Дополнение с описанием технологий


Гидрофобизация порового пространства прискважинной зоны пласта



Скачать 493.5 Kb.
страница2/3
Дата13.06.2016
Размер493.5 Kb.
1   2   3

1.2.1. Гидрофобизация порового пространства прискважинной зоны пласта


С целью уменьшения капиллярного давления и капиллярно-связанной воды на начальном этапе обводнения рекомендуется проводить гидрофобизацию породы-коллектора ПЗС и изменение характера смачивания порового пространства. Вследствие гидрофобизации капиллярное давление, направленное в сторону несмачивающей жидкости – воды, препятствует ее проникновению, тогда как фильтрационное сопротивление для углеводородов, в небольшой по размерам зоне пласта вокруг скважины уменьшается, что улучшает условия притока нефти, конденсата и газа к скважине и способствует повышению степени извлечения углеводородов.

Основными критериями подбора добывающих скважин для обработки призабойной зоны гидрофобизующими композициями является снижение или отсутствие притока углеводородной продукции из-за внедрения в продуктивные пласты воды и формирования в прискважинной области зоны повышенной водонасыщенности.

Существенным отличием предлагаемых гидрофобизирующих композиций от известных, является использование высокоэффективных неионогенных и катионактивных ПАВ растительного происхождения в виде разбавленных растворов или инвертных эмульсий с повышенным содержанием углеводородной фазы.

Технология гидрофобизации заключается в порционной закачке углеводородных растворов ПАВ в газовую скважину через заданные промежутки времени в режиме неполного глушения скважины. После обработки наблюдается частичное или полное возобновление фильтрационных свойств и увеличение притока углеводородной продукции из пласта, в том числе из низкопроницаемых прослоек. При этом обводненность уменьшается.

Одним из основных моментов при проведении ОПЗ добывающих скважин является адаптация гидрофобизирующих композиций для каждой выбранной скважины. В лабораторных условиях для кернового материала данного пласта конкретного месторождения подбирают состав и концентрацию компонентов в гидрофобизирующей композиции. После приступают к промышленным работам.

1.2.2. Ликвидация водопроявлений облегчёнными суспензиями на водно-органической основе

На заключительной стадии разработки сеноманских залежей в результате значительного снижения текущего пластового давления и высокой проницаемости (до 2 мкм2) отдельных дренируемых пропластков, вскрытых перфорацией протяженностью до 45-55 м, из-за большого превышения гидростатического давления столба цементного раствора и продавочной жидкости над пластовым давлением в процессе проведения водоизоляционных работ традиционным методом происходит полное или частичное поглощение жидкости и цементного раствора. При переводе скважины на вышележащий объект расстояния между прежним и новым интервалом перфорации колеблются от 6–10 м до 89–104 м и в среднем составляет 33 м. Это приводит к необходимости многократной установки цементных мостов, бесконтрольной закупорке поровых каналов необводненной части пласта–коллектора цементным раствором и существенному снижению производительности скважин после освоения.

Предотвращение отрицательных последствий и продление периода безводной эксплуатации достигается созданием расширяющихся облегчённых цементных суспензий (РОЦС) на водно-органической основе.

Водоизоляционные работы проводятся одним агрегатом ЦА-320 при скоростях, не позволяющих производить глушение газовой скважины в процессе порционной закачки РОЦС. Используемые химически активные исходные составы и специфические полимерные материалы по своим свойствам обладают комплексом полезных физико-химических и технологических свойств. К ним относятся хорошая фильтруемость в пласт, селективность проникновения и отверждения, полнота отверждения, высокая адгезия к породе, применимость в скважинах с самыми различными геологическими условиями, простота закачки и другие свойства, обеспечивающие очень широкий диапазон применения составов, их технологическую и экономическую эффективность. Водоизоляционные составы широко испытаны при строительстве байкало-амурской магистрали и доказали свою эффективность при всех видах обводнения.

Технология с использованием предлагаемых составов применима при всех видах обводнения - по прослоям, подошвенном, по негерметичному цементному кольцу,- а также для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и паронагнетательных скважинах. Работы проводятся с подъемом и без подъема внутрискважинного оборудования в скважинах с любым способом эксплуатации.

1.2.3. Закрепление слабо сцементированных пород продуктивного пласта

Как известно, обводнение вызывает резкую потерю устойчивости рыхлых, слабосцементированных коллекторов с образованием на забое и в стволе скважины пробок из твёрдых частиц скелета и цемента горных пород, технологических жидкостей и пластовых флюидов. Поэтому в комлексе РИР актуальной является, особенно на завершающем этапе разработки месторождений, проблема закрепления слабоустойчивых коллекторов.

Нами разработана и предлагается к использованию новая технология закрепления слабосцементированных пород продуктивного пласта сеноманской залежи, предупреждающая вынос песка. Сущность новой технологии состоит в нагнетании в интервал продуктивного пласта, сложенного слабосцементированными песчано-глинистыми породами, инвертной эмульсии на базе газоконденсата или нефтепродуктов, включающей спецреагент с активным мономером, который в пластовых условиях полимеризуется в заданном промежутке времени с прочным закреплением слабосцементированной породы. Сроки объемного отверждения легко регулируются небольшими добавками инициаторов в диапазоне от 1-2 часов до суток. Это выгодно отличает предлагаемую технологию от известных.
1.3. Декольматация ПЗС путем совместного действия комплексообразующих фосфорсодержащих активных сред и переменных давлений в скважине.

Нами разработаны и апробированы на газоконденсатных месторождениях поверхностно-активные композиции, отработана технология их применения. Главными преимуществами разработанных композиций является:



  1. Отказ от традиционных высокоактивных кислот и замена их кислыми солями фосфорной и фосфоновой кислот, которые связывают ионы кальция, железа, алюминия и других поливалентных металлов без осаждения.

  2. Использование оксиэтилированных фосфоновых или фосфатидных кислот, которые наряду с эффективным связыванием ионов Са+2, Fe+3, Al+3 в процессе приготовления и растворения карбонатов и железосодержащих минералов (пирит, сидерит, шамозит и др.), обладают высокой комплексообразующей способностью и предупреждают вторичное осадкообразование.

