Диссертация (1173025), страница 18
Текст из файла (страница 18)
3% амфипатический реагент, изменение угла касания между маслом иводой керна1276050403020100-10-20-30-40вода，47ммнефть，26мм处理前处理后处理前вода，-26мм处理后нефть，-20ммРис.84. После обработки 3% амфипатического реагента, сравнение высотысамовсасывающего нефти/воды керна10вода，9мл8нефть，5.9мл642вода，0млнефть，0мл0处理前处理后处理前处理后Рис.85. После обработки 3% амфипатического реагента, сравнение объёмасамовсасывающего нефти/воды кернаТаблица 11.
Сравнение защитных эффектов резервуаров низкой проницаемости и сверхнизкой проницаемости на месторождения Шенгли Китаяномер скважинымеры защитыChun 64-4эта технологияChun 64-3Fan 143-Xie10Fan 143-13Liang 38-Ping 4суточныйдебит(t/d,т/сут)3.2единица суточной добычи(t/m.d.MPa,т/м.с.MПа)0.064предыдущая технологияэта технология0.90.0455.20.168предыдущая технологияэта технология4.70.11324.80.016увеличениепроизводительности скважины1.4221.4871.231128Liang 38- Ping 2Liang 23- Xie36Liang 23-12Liang 38- Ping 7Liang 38- Ping 3Fan 147-9Fan 147-1Gao 424-1Gao 424Chun 48- Xie 17Chun 48- Xie 11Liang 20- Xie31Liang 20- Xie21предыдущая технологияэта технология7.30.0135.90.12предыдущая технологияэта технология0.50.00510.40.012предыдущая технологияэта технология2.20.01150.303предыдущая технологияэта технология20.1794.40.262предыдущая технологияэта технология2.80.1298.30.231предыдущая технологияэта технология1.90.0064.62.129предыдущая технология2.750.828241.0911.6932.03138.52.571Технология биомембраны буровых растворов для защиты резервуаровсредней проницаемости.Что касается резервуаров средней проницаемости, как твердые так жидкие частицы бурового раствора способны привести к повреждениям нефтегазовой залежи.
Рассматривая структуру и функции биомембраны как первоначальной оболочки, был изобретен полимер. Данный полимер способствовал засчет электростатических сил формировал прочную и эластичную мембраннуюструктуру на поверхности породы, в коллекторе средней проницаемости(рис.86), для удерживания твердых и жидких частиц бурового раствора вовнутри нефтегазовой залежи.
Испытания данного метода на практике показали,что ежедневный выход из одной и той же скважине в единичном блоке увеличился более, чем в 1,5 раза (таблица11,12). Буровые растворы приобрели новую высоту в технологии защиты средних инфильтрационных нефтегазовыхрезервуаров.129а)б)в)г)д)е)Рис.86. а) Поверхность фильтровальной бумаги в растровом электронном микроскопе ; б) После нанесения пленки на поверхность фильтровальной бумагив растровом электронном микроскопе; в) Сторона фильтровальной бумаги врастровом электронном микроскопе; г) После нанесения пленки на стороныфильтровальной бумаги в растровом электронном микроскопе; д) Поверхность гор-ной породы в растровом электронном микроскопе; е) После нанесения пленки на поверхность горной породы в растровом электронном микроскопе.Таблица 12. Сравнение эффективности защитной технологии биомембраны идругих технологий на нефтяных скважинахпоказательнефтедобычиm3∙(d∙m∙MPa)-1м3∙(с∙м∙MПа)-1увеличениепоказателинефтедобычи%номерскважинысистема буровогорастворапробныйскинфакторэкспериментальнаяскважинаGuan 2755временная изоляционная технология с помощью защитной пленкой0.010.04871.43/54.84контрастирующаяскважинаGuan 2551другая технология3.550.031/контрастирующаяскважинаGuan 2553другая технология3.260.028/экспериментальнаяскважинаGang 3931временная изоляционная технология с помощью защитной пленкой0.010.8142.11контрастирующаяскважинаGangshen41×1другая технология3.410.51/Gang 3931временная изоляционная технология с помощью защитной пленкой0.026.1863.49особенности конструкции скважиныэкспериментальнаяскважина130контрастирующаяскважинаGang 26-8другая технология3.453.78/экспериментальнаяскважинаZao 76-13временная изоляционная технология с помощью защитной пленкой0.020.634103.21контрастирующаяскважинаZao 74-13другая технология5.330.312/Таблица 13.
Сравнение эффективности защитной технологии биомембраны идругих технологий на нагнетательных скважинахособенности конструкции скважиныпоказательнефтедобычиm3∙(d∙m∙MPa)1 3м ∙(с∙м∙MПа)-1увеличениепоказателинефтедобычи%номерскважинысистема бурового растворапробныйскинфакторэкспериментальнаяскважинаGuan 2352временнаяизоляционнаятехнология спомощью защитной пленкой0.010.46751.85контрастирующаяскважинаGuan 2759другая технология4.620.054/экспериментальнаяGang 49-8скважинавременнаяизоляционнаятехнология спомощью защитной пленкой0.031.11139.22контрастирующаяскважинаGang 49-2другая технология3.910.464/экспериментальнаяскважинаWang 459временнаяизоляционнаятехнология спомощью защитной пленкой0.040.62292.41контрастирующаяскважинаWang 413другая технология5.120.158/131Технология повышения эффективности образования защитной пленкибуровым раствором в высокопроницаемых коллекторахДиаметр пор высокопроницаемых коллекторов относительно большой.Твёрдые и жидкие частицы, находящиеся в буровом растворе, способны проникать в нефтегазовые залежи.
