелкоКрупноМелкоКрупноМелкодисперсная дисперсная дисперсная дисперснаядисперснаядисперснаяфазафазафазафазафазафаза73,682,5132,9317,1187,4343,618Т.е., для более полного разрушения ФК желательно кислотную обработкуосуществлять при равенстве давлений в скважине и пласте, не создаваярепрессии.Несмотря на более низкий показатель Пк при обработке соляной кислотой,по сравнению с другими кислотами, интенсивное продвижение соляной кислотычерез ФК, приводит к тому, что объём фрагментов ФК, остающихся наповерхности фильтрующей перегородки, увеличивается по сравнению срежимом «кислотной» ванны.Эффективность кислотной обработки для удаления ФК смоделирована длябезглинистого биополимерного хлоркалиевого раствора.
Рецептура раствора:калий хлористый - 40 г/л; оксид магния - 2,5 г/л; крахмал – 15 г/л; ксантан - 3,5г/л; пеногаситель - 1,5 г/л; карбонатный наполнитель CaCО3 - 60 г/л. Плотностьбурового раствора - 1,1 г/см3 и водоотдача - 4 см3.Гранулярный состав наполнителя: фракции наполнителя 20мкм ≤50мкм ≤ 150мкм - 70% от общего содержания наполнителя в растворе;крупные фракции 200 мкм - 30% от общего содержания наполнителя в растворе(таблица 3).Таблица 3.
Оптимальный гранулярный состав наполнителя в буровом раствореРазмер фракцииС учетом формированиянаполнителя, мкмплотной ФК, % от общегосостава наполнителей203050201502020030Выбор в качестве кислотного раствора сульфаминовой кислоты являетсяобоснованным как с точки зрения эффективности удаления ФК, так и по причинетого, что она не образует вторичных осадков, а также не обладает сильнымкоррозионным действием и не требует применение ингибиторов коррозии.Результатыудаленияфильтрационныхкорокбезглинистогобиополимерного хлоркалиевого раствора и глинистого раствора с оптимальнымгранулярным составом приведены в таблице 4.19Таблица 4. Результаты удаления фильтрационных корок безглинистогополимерного раствора KCL и глинистогоконцентрацией карбонатного наполнителяраствораFANN –ПараметрыфильтрпрессУсловия экспериментаПк00,0037Воздействие 15%Пк174,96сульфаминовой кислотойПк20,0128на KCL биополимернуюθ3,5коркуПк0Пк10,003774,96Воздействие15%малеиновой кислотой наПк20,0464KCL биополимерную коркуθ12,5Пк00,0037Воздействие 15% солянойПк1Пк274,960,0128кислотойнаKCLбиополимерную коркуθ3,5Пк00,0037ВоздействиеПк182,46сульфаминовой кислотой наПк2θ0,02025,5глинистуюнаполнителемсоптимальнойФК до и после обработокразличными кислотами15%коркусШестая глава посвящена технологии восстановления естественнойпроницаемости вокруг открытого ствола скважины путём полноценногоудаления ФК и ЗК кислотной обработкой, сформированных буровымирастворами (глинистым или безглинистым биополимерным хлоркалиевым) привскрытии продуктивного пласта бурением.В основе этой технологии на этапе вскрытия продуктивного отложениябурением введение в буровой раствор кислоторастворимого наполнителяоптимальных концентраций и размеров фракций, обеспечивающихформирование малопроницаемого КЭ и, в то же время, эффективноразрушающих структуру ФК обработкой предпочтительнее сульфаминовойкислотой.20Формирование малопроницаемых ФК и ЗК, содержащих в своём составекислоторастворимый наполнитель, способствует обработка буровых растворовреагентами, разрушаемыми в кислоте.Технологические принципы, изложенные в данной главе, положены воснову рекомендаций, разработанных для условий Южно-Тургайской впадиныРеспублики Казахстан, которые рекомендованы к использованию НТСнефтяных компаний АО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» и АО «СНПС-АйДан Мунай» при вскрытии продуктивных пластов бурением на месторожденияхАрыскум и Арысское.ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИВ результате проведенных теоретических, экспериментальных ипромысловых исследований обоснована возможность использования вскважинах с открытым стволом технологии формирования кольматационногоэкрана для повышения эффективности заканчивания скважин наместорождениях с высокопроницаемыми коллекторами Южно-Тургайскойвпадины Республики Казахстан, что отражено в следующих выводах ирекомендациях.1.Продолжительность стабилизации дебита на месторождениях свысокопроницаемыми коллекторами Арыскум и Арысское Южно-Тургайскойвпадины при освоении горизонтальных скважин с открытым стволомопределяется степенью загрязнения призабойной зоны пласта, сформированнойпри вскрытии бурением.2.Создание кольматационного экрана минимальной проницаемости привскрытии коллектора бурением и его полноценное удаление в процессе освоенияповышает качество заканчивания скважин.3.Концентрация и фракционный состав кислоторастворимых наполнителейв буровых растворах для создания кольматационого экрана при вскрытиибурением должны обеспечивать эффективное удаление фильтрационной корки изоны, закольматированной тонкодисперсной фазой, при кислотной обработке впроцессе освоения скважины.
Снижение концентрации наполнителя снижаетрезультативность кислотного разрушения структуры фильтрационной корки, аувеличение ведет к росту проницаемости кольматационного экрана.214.Кислотное разрушение структуры и удаление фильтрационной коркиобеспечивает тонкодисперсная фаза наполнителя размером от 20 до 160 мкм присодержании 5-6 % по весу от объёма раствора.5.Крупнодисперсная фаза наполнителя размером более 200 мкм при еёсодержании в составе фильтрационной корки выше 30% повышает еёпроницаемость и провоцирует очаговое разрушение кислотой.6.В качестве кислотной композиции для удаления фильтрационной коркирекомендуется использовать кислотные ванны с 15% сульфаминовой кислотой.7.Разработанное руководство по повышению эффективности кислотногоудаления кольматационного экрана в скважинах с открытым стволом в условияхКазахстана принято НТС нефтяных компаний АО «ПетроКазахстан КумкольРесорсиз» и АО «СНПС-Ай Дан Мунай» и рекомендовано к использованию наместорождениях Арыскум и Арысское.СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТСтатьи в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства науки и высшегообразования РФ.1.Сулейменов Н.С., Мосесян М.А., Подгорнов В.М.
Скин-фактор зоныпроникновения в скважинах с конструкцией забоя типа «открытый» ствол// Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО«ВНИИОЭНГ», 2006. № 12. – С. 34–38.2.Сулейменов Н.С., Мосесян М.А., Подгорнов В.М. Удалениефильтрационных корок кислотной ванной // Строительство нефтяных и газовыхскважин на суше и на море. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2007. № 2. – С. 45–49.3.Подгорнов В.М., Сулейменов Н.С., Ширдавлетов Н.Т. Фильтрационныебарьеры вокруг горизонтальных стволов в гранулярных коллекторахАрыскумского месторождения // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков, М.– 2012. №2.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