  3. Использование поверхностно-активных веществ неионного и катионного типов как самостоятельно для очистки прискважинной зоны, ствола скважин и оборудования от остатков технологических жидкостей, так и в композиции с кислыми солями для повышения фильтрации, комплексообразования и предупреждения блокирования пористой среды продуктами реакции, а также облегчения их последующего удаления из ПЗС.

Опытно-промышленные испытания разработанных композиций на многочисленных скважинах показали наивысшую эффективность среди использованных реагентных обработок. С их помощью десятки неработающих скважин переведены в действующий фонд з высокими параметрами продуктивности – 476-1438 тыс.м3/сут. На сотнях низкопродуктивных скважин дебиты увеличились на 19-66 %. При этом температура на устье увеличилась от 7,5-12,5 до 10,8-14,1 оС, устьевые и забойные давления увеличились на 1,2-9,4 атм., а депрессия снизилась на 0,71-10,5 атм. Успешность очистки ПЗС превысила 90 %.

Такая высокая эффективность является результатом не только хорошо подобранных рецептур поверхностно-активных композиций, а й достигнута благодаря ряду технологических прийомов с поддержанием динамического режима ОПЗ. Среди самих важних из них можна виделить:



  1. Предварительное закачивание и выдержку в ПЗС определенного объема 0,05-1,0 %-ных растворов емульсионных композицій ПАВ для растворения АСПО и других органических отложений, а также для очистки скважин от загрязнений буровыми и тампонажными растворами.

  2. Закачиванием в промотую зону скважины поверхностно-активной композиции с продавливанием ее в пласт и обеспечением постоянного движения в поровом пространстве (свабирование) через эжектор газом из суседней скважины или цементировочным агрегатом.

  3. Освение и отработка скважины на факел с использованием 0,05-0,1 %-го раствора катионного ПАВ для удаления продуктов реакции, без выведения на робочий режим.

  4. Завершение процесса очистки прокачиванием подогретых поверхностно-активных композиций в органических растворителях продавливанием их газоконденсатом и последуюшей промывкой ПЗС в режиме репрессия  депрессия цементировочным агрегатом.

  5. Освоение скважин с использованием азотной установки АГ-8 с полным удалением продуктов взаимодействия и стабилизации устьевых параметров.

Таким образом, активные фосфорорганические поверхностно-активные композиции обладают комплексом позитивных свойств. Кислые соли разрушают полимерглинистые образования, поровый и порово-пленочный цемент, не нарушая при этом целостности скелета породы-коллектора, а ПАВ, образуя хелатные комплексы с поливалентными металлами предупреждают вторичное осаждение и облегчают удаление продуктов реакции вместе с загрязнениями из скважины.
1.4. Комплексная технология глушения, освоения и консервации скважин в условиях высокопроницаемых коллекторов и переменных пластовых давлений инвертными дисперсиями (эмульсии, суспензии) плотностью (550÷1450) кг/м3.

1.

Технология реализуется за счет закачивания на забой специальной суспензии, при необходимости утяжеленной кислото-растворимыми карбонатными утяжелителями, при чем гидролиз и последующая клейстеризация происходит при опускании раствора к поглощающему пласту, где с ростом температуры происходит образование густого (до “нетекучести”) геля с заранее заданными параметрами.

Отличие данной технологии заключается в том, что раствор для блокирования призабойной зоны поглощающего пласта набирает необходимую вязкость во время движения в глубину скважины с ростом температуры, или со временем. Порция такого гелевого раствора доходит до продуктивного горизонта и блокирует его, поскольку за счет большой вязкости не проникает в поры коллектора. Раствор большой вязкости легко выталкивается из скважины во время освоения. Продавка может быть осуществлена технической водой или рассолом. В скважину с высоким пластовым давлением, при необходимости может быть закачан утяжеленный раствор, который реализуется дополнительным вводом на поверхности кислоторастворимых карбонатных утяжелителей, - например мела, доломита или измельченного мрамора. Высокая стабильность и термостойкость данного раствора обеспечивается до температуре 1400С.

Преимущества предложенного способа блокирования призабойной зоны поглощающих пластов по сравнению с известными следующие:



  1. - повышение качества блокирования призабойных зон поглощающих пластов;

  2. - снижение трудоемкости работы при блокировании;

  3. - сокращение срока и стоимости ремонта скважины;

  4. - сохранение фильтрационных свойств коллектора за счет непроникновения блокирующего раствора в пласт.

2.

Предлагаемые технологии глушения и освоения скважин в сложных геолого-технических условиях высокопроницаемых коллекторов и аномальных пластовых давлений основаны на использовании полидисперсных инвертных дисперсий (ИД), состоящих из эмульсионного раствора и дисперсного наполнителя в виде газонаполненных и/или цельных стеклянных, алюмосиликатных или полимерных микросфер. Эффект от применения ИД обеспечивается образованием дисперсным наполнителем сводовых перемычек и блокированием поровых каналов продуктивного пласта структурированной инвертной дисперсией микросфер.

Конкретная рецептура ИД подбирается для каждой скважины с учетом предыстории скважины, литологического строения, глубины залегания, петрофизических и коллекторских свойств продуктивных пластов, пластовых давлений, температуры и других факторов. С учётом решаемых задач и состава ИД подразделяются на облегченные (ОИД), которые применяются при низком пластовом давлении и утяжеленные (УИД), использующиеся в скважинах с высоким пластовым давлением.

ОИД предназначены для глушения скважин в сложных геологических условиях высокопроницаемых коллекторов (Кп>30%) и низких или аномально низких пластовых давлениях. На сегодняшний день они являются единственной технологической системой, обеспечивающей надежное и качественное глушение скважин в условиях высокопроницаемых сеноманских газовых и газоконденсатных месторождений Западной Сибири Тюменской области.

Отсутствие фильтрации в пласт ОИД и технологических жидкостей применяемых при ремонте скважин – ключевой фактор при ремонте скважин с дефицитом пластовой энергии. Все современные существующие системы ("Превоцел", УТЖ-VIP, "АФРОНИКС", "Аэроник" и т.п.) основаны на проникающем блокировании порового пространства песчаников в прискважинной зоне пласта. В связи с этим полное деблокирование зоны проникновения затруднено из-за дефицита пластовой энергии. ОИД блокирует поровые каналы по типу сводовых перемычек на входе в пористую среду и заполнения пространства между ними деформируемыми глобулами эмульсий, что исключает фильтрацию жидкостей глушения в поровое пространство.