Чтобы проблему предотвратить это нежелательное явление была разработана многослойная композитная структура "кирпич-глина" для защиты нефтегазового пласта(рис.87).Рис.87. Многослойная композитная структура “кирпич-глина”В последующем биоплёнка соединила в себе технологию биомембраны итехнологию идеального наполнения (рис.88). Была изобретена новая технология, основанная на добавление в буровой раствор гранул одинакового размераи полимерных мембран с целью повышения эффективности бурового растворадля резервуаров высокой проницаемости (рис.89).адсорбционнаятеорияобразование плёнкообразователиплёнкообразователь: высокаявязкость и оченьнизкая проницаемостьтеория защитнойплёнкиТеория идеального наполнения«Синергии»подходит длярезервуаров свысокой исверхвысокойпроницаемостьюнепроницаемый«идеальный» барьерРис.88.
Принцип «Синергии»В такой технологии используется техника уменьшения диаметра пор в резервуаре высокой проницаемости, затем на маленькой горловине образуется132биоплёнка. По сравнению с другими технологиями в одном и том же блокесредняя суточная добыча увеличилась в среднем более чем в 2 раза (таблица13).идеальное наполнениебиомембранаРис.89. Схема реализации технологии "Синергии"Таблица 14.
Сравнение эффективности технологии синергии с другими технологиями на нагнетательных скважинах в резервуаре с высокой проницаемостью.индекс нефтеномер кон- толщинатолщинадономертрастирую- нефтегазонефтегазовой бычи(m3/m.MPскважиныщие сквавой зазалежи(m)a)жинылежи(m)м3∙(м∙MПа)-1индекснефтедобычи контрастирующие скважины(m3/m.MPa)3м ∙(м∙MПа)-1увеличениеурожайностиZhong 30Xiegeng53310.50.952Zhong 31Geng 5337.30.4522.11Zhong 32Xie533150.58Zhong 31Xie 5337.30.4521.28Zhong 30Xiegeng52819.10.733Zhong 31Xie52915.30.0858.63Zhong 31Pai 5326.81.103Zhong 31531120.10810.2Zhong 33Pai 52810.80.269Zhong 33Geng 52912.10.2231.2Zhong 35Pai 52810.20.451Zhong 3352614.10.3481.3133Вышеупомянутые три технологии, включающие применение биотехнологии на нефтегазовых месторождений, в совокупности представляют собой новую технологию буровых растворов, которая способна защитить резервуарыразличной проницаемости с различным диаметром пор.
Это не только обеспечивает предотвращение загрязнения нефтегазовых залежей, но и повышаетуровень добычи нефти и газа, тем самым улучшая экономическое состояниенефтепромысловых предприятий. Кроме того, все это указывает на новоенаправление для изучения новых технологий буровых растворов.4.2. Двойные разреженные самоочищающиеся высокоэффективные буровые растворы на водной основе для нефтегазовых скважин в низкопроницаемых пластахВ процессе бурения, обычно, обнаруживаются такие проблемы, как: высокое содержание цемента, большой абразия сопротивления трения, медленная скорость бурения, дестабилизации стенки скважины, высокая себестоимость бурения, низкий объем производства и другие проблемы, которые оказывают отрицательное влияние на эффективность освоения нефтегазовых залежей приуроченных к низкопроницаемым коллекторам.
Для характеристикинизкопроницаемых газовых резервуаров Цзян Гуфнчэн и его команда создалитеорию двойных разрозненных образований на поверхности горных пород вподземных формациях. Кроме того, изобрели новый тип сверхтонкой разреженной буровой жидкости на основе полимера [97,98,99],который может образовывать наноэмульсионные структуры(рис.90) на поверхности ствола скважины и поверхности фильтрационного осадка, уменьшая поверхностную свободную энергию порового пространства ( рис.91), и увеличивая угол для смачивания масла или воды от 90 градусов до более чем 150 градусов(рис.92,93).Также теория применима для обеспечения самоочистки поверхности стволаскважины и поверхности фильтрационного осадка; для уменьшения сопротивления разреженного материала "и защиты нефтяных и газовых слоев, при этом,происходит стабилизация стенок ствола" (табл.
14,15, рис.94). Благодаря эффективному подходу самоочищения, была разработана новая технология дляплотных нефтяных буровых растворов на водной основе. "Высокое трение, повреждение нефтегазовых коллекторов, обвал стенок скважин"-все это являетсятехническими проблемами.134В Китае, Чаде, Казахстане и других странах на 1517 скважинах внедренаописанная выше технология, которую можно рассматривать как "тяжелую артиллерию" в технологии бурения нефтяных и газовых скважин в плотных коллекторах. Средняя скорость бурения увеличилась более чем на 18,5%; стоимость бурового раствора снизилась на 42,3%; средняя производительность одной скважины увеличилась более, чем в 2 раза. Подводя итог, следует заметить,что технология "сверхпрочного самоочищающегося бурового раствора на водной основе", разрабатывается и внедряется с 70 годов 20-го столетия.
Именнов то время были разработаны низкоуглеродистые полимерные растворы. (Примечание: для недиспергируемых полимеров, которые имеют низким содержанием твердых веществ на водной основе, метод диспергирирования не используется, это делается для того, чтобы целевые полимеры бурового раствора неутратили свои качества).aбвгРис.90.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