ОИД обеспечивает максимальный уровень противофонтанной безопасности ремонтных работ так как при применении ОИД обеспечивается циркуляция жидкости в скважине и визуальный контроль уровня жидкости на устье.

ОИД - промывочная жидкость многократного использования. Очистка ОИД от шлама производится стандартными методами с использованием вибросит, сепараторов, центрифуг. Для приготовления ОИД не требуется специального оборудования и дополнительного обучения персонала.

Справедливость указанных преимуществ ОИД подтверждена опытно-промышленными испытаниями технологии глушения на 27 сеноманских газовых скважинах Ямбургского газоконденсатного месторождения с текущими параметрами: пластовое давление в скважинах на момент проведения ремонтных работ - 3-4 МПа, средневзвешенная проницаемость песчаника по газу –1,5 Д. Все скважины успешно заглушены с уровнем жидкости на устье. При этом среднее время глушения скважины составило 6-8 часов. После окончания ремонтных работ скважины освоены методом компрессирования в течение 12-18 ч. Экономический эффект от внедрения ОИД составил от 4 до 8 млн рублей на 1 скв.-ремонт.

Нашими специалистами разработаны и успешно испытаны на трёх неокомских скважинах ЯГКМ (глубина 3290-3306 м) с коэффициентом аномальности Ка=0,48-0,6 эффективные ОИД.

Для глушения ачимовских скважин с высоким пластовым давлением разработаны утяжеленные составы с одновременным переходом на экологически более безопасные биоразлагаемые эмульгаторы-стабилизаторы. Созданы рецептуры УИД, предназначенные для ликвидации поглощений промывочных жидкостей при бурении скважин и вскрытия продуктивных пластов.

Отличительной особенностью УИД является использование цельных микросфер с плотностью 2200-2400 кг/м3, а при плотностях превышающих 1700 кг/м3 - цельных микросфер в сочетании с традиционными утяжелителями.

Комплексная технология включает:


  1. Экологически чистый “Реагент для инвертных эмульсий, суспензий и эмульсионно-суспензионных систем”, совместимый с большинством технологических жидкостей.

  2. Создание на базе “Реагента…” высокоустойчивых нефильтрующихся композиций на маслянной основе с регулированными плотностью в пределах 490-2500 кг/м3 и структурно-реологическими свойствами от легко текучей жидкости до гелеобразной системы.

  3. Высокопроизводительное малогабаритное эжекторно-вакуумное диспергирующее устройство с регулированными рабочими параметрами для быстрого приготавливания устойчивых многокомпонентных систем и облегчения освоения скважин.

  4. Специальную технологию и способ приготовления облегчённых или утяжелённых инвертных дисперсий с заданными свойствами как на основе твердых частиц заданного фракционного состава, так и с использованием полидисперсных материалов и коллоидных систем.

  5. “Способ глушения скважин в условиях низких пластовых давлений” (до 0,15 от гидростатического) или “Способ глушения скважин в условиях аномально высоких пластовых давлений” (до 2,5 от гидростатического) комплексным использованием физических и коллоидно-химических свойств отдельных ингредиентов и композиций на их основе.

  6. Технологию проведения работ на скважине (глушение, консервация) в условиях высоко- и низкопроницаемых коллекторов, низких или аномально высоких пластовых давлений.

  7. Технологию освоения скважин как на стадии ввода в эксплуатацию после бурения, так и после завершения ремонтных работ.

  • КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН НЕФИЛЬТРУЮЩИМИСЯ ИНВЕРТНЫМИ МИЦЕЛЛЯРНЫМИ ДИСПЕРСИЯМИ (ИМД) на растительной масложировой основе позволяет защитить внутрискважинное оборудование от коррозии, предотвратить загрязнение продуктивного пласта фильтратами и частицами твёрдой фазы, способствовать очистке ПЗС от остатков бурового раствора.


1.5. Вторичное вскрытия продуктивных пластов в поверхностно-активных и химически активных кислотных системах регулируемой плотности (490 – 2100 кг/м3) на углеводородной основе.

Детальный учет факторов, снижающих эффективность кумулятивной перфорации, позволил нам предложить несколько вариантов эффективной перфорации и освоения скважин в системах на углеводородной основе.



  1. По первому из них, необходимым условием успешного проведения работ является очистка ствола скважины, резервуаров, манифольда, задвижек и других элементов циркуляционной системы от остатков бурового раствора и использование активных жидкостей перфорации для очистки фильтрационных каналов. Наиболее мягкими по степени воздействия, и в то же время достаточно эффективными среди них, оказались растворы маслорастворимых и водомаслорастворимых поверхностно-активных веществ, которые, благодаря существенному снижению межфазного натяжения на границе раздела с проникшим фильтратом, способствуют его последующему удалению. При этом вместе с жидкостью частично удаляются и твердые кольматанты. Это подтверждено многочисленными лабораторными и промысловыми испытаниями. При перфорации в углеводородном микроэмульсионном растворе таких, специально разработанных ПАВ на растительной основе, снижающих межфазное натяжение до 10-2-10-3 мН/м продуктивность скважин увеличивается в среднем на 18 %. При этом в послеремонтный период эксплуатации не происходит cнижения продуктивности скважин, как это происходило при использовании водорастворимых ПАВ. Напротив, отмечается стабилизация работы скважин, а в отдельных случаях - увеличение дебита во времени, вероятно, вследствие диспергирования частиц-кольматантов при движении в пористой среде и постепенного их выноса из пласта в скважину.

Технология требует строгого учёта предыстории вскрытия пласта, освоения и разработки скважин. Прежде всего это относится к оценке природы и качества технологических растворов, применявшихся ранее при заканчивании скважин и проведении капитальных ремонтов. В случае использования растворов на водной основе, скважину и оборудование предварительно очищают от остатков бурового раствора и продуктов коррозии, а затем производят закачку в пласт органических или водно-органических растворов ПАВ, не образующих устойчивых эмульсий с пластовыми флюидами, но обладающих низким межфазным натяжением на границе раздела с ними. Благодаря этому обеспечивается диспергирование и удаление фильтрата технологических растворов из пласта.

Наряду с этим, перед проведением работ, кроме оценки состава и свойств жидкостей перфорации, необходим тщательный анализ:



  • емкостно-фильтрационных и литолого-фациальных характеристик пласта, его расчлененности;

  • расстояния интервалов, намеченных к перфорации от газонефтеводонасыщенных горизонтов, газонефтяного и газоводяного контактов;

  • состояния обсадной колонны и цементного камня за ней.

  1. В условиях низких пластовых давлений рекомендуется технология проведения прострелочных работ в облегчённых дисперсиях (ОИД) на углеводородной основе.

Отличительной особенностью предлагаемых облегчённых перфорационных сред является:

  • Использование для облегчения инвертных эмульсий высокопрочных (до 180 МПа) газонаполненных микросфер, позволяющих регулировать плотность ОИД в диапазоне 900-500 кг/м3;

  • Регулируемая фильтрация ОИД от 0 до 24 см3/30 мин (в фильтрате только углеводородная среда или тонкодисперсная суспензия);

  • Высокая термическая, агрегативная и седиментационная устойчивость.


1.6. Ликвидация межколонных перетоков и газопроявлений в скважинах с использованием маловязких химически активных реагентов или герметизирующих полимерных растворов на органической основе.

1.

Технология широко опробована в скважинах газовых и газоконденсатных месторождений Украины и получила высокую оценку промысловиков.



Применение технологии обеспечивает:

— высокое качество герметизации межтрубного пространства за счет использования широкого спектра разработанных рецептур.



Преимущества перед аналогами:

  • полное закупоривание каналов малых и средних размеров на достаточную глубину;

  • высокая проникающая способность закупоривающих рецептур;

  • проведение работ без участия бригад капитального ремонта скважин.

Описание технологии

Проведенные исследования показали, что наиболее приемлемым методом исключения межколонных давлений является закачка блокирующих смесей на основе водных растворов солей. Имея большую проникающую способность, насыщенный солевой раствор под действием давления газа проникает в глубь каналов перетока.

Технология ликвидации межколонных давлений разработана на основании лабораторных исследований насыщенных растворов солей получаемых на установке очистки газа и промышленных веществ, а также известных технологий тампонирования скважин.

Выбор закупоривающих смесей зависит от величины и интенсивности межколонного давления. Оптимальный объем определяется размером кольцевого сечения между эксплуатационной колонной и НКТ и составляет 2-2,5 м3.

По результатам исследований наиболее приемлемыми являются смеси "карбонат" и "карбосиликат".

Составы закупоривающих смесей.

Закупоривающие смеси на основе водных растворов солей имеют вязкость воды, что обеспечивает их высокую проникающую способность. Закупорка микроканаллов кристаллами солей объясняется их свойствами. Известно, что растворимость многих солей повышается при повышенных температурах. Эта способность и положена в основу образования закупоривающих смесей

Исследованиями установлено, что глубина проникновения закупоривающей смеси на основании насыщенных солевых растворов зависит от:

- размеров канала;

- разности температур растворов и окружающей среды;

- перепада давления в системе скважина - окружающая среда.

Растворы солей большой концентрации имеют высокую закупоривающую способность при наличии цементного камня и отсутствии притока воды.

Двухкомпонентная смесь "карбонат".

При поступлении в межколонное пространство воды кристаллы соли могут растворяться и возобновлять межколонное давление. В таких условиях необходимо использовать закупоривающую смесь, в которой твердая фаза была бы нерастворима в воде и углеводородах.

Образованная смесь представляет водную тонкодисперстную суспензию.

Многокомпонентная смесь "карбосиликат"

В связи с тем, что смесь "карбонат" имеет низкую вязкость, то поддержание его закупоривающих свойств возможно при постоянном движении раствора и приготовлении его непосредственно у скважины. Эти недостатки устранены в смеси "карбосиликат". Она имеет высокую седиментационную стойкость, что позволяет использовать ее на длительном промежутке времени и приготавливать заранее.

Смесь "карбосиликат" получают путем реагирования растворов солей и силикатов. Полученная смесь имеет гелеподобную суспензионную форму нерастворимых солей, которые кольматируют газопроводящие каналы. Вязкость смеси 20-25 с, что обеспечивает высокую проникающую способность под действием перепада давления.

При большой проницаемости каналов, с целью повышения кольматации, перед закачкой солевых растворов возможно введение наполнителей.



Технология проведения работ на скважинах

Перед началом работ проводят подготовительные и исследовательские операции:

- проверка исправности манометров на фонтанной арматуре и целостность задвижек;

- установление времени удаления межколонного давления стравливанием газа до минимальной величины и набор его до максимальной;

- проведение геофизических исследований с целью установления перетока газа;

- обвязка трубного пространства с цементировочным агрегатом;

- опрессовка обвязки на 1,5-кратное рабочее давление;

- приготовление закупоривающей смеси.

Для приготовления солевого раствора используется цементировочный агрегат (ЦА-320) и транспорт для подвоза материалов и при необходимости паропередвижная установка (ППУ).

После приготовления (объем и температура отвечают заданным условиям) раствор с максимальной скоростью закачивают в затрубное пространство.

Столб жидкости, двигаясь по кольцевому разрезу под действием давления газа проникает в микроканалы закупоривая их. Через 15-20 минут смесь необходимо поднять к устью и дать возможность вновь пройти через дефекты колонны, после чего смесь удаляют из скважины.

Обычно объем смеси составляет 1,5-2 м3.



Результаты внедрений технологии ликвидации межколонных перетоков.

Основными показателями эффективности использования закупоривающих смесей и технологии внедрения служит уменьшение величины межколонного давления (или полное его отсутствие), а также долговечность действия закупоривающей смеси.



Внедрение солевых растворов в качестве закупоривающих смесей работы по ликвидации межколонных давлений проводились на скважинах подземного хранения газа (ПХГ):

На скважинах 7 и 56 Червонопартизанского ПХГ

На скважинах № 140, 142 и 168 Солоховского ПХГ

Внедрение технологии карбонат проведено:

На скважине № 16 Розпашновского ГКМ

На скважине № 1 Южно-Яблуновского ГКМ

На скважине № 52 Машевского ГКМ



Внедрение технологии смеси "карбосиликат":

На скважине № 4 Новотроицкого ГКМ

На скважине № 6 Абазовского ГКМ

Полученные положительные результаты подтверждают возможность использования разработанной технологии и рецептуры при ликвидации межколонных давлений на большинстве газовых и газоконденсатных скважин. Для повышения надежности проводимых работ каждую скважину необходимо исследовать. Определив точное место перетока, наличие цементного камня, время стравливания и набора межколонного давления выбирают методику проведения работ и рецептуру раствора для каждого конкретного случая.



2.

Основываясь на ранее апробированных технологиях ликвидации межколонных перетоков газа с помощью инвертних меловых дисперсий (ИМД), для устранения газопроявлений нами предлагаются новые подходы, которые базируются на использовании микроэмульсий и эмульсионно-суспезионных систем на органической основе с предварительной гидрофобизацией разгерметизированного порового пространства. Технология реализуется в двух вариантах.

По первому из них, после гидрофобизации, тампонирование проводят маловязкими дисперсными системами, целостность и состав которых в затрубном пространстве поддерживаются гелевой висячей пробкой с высокой когезионной прочностью, которая обеспечивает технологичность скользящей заливки и предупреждает загрязнение и кольматацию ПЗС.

По второму варианту, после гидрофобизации, прифильтровую зону заполняют высоковязкой блокирующей тиксотропной инвертной дисперсией (условная вязкость по СПВ – не течет, фильтрация в пластовых условиях – отсутствует), а затрубное пространство заполняют герметизирующей дисперсией под давлением, равным пластовому, с выдержкой в течение 2-5 часов.

Герметизация газопереточных каналов происходит, благодаря низкому межфазному натяжению и высокой проникающей способности тампонирующего материала на органической основе, закупорки их гидрофобизированными частицами твердой фазы-каркаса, размеры которой изменяются от 0,1 до 500 мкм и последующим структурированием дисперсии. Высокая прочность и длительность герметизации обусловлена, на наш взгляд, структурированностью дисперсии и прочностью ее адгезионного контакта с поверхностями как металлических труб, так и порового пространства ПЗС. С другой стороны, благодаря мицеллярной сорбции и солюбилизации воды с поверхности поровых каналов, которые герметизируются, обеспечивается хороший контакт чистой поверхности с герметиком, надежная и длительная герметизация газопроводящих участков хемосорбированными молекулами и структурированной системой с высокой когезионною прочностью.

Предлагаемые герметизирующие дисперсные системы и технология проведения работ обеспечивают:



  • качество и надежность ремонтных работ по восстановлению герметичности скважин;

  • высокую коагуляционную и седиментационную стабильность в температурном диапазоне Туст.- Тзаб.;

  • повышенную морозоустойчивость и сохранение подвижности вплоть до температуры минус 40 оС;

  • антикоррозионную защиту труб и скважинного оборудования;

  • предотвращение загрязнения продуктивного пласта.

Весь технологический цикл восстановления герметичности скважин включает:

  • проведение комплекса геофизических и газодинамических исследований;

  • подготовку скважины к проведению ремонтных работ, определение типа герметизирующей дисперсной системы и её технологических параметров;

  • приготовление ИМД, микроэмульсий и эмульсионно-суспезионных систем на органической основе;

  • проведение предварительной гидрофобизации разгерметизированного порового пространства дисперсной системой с заданными технологическими параметрами;

  • проведение процесса герметизации с использованием ИМД, микроэмульсий и эмульсионно-суспезионных систем на органической основе.

Для приготовления целевых герметизирующих составов используют высокоэффективные термостойкие эмульгаторы-стабилизаторы на растительной основе. В зависимости от требуемой плотности и температуры замерзания технологических систем в качестве водной фазы используют минерализованную воду и высокопрочные облегчающие добавки с плотностью 200-600 кг/м3.

Приготовление ингредиентов и самих герметизирующих дисперсий проводится бригадой КРС непосредственно на скважинах с использованием эжекторно-вакуумных диспергирующих устройств.


1.7. Буровые инвертивные суспензии микросфер для вскрытия продуктивных пластов с аномальными пластовыми давлениями.

Увеличение добычи нефти и газа в значительной степени зависит от качества их строительства, включающего весь комплекс проблем от вскрытия продуктивных пластов в оптимальных условиях, обеспечивающих минимальное нарушение естественной проницаемости призабойной зоны скважин до крепления, вторичного вскрытия и освоения скважин. К сожалению, до сих пор в районах массового бурения, например на месторождении Заполярное, основное внимание уделялось количественным показателям в ущерб качеству строительства скважин. В результате большое количество законченных бурением скважин нуждается в проведении ремонтно-изоляционных работ.

Понятие буровой раствор охватывает все рабочие агенты, используемые для разрушения и удаления выбуренной породы из ствола скважины. Применение научных знаний и инженерных принципов создания буровых растворов на современном этапе состоит в сохранении природных ресурсов, защите окружающей среды от загрязнений, повышении безопасности бурения и снижении стоимости, благодаря экономии времени и материалов ври успешном заканчивании каждой скважины. Возникшие проблемы при разбуривании сеноманских отложений с пластовыми давлениями 0,6-0,3 от нормального гидростатического и ачимовских отложений с высокими пластовыми давлениями (коефициент аномальности 1,5-2,5) привели к поиску новых материалов и созданию на их основе технологических систем, принципиально отличающихся от существующих.

В противоположность используемым глинокарбонатнополимерным растворам на водной основе, которые обеспечивают проходку при значительной депрессии на пласт, предлагаемые нами исключают поглощения и обеспечивают безаварийное вскрытие продуктивного пласта на равновесии. Это достигается введением газонаполненных микросфер необходимой плотности. Использование в буровых растворах газонаполненных полых микросфер позволяет снижать их плотность до 490 кг/м3, а цельных стеклянных микросфер – увеличивать плотность до 1700 кг/м3. Плотность буровых растворов с микросферами легко контролируется. С ними просто и удобно работать как в процессе приготовления, так и при использовании. Они совместимы с очистным и другим скважинным оборудованием. Эти жидкости превосходно выдерживают температурные воздействия, высокие давления и другие агрессивные условия, которые могут иметь место в скважине.

Предлагаемые инвертные дисперсии микросфер относятся к полидисперсным многофазным системам, сохраняющим стабильность и низкие фильтрационные потери в температурном интервале 120-140 оС. При этих температурах, в отличие от многих известных инвертных систем, в фильтрате отсутствует вода. Системы гидрофобны, в связи с чем фильтрат не оказывает разупрочняющего действия на водочувствительные, неустойчивые глинистые и хемогенные отложения и не снижает нефтепроницаемости коллекторов. Инвертные дисперсии обладают высокой агрегативной и седиментационной устойчивостью, хорошими смазывающими и противоприхватными свойствами, антикоррозионным защитным действием внутрискважинного оборудования, предотвращают набухание глинистого цемента и совместимы со всеми пластовыми флюидами. В зависимости от условий применения, они подразделяются на облегченные инвертные дисперсии (ОИД) с регулируемой плотностью в диапазоне (490÷900) преимущественно 600-800 кг/м3, и утяжеленные инвертные дисперсии (УИД) с плотностью (1100÷2500) кг/м3, преимущественно 1700-2100 кг/м3.

ОИД являются альтернативой по отношению к аэрированным буровым растворам. В отличие от последних, ОИД являются однородными, несжимаемыми, стабильными и обеспечивают возможность изменения состава и свойств в процессе бурения. Эти жидкости обеспечивают хорошую стабильность ствола скважины, превосходный вынос породы и снижение вибрации; позволяют бурить на давлении близком к равновесному, сбалансированному давлении, а также на депрессии.

Снижение дифференциального давления обеспечивает:


  • Увеличение скорости проходки

  • Устранение вероятности прихвата бурового инструмента

  • Снижение или устранение потери циркуляции

  • Значительное снижение повреждения коллекторских свойств ПЗС.

Технологические параметры ОИД для бурения в интервале продуктивного пласта 1120-1157 м при пластовом давлении 2,5–3,5 МПа и проницаемости в среднем 0,5 мкм2

Плотность,

кг/м3



Условная

вязкость,

c


Фильтрация

по АНИ,


см3/30мин

Толщина фи­льтрационной

корки, мм



Коэффи­циент

трения


фильтра­ционной

корки


Элек­троста-биль­ность, В

СНС10,

дПа


рН


Реологические параметры

10

с


10

мин


пласти-ческая вязкость,

мПа × с


динамическое

напряжение

сдвига,

дПа


700

48

1,4

0,5

0,15

210

28,0

30,0

7,6

35

98,0

625

375

1,6

0,5

0,15

190

23,9

26,3

7,45

105

119,7

800

106

1,3

0,8

0,18

280

19,2

19,2

6,95

41

110

Наряду с низкой плотностью промывочного раствора, ОИД проявляют неожиданные свойства, в частности, улучшают промывку ствола скважины за счет действия тел, снижающих плотность раствора, как скрубберов, газоочистителей, поглотителей газов и т.п.

Система буровых растворов на основе стекляных микросфер позволяет вскрывать высокопроницаемые продуктивные пласты с проницаемостью до 2,5 Д и раскрытыми трещинами до 3 мм при репрессии 15-20 МПа без потерь и поглощений растворов, дифференциальных прихватов бурильного инструмента и загрязнения коллектора.

Буровые инвертные растворы на основе микросфер обладают по сравнению с известными растворами следующими преимуществами.



  • Благодаря низкой плотности - 500-900 кг/м3, позволяют полностью устранить потери и поглощения раствора в проницаемых горизонтах с коэфициентом аномальности до 0,15. При этом фильтрация раствора в забойных условиях практически не зависит от репрессии и времени контакта раствора с коллектором, что предопределяет минимальную величину скин-эффекта.

  • Непроницаемый барьер формируется твердыми микросферами и глобулами эмульсии "в/м", что полностью исключает возможность дифференциальных прихватов бурильного инструмента.

  • Инвертные дисперсии родственны пластовой углеводородной продукции, благодаря чему не ухудшают коллекторских свойств пласта и не нуждаются в дополнительных мероприятиях по очистке призабойной зоны пласта. При вызове притока и освоении скважины кольматационный барьер легко разрушается и полностью удаляется из пласта при депрессии 0,5-1 МПа.

  • Специфические реологические свойства инвертных дисперсий уменьшают гидродинамические потери давления в скважине при их применении на 20-30 % по сравнению с используемыми обычными растворами. Это способствует уменьшению потерь растворов при вскрытии пластов и уменьшению загрязнения ПЗС.

  • Благодаря малому размеру и высокой прочности микросферы не влияют на работу буровых и центробежных насосов, а также полностью совместимы со всеми типами отечественного и зарубежного оборудования для очистки буровых растворов.

  • В отличие от аэрированных растворов для приготовления инвертных дисперсий не нужны компрессоры высокого давления или другое дорогостоящее оборудование.

  • Инвертные буровые растворы на основе микросфер просты в приготовлении, готовятся непосредственно на буровой с использованием серийного оборудования специалистами средней квалификации.

Для поискового бурения ачимовских скважин с высокими пластовыми давлениями, разработаны утяжеленные составы (УИД). В качестве эмульгатора-стабилизатора предлагаются как выпускаемые промышленностью ПАВ типа Нефтенол, так и разработанные нами экологически чистые биоразлагаемые катионактивные ПАВ на растительной основе. Созданы рецептуры УИД, предназначенные для ликвидации поглощений промывочных жидкостей при бурении скважин и вскрытия продуктивных пластов, примеры свойств которых приведены в таблице.

Технологические параметры утяжелённых буровых растворов

Плотность,

кг/м3



Условная

вязкость,

C


Фильтра­ция по АНИ,

см3/30мин



Толщи­на фи­льтрационной

корки, мм



Коэффи­циент

трения


фильтра­ционной

корки


Элек­троста-биль­ность, В

СНС10,

дПа

рН


Реологические параметры

10

с


10

мин



пласти-ческая вязкость,

мПа с


динамическое

напряжение

сдвига,

дПа


1150

96

2,0

1,5

0,20

262

38,3

38,3

7,15

49

138,9

1715

233

2,0

2,0

0,25

679

67,0

67,0

6,32

141

199

2050

384

4,0

3,5

0,25

340

138,9

138,9

6,24

317

289,3

Отличительной особенностью УИД является использование цельных микросфер с плотностью 2200-2400 кг/м3, а также утяжеляющих твёрдых тонкодисперсных наполнителей, преимущественно карбоната кальция в системах до 1700 кг/м3, и барита при более высоких плотностях.



УИД обеспечивают высокое качество работ при вскрытии продуктивного интервала в условиях коллекторов с высоким пластовым давлением. В отличие от используемых растворов на водной основе, они обеспечивают:

  • регулируемую плотность в пределах (1100÷2500) кг/м3;

  • повышенную устойчивость в температурном интервале от –35 до 140 оС;

  • регулируемые структурно-реологические свойства;

  • регулируемый размер твердых частиц в интервале 0,1-200 мкм;

  • регулируемую условную вязкость по СПВ-5 в диапазоне от 50 с до гелеобразной нетекучей системы;

  • регулируемую адгезию к металлическим трубам и поровому пространству коллектора;

  • устойчивость против разделения фаз;

  • термостабильность до 140 оС;

  • отсутствие или регулируемую фильтрацию;

  • защиту оборудования от коррозии;

  • сохранение фильтрационно-емкостных параметров ПЗС.

Для безаварийного бурения скважины и проведения ремонта без осложнений плотность УИД выбирается из условия создания противодавления на забое скважины на 5-10 % превышающее пластовое давление. Регулирование структурно-реологических свойств УИД производится изменением соотношения фаз углеводородной и водной фаз, а плотности, преимущественно изменением концентрации цельных микросфер и твёрдых утяжелителей.

УИД обеспечивают максимальный уровень противофонтанной безопасности, благодаря легкости регулирования плотности и структурно-реологических свойств в процессе циркуляции.

УИД - жидкость многократного использования. Очистка УИД от шлама производится стандартными методами. Для их приготовления не требуется специального оборудования и дополнительного обучения персонала.
II. Защита газопроводов и оборудования от коррозии.

2.1. Химическая и электрохимическая защита трубопроводов и газопромыслового оборудования от коррозии с использованием ингибиторов коррозии нового поколения, консервационно-смазывающих материалов и защитных полимерных покрытий на растительной основе.

Технология разработана в лабораторных условиях на впервые синтезированных нами материалах на растительной основе. По токсиколого-экологической безопасности превосходит существующие на нефтехимическом сырье в 2,8 – 9,7 раза; по защитному эффекту – в 3-7 раз, по окисляемости и долговечности использования – в 1,6-6,0 раз.



АНТИКОРРОЗИОННОЕ ПОКРЫТИЕ "ХОЛОДНОГО" НАНЕСЕНИЯ

Антикоррозионное покрытие состоит из полимерной грунтовки, клея-расплава и термо-светостабилизированного полиэтилена. Технология приготовления ингредиентов, самого покрытия и его нанесения осуществляется на стандартном промышленном оборудовании. Нанесение разработанных материалов не требует предварительной химической обработки, высушивания трубы и осуществляется при комнатной температуре.

Экструдированое полиэтиленовое покрытие открывает качественно новые возможности антикоррозионной защиты труб по энергосберегающей технологией. Лабораторными и опытно-промышленными исследованиями доказано, что сформированное при 15-30 °С покрытие не уступает лучшим мировым образцам, полученным при 150-220 °С. Адгезия покрытия "холодного" нанесения превышает 7 Н/мм, удельное сопротивление 3,4-1010 Ом/м2, радиус отслаивания менее 2-5 мм, прочность на удар превышает 5 Дж/мм.

АНТИКОРРОЗИОННАЯ ПОЛИМЕРНАЯ ЛЕНТА ХОЛОДНОГО НАНЕСЕНИЯ "ПОЛИЗОЛ"

Антикоррозионное покрытие на основе двухслойной липкой ленты "Полизол" холодного нанесения предназначена для изоляции линейных участков трубопроводов, зоны сварных стыков труб, а также для ремонта изоляции. Покрытие "Полизол" - многослойная конструкция, которая состоит с полимерного основания термо-, светостабилизированного полиэтилена, липкого слоя на основе полимерной композиции и грунтовки. Общая толщина ленты 0,65 мм. Лента используется вместе с полимерной оболочкой "Полизол-О", которая обеспечивает герметичность и устойчивость к действию воды, кислорода, механических повреждений во время ремонтно-укладочных работ, и с грунтовкой "РЕБИТ", которая обеспечивает высокую адгезию к металлу и устойчивость к катодному отслаиванию.

Характерной особенностью ленты "Полизол" является то, что в отличие от аналогичных лент зарубежного производства типа "Поликен" (США), "Нитто" (Япония), "Альтене" (Италия), "Полилен" (Россия) адгезионный слой ленты "Полизол" не имеет в своем составе бутилкаучука, склонного к "стеканию" с трубы под действие давления слоя земли и, как следствие, зарубежные изоляционные материалы теряют свои адгезионные свойства и уже через 3-5 лет требуют ремонта.

ТЕРМОСТОЙКАЯ ЛЕНТА "ТЕРМИЛЕН"

Термостойкая липкая лента холодного нанесения "Термилен" является двухслойным ленточным материалом, который состоит из основного конструкционного слоя на основе радиационносшитого термо-, светостабилизированного полиэтилена и термореактивного адгезионного слоя на основе полимерно-смоляной композиции.

Термостойкая лента "Термилен" предназначена для изоляции высокотемпературных участков газопроводов, обвязки компрессорных станций и других трубопроводов с температурой эксплуатации до +80°С. Лента "Термилен" используется в трьохслойных изоляционных конструкциях, состоящих с термореактивного праймера ПТ-02 и двух слоев ленты. Особенностью такого покрытияявляется способность к совулканизации адгезионного слоя ленты с термореактивным праймером при температуре эксплуатации газопровода, что делает покрытие монолитным и устойчивым к сдвигу под давлением слоя грунта при повышенной температуре.

По защитным и эксплуатационным свойствам покрытие на основе ленты "Термилен" удовлетворяет требованиям ДСТУ 4219 и ГОСТ Р 51164 и не уступает известным аналогам зарубежных фирм.



АНТИКОРРОЗИОННОЕ ПОЛИЭФИРНОЕ ПОКРЫТИЕ "ПЕТОЛ"

Полиэфирное покрытие "ПЕТОЛ" - конструкционный материал, изготавливаемый из полиэтилентерефталата (ПЕТФ), в том числе вторичного, пластификаторов, наполнителей и целевых примесей. Покрытие "ПЕТОЛ" предназначено для противокоррозионной защиты стальных поверхностей, преимущественно нефте- и газопроводов, труб теплотрас водоснабжения и других трубопроводов, котырые эксплуатируются в условиях от минус 40 °С до плюс 60 °С. Покрытие наносится на предварительно загрунтованную металлическую поверхность в виде расплава и используется в комплекте с антикоррозионной грунтовкой ПТ-07 при изоляции подземных трубопроводов или с протекторной грунтовкой ПТ-09 при изоляции подводных трубопроводов соответственно ГОСТ 25812, ГОСТ 9.602, ВСН 008, ДСТУ 4219 и ГОСТ Р 51164.

Особенностью покрытия "ПЕТОЛ" является высокая механическая прочность, высокая биоустойчивость, стабильность к термо-, свето- и гидролитической деструкции в условиях длительной эксплуатации за счет использования в составе покрытия специальных добавок и стабилизаторов гидролитической деструкции. По защитным и эксплуатационным свойствам покрытие "ПЕТОЛ" не уступает известным аналогам на основе полиэфиров, полиуретанов и полиэпоксидов. Благодаря использованию грунтовки ПТ-07 покрытие "ПЕТОЛ" совместимо с другими видами трассовой изоляции трубопроводов.
III. МАСЛА И СМАЗОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ НА РАСТИТЕЛЬНОЙ ОСНОВЕ
3.1. Масла и смазочные материалы нового поколения для надежной работы компрессионных установок газоперекачивающих станций.

Выбор этого направления обусловлен глобальным загрязнением окружающей природной среды, неудовлетворительным биоразложением продуктов на нефтяной основе (10-30 %), всё возрастающим увеличением стоимости нефти и нефтепродуктов. Он основан на комплексном сравнительном исследовании свойств растительных и нефтяных масел. В частности, уступая по окисляемости и коксообразованию, по вязкостно-температурным свойствам, температуре вспышки, содержанию серы и противоизносным характеристикам рафинат рапсового масла превосходит нефтяные масла М-8 и селективной очистки SN 150. Растительные масла характеризуются стабильностью кинематической вязкости и индекса вязкости на протяжении длительных испытаний, тогда как для нефтяных наблюдается снижение индекса вязкости со временем.

Самым серьёзным недостатком растительных масел в чистом виде, является недостаточная термическая и термоокислительная стабильность. Окисление и полимеризация, происходящие в результате каталитического влияния металлов и температуры, ведут к повышению вязкости, кислотных чисел, потемнению, образованию шлама, лака и смол.

С другой стороны, отличные вязкостно-температурные характеристики растительных масел в широком диапазоне напряжений сдвига, позволили установить, что для двутактных двигателей низкая термическая и окислительная устойчивость существенного значения не имеют из-за отсутствия картера и полного сгорания топлива и масла в каждом рабочем цикле. Это и предопределило необходимость замены в двутактных бензиновых двигателях масла М–12ТП (ТУ 38401666–87), в состав которого входит базовое нефтяное масло (96,5%) и детергентно-диспергирующие присадки – ВНИИНП (1,5%), С-5А (1,5%), ТЭФ-3 (0,5%). В современных скоростных двигателях это масло дает на внутренних деталях большое количество высокотемпературных нагаров и низкотемпературных шламов, и, как и всякое нефтяное,- имеет низкое биоразложение – 10-30 %. Из-за замедленного распада оно длительное время находится на поверхности земли и водоемов, создавая неблагоприятные условия для жизнедеятельности живых организмов. Именно из-за этого в ряде стран Евросоюза законодательно запрещена экплуатация транспортных средств, машин и оборудования с использованием нефтяных горюче-смазочных материалов в больших городах, парках и зонах отдыха, лесном и сельском хозяйствах. Здесь уже сегодня широко используются соответствующие синтетические продукты с высокими эксплуатационными свойствами и экологически безопасные горюче-смазочные материалы на базе растительных масел.

Добавлением к рафинированному рапсовому маслу пакета соответствующих присадок нами получено биомасло для двутактных бензиновых двигателей, сравнительный анализ основных физико-химических показателей которого приведен в таблице 1.

Биомасло характеризуется улучшенными смазочными и антизадирними свойствами. По базовым показателям масло 10М-БИО превосходит нефтяное масло М–12ТП и не уступает импортным зарубежным аналогам.

Таблица 1

Физико-химические свойства масел для двухтактных бензиновых двигателей


Название показателей

Значения показателей для масел

Масло 10М-БИО

ТУУ23.2-30084964-005-03



Масло М–12ТП

ТУ 38 401666 – 87



Addinol Biosynth 2TMZ407

Внешний вид, цвет

Жидкость

прозрачная

светло-желтая


Жидкость прозрачная

желтого цвета



Жидкость прозрачная

желтого цвета



Вязкость кинематическая при 100 оС, мм2/с (ГОСТ 33-82)

9,8

11,4

8,4

Индекс вязкости

(ГОСТ 25371–74)



225

90

160

Щелочное число, мг КОН/г

(ГОСТ 11367–76)



1,6

2,45

2,2

Температура застывания, оС

(ГОСТ 20287-74)



– 18

– 15

– 35

Температура вспышки в открытом тигле, С

230

200

200

Ді при осевой нагрузке 292Н, мм (ГОСТ 9490–90)

0,50

0,67

0,59


Коррозионная активность, баллы



2c



Биоразложение по CECL33T 82, %

97

83

82

Добавлением к растительных маслам, преимущественно рапсовому, пакета современных присадок разработаны также, аналогичные зарубежным, составы экологически чистых индустриальных, гидравлических и холодильных биомасел.

В частности, в табл. 2 приведены сравнительные показатели биомасла для гид­равлических систем строительной, дорожной, транспортно-подъемной и другой техники, которая эксплуатируется на открытом воздухе, а также в гидравлических системах металлообрабатывающих станков, прессовом и другом промышленном гидравлическом оборудовании.





Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3


База данных защищена авторским правом ©uverenniy.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница