можно ли проводить кислотную обработку в растворе на углеводородной основе руо
Результаты применения растворов на углеводородной основе при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»
31 Мая 2016 В.Г. Конесев, к.т.н., А.Ю. Хомутов (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Проблема качественного вскрытия продуктивных пластов при разработке месторождений на поздних стадиях в условиях близости фронта вытеснения и подошвенных вод становится все более актуальной. Ограниченное применение технологий интенсификации притока методом гидроразрыва пласта (ГРП) вызывает необходимость повышения требований к процессу первичного вскрытия продуктивных пластов, зависящему главным образом от свойств растворов для первичного вскрытия (РПВ). Использование в качестве них растворов на углеводородной основе (РУО) предпочтительно из-за наличия углеводородной составляющей, которая не ухудшает свойства пород-коллекторов [1]. РУО показали эффективность при бурении скважин во многих нефтегазоносных провинциях.
В настоящее время строительство горизонтальных скважин (ГС) большой протяженности предъявляет особые требования к безаварийной проводке. К ним в первую очередь следует отнести необходимый реологический профиль бурового раствора. Ситуация усложняется, когда бурение ГС планируется в зонах аномально высокого пластового давления (АВПД), где наряду с соблюдением общих технологических свойств требуется повышенный удельный вес буровых растворов. Низкое содержание твердой фазы и необходимые реологические параметры при высокой минерализации ограничивают применение буровых растворов на водной основе (РВО). Использование утяжеленных РУО при проводке ГС в указанных зонах позволяет снизить технологические риски, связанные с плохой очисткой ствола и большими коэффициентами трения. Практикой подтверждена эффективность применения РУО при вскрытии гидрофобных коллекторов, что связано с резким снижением фазовой проницаемости для нефти при минимальном увеличении водонасыщенности. В работе [2] показано улучшение показателей эксплуатации скважин участка Ван-Еганского месторождения, при бурении которых применялся РУО, по сравнению с аналогичными показателями при использовании РВО.
В данной статье приведены обобщенные результаты анализа промысловых данных по применению РУО при вскрытии продуктивных пластов в Ноябрьском регионе. С 2012 по 2014 г. на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» пробурено значительное число ГС. Скважины введены в эксплуатацию в основном после интенсификации притока методом ГРП вследствие низких фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов. Наряду с этим около скважин закончены с использованием хвостовиков с фильтровой частью, что связано с ограничением применения ГРП и близостью подошвенных вод.
Для выполнения аналитических исследований в общую выборку были включены скважины, в которых не проводилась интенсификация притока (ГРП, кислотные обработки) и проводка горизонтального ствола проходила без осложнений (33 скважины 11 месторождений). Эффективность применения РУО оценивалась по сравнению с РВО. В качестве критерия оценки эффективности принят коэффициент продуктивности скважин, который определялся на основе запускных параметров. Фактический коэффициент продуктивности сравнивался с прогнозным, рассчитываемым по результатам проводки горизонтальных стволов (толщине пласта, эффективной длине горизонтального ствола, ФЕС и др.). В таблице представлены основные данные по вскрытым продуктивным пластам и коэффициенты продуктивности скважин.
Примечание. Показатель смачиваемости М 0,6 — гидрофильные.
Параметр η для коллекторов с разным характером смачиваемости
Ограничения применения РУО известны, однако на этапах заканчивания и освоения скважин существуют дополнительные риски, связанные с несовместимостью технологических жидкостей на водной основе с РУО. В настоящее время существуют технологические решения, позволяющие снизить эти риски за счет применения в качестве РПВ эмульсионных растворов с обратимым переводом их из инвертной эмульсии в прямую без ухудшения основных технологических свойств [3]. Использование таких систем позволит в ближайшее время провести опытно-промышленные работы при бурении ГС на месторождениях ОАО «Газпром нефть».
Список литературы
1. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. — М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. — С.
2. Использование раствора на углеводородной основе для первичного вскрытия юрских отложений на Ван-Еганском месторождении/С. Андриади, С. Сергеев, Э. Донцов, Р. Сибагатуллин//Новатор. — 2012. — № 6 (52). — С.
3. Эмульсионные буровые растворы — тенденции развития технологии/С.Е. Ильясов, С.Г. Попов, Г.В. Оргомелидзе [и др.]//Территория НЕФТЕГАЗ. — 2011. — № 11. — С.
Углеводородные буровые растворы
ХАРАКТЕРНЫЕ ОТЛИЧИЯ РАСТВОРА НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Такие буровые растворы обладают рядом преимуществ по сравнению с любой системой на водной основе.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ СИСТЕМЫ
Благодаря многочисленным положительным характеристикам углеводородные буровые растворы UNIDRIL нашли широкое применение. Они оптимально подходят для использования:
ОСОБЕННОСТИ И ПРЕИМУЩЕСТВА РУО
Существующая проблема. Рецептура системы UNIDRIL разработана с учетом специфических особенностей применения растворов на углеводородной основе на месторождениях России и в частности Ямала. Многократное повторное использование РУО приводит к накоплению в нем мелкодисперсной коллоидной твердой фазы. Размеры включений не позволяют эффективно удалять их из бурового раствора стандартным оборудованием очистки. Увеличение концентрации мелкодисперсной выбуренной породы приводит к увеличению пластической вязкости системы и способствует возникновению повышенных давлений на насосе и эквивалентной циркуляционной плотности.
Решение. При разработке системы UNIDRIL специалистами компании «АКРОС» было предложено использовать специальный пакет ПАВ и эмульгаторов, которые снижают негативное влияние выбуренной породы. Подобранные добавки должны взаимодействовать с мелкодисперсными твердыми частицами, что способствует предотвращению значительного роста реологических параметров. Данное преимущество позволяет снизить расход минерального масла для поддержания проектных значений пластической вязкости. В качестве дополнительных реагентов для обработки углеводородной системы UNIDRIL применяются:
Она необходима для снижения крутящего момента и нагрузки на крюке при бурении скважин с большим отходом от вертикали.
Буровые растворы изготавливаются из качественных компонентов от проверенных поставщиков. Это гарантирует их эффективность и соответствие заявленным параметрам.
Можно ли проводить кислотную обработку в растворе на углеводородной основе руо
ГОСТ 33697-2015
(ISO 10414-2:2011)
РАСТВОРЫ БУРОВЫЕ НА УГЛЕВОДОРОДНОЙ ОСНОВЕ
Контроль параметров в промысловых условиях
Oil-based drilling fluids. Field testing of fluids characteristics
Дата введения 2017-08-01
Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Обществом с ограниченной ответственностью «Энергосертпродукт» (ООО «Энергосертпродукт») на основе собственного аутентичного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5
2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 12 ноября 2015 г. N 82-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Минэкономики Республики Армения
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 5 июля 2016 г. N 809-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33697-2015 (ISO 10414-2:2011) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 августа 2017 г.
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей.
Международный стандарт ISO 10414-2:2011 разработан международным Техническим комитетом ISO/TC 67 «Материалы, оборудование и морские сооружения для нефтяной и газовой промышленности», Подкомитетом SC 3 «Буровые растворы и растворы для закачивания и цементирования скважин».
Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5-2001 (подраздел 3.6).
Введение
Настоящий стандарт входит в серию стандартов ISO 10414, которая основана на документе API RP 1313-2:2005 «Рекомендованная методика полевых испытаний буровых растворов на углеводородной основе».
Как и для любой другой лабораторной методики, требующей использования потенциально опасных химических веществ и оборудования, ожидается, что пользователь настоящего стандарта прошел соответствующее обучение и получил необходимые знания по использованию и утилизации потенциально опасных материалов. Пользователь несет ответственность за соответствие всем действующим местным, региональным и национальным требованиям в части обеспечения безопасности, охраны труда работников и окружающей среды.
В настоящем стандарте величины, выраженные в единицах Международной системы (СИ), по возможности сопровождаются значениями в традиционной американской системе единиц в круглых скобках, указанными для информации. Эти единицы не всегда представляют собой прямой перевод из единиц СИ в единицы традиционной американской системы и наоборот. При указании значений была учтена точность измерительных приборов. Например, шаг градуировки термометров обычно составляет один градус, поэтому значения температуры были округлены до ближайшего градуса.
Калибровка средства измерений обеспечивает точность измерений. Точность есть степень соответствия измеренного значения величины ее фактическому или истинному значению. Точность связана с прецизионностью или воспроизводимостью измерений. Прецизионность есть степень близости результатов последующих измерений или расчетов к изначальным. Прецизионность характеризуется среднеквадратическим отклонением измерения. Результаты расчетов или измерения могут быть точными, но иметь низкую прецизионность, высокую прецизионность но низкую точность, быть или не быть точными и прецизионными. Результат считается достоверным, если он является точным и прецизионным.
1 Область применения
В настоящем стандарте приведены стандартные методы определения следующих характеристик буровых растворов на углеводородной основе:
a) плотность (масса) бурового раствора;
b) вязкость и предельное статическое напряжение сдвига;
d) содержание нефти, воды и твердых частиц;
e) щелочность, концентрация хлоридов и кальция;
f) электрическая устойчивость;
g) концентрация извести и кальция, концентрации хлорида кальция и хлорида натрия;
h) содержание твердой фазы низкой плотности и утяжелителя.
В приложениях приведены дополнительные методы испытаний или примеры, которые могут быть использованы по усмотрению пользователя для:
— определения прочности на сдвиг (приложение A);
— определения содержания нефти и воды в буровом шламе (приложение B);
— определения активности бурового раствора (приложение C);
— определения анилиновой точки (приложение D);
— определения концентраций извести, солей и твердых частиц (приложение E);
— взятия образцов, контроля и отбраковки (приложение F);
— взятия образцов на буровой площадке (приложение G);
— определения активности бурового шлама (приложение H);
— определения активных сульфидов (приложение I);
— калибровки и верификации стеклянной посуды, термометров, вискозиметров, чашек для реторт и весов для бурового раствора (приложение J);
— тампонирующего аппарата для измерения проницаемости с крышкой, снабженной установочным винтом (приложение K);
— тампонирующего аппарата для измерения проницаемости с резьбовой крышкой (приложение L);
— определения совместимости эластомерных материалов с буровыми растворами не на водной основе (приложение M);
— определения содержания песка в растворах на углеводородной основе (приложение N);
— идентификации и мониторинга оседания утяжелителя (приложение O);
— подготовки отчета по буровому раствору на углеводородной основе (приложение P).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 6709-72 Вода дистиллированная. Технические условия
ГОСТ 9179-77 Известь строительная. Технические условия
ГОСТ 29224-91 (ИСО 386-77) Посуда лабораторная стеклянная. Термометры жидкостные стеклянные лабораторные. Принципы устройства, конструирования и применения
ГОСТ 33213-2014** (ISO 10414-1:2008) Контроль параметров буровых растворов в промысловых условиях. Растворы на водной основе
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 плотность воды (density of water): Плотность 1 г/мл (8,334 фунта/галлон) для деионизированной или дистиллированной воды и 1 г/мл (8,345 фунта/галлон) чистой водопроводной воды.
3.2 струйная потеря (spurt loss): Объем жидкой среды, проходящий через фильтрующую среду до образования осадка на фильтре.
3.3 фунт (pound): Единица измерения традиционной американской системы единиц, используемая для обозначения фунта-массы (веса) в отличие от фунта-силы (сдвигового напряжения).
3.4 объемная масса (относительная) (volumic mass): Безразмерное отношение массы объема рассматриваемого вещества к массе того же объема эталонного вещества, т.е. соотношение их массовых плотностей.
1 В общем случае эталонным веществом является вода.
2 Относительную объемную массу также называют относительной плотностью.
4 Обозначения и сокращения
4.1 В настоящем стандарте используют следующие обозначения:
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продукт
Кислотные обработки скважин предназначены для очистки забоев, призабойной зоны, НКТ от солевых, парафинисто-смолистых отложений и продуктов коррозии при освоении скважины с целью их запуска, а так же для увеличения проницаемости пород. Под воздействием соляной кислоты в породах ПЗС образуются пустоты, каверны, каналы разъедания, вследствие чего увеличивается проницаемость пород, а следовательно и производительность нефтяных (газовых) и приемистость нагнетательных скважин.
Кислотная обработка под давлением применяют с целью продавки кислоты в малопроницаемые интервалы продуктивного пласта. Проводят с применением пакера.
При открытой задвижке затрубного пространства скважины и непосаженом пакере в скважину закачивают кислотный состав в объеме труб и подпакерного пространства, после чего пакером герметизируют затрубное пространство и закачивают кислоту в объеме спущенных труб с максимальным повышением темпа закачки. Затем, не снижая давления, вслед за кислотой прокачивают расчетный объем продавочной жидкости и закрывают задвижку. Скважину оставляют в покое до полного спада или стабилизации давления.
Пенокислотные обработки применяют при значительной толщине пласта и низких пластовых давлениях. В призабойную зону скважины вводя аэрированный раствор кислоты и ПАВ в виде пены. При таких обработках используют кислотный агрегат, компрессор и аэратор. Пенокислотная обработка имеет следующие преимущества:
Ø Кислотная пена медленнее растворяет карбонатный материал, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт.
Ø Кислотная пена обладает меньшей плотностью и повышенной вязкостью, что позволяет увеличить охват воздействием всей продуктивной толщины пласта.
Ø Содержание в пене ПАВ снижает поверхностное натяжение кислоты на границе с нефтью, а сжатый воздух, находящийся в пене, расширяется во много раз при понижении давления после обработки; все это в совокупности способствует улучшению условий притока нефти в скважину и значительно облегчает ее освоение.
Поинтервальные (ступенчатые) обработки нескольких интервалов пласта значительной толщины с целью полного охвата пласта или отдельных продуктивных пропластков.
После обработки первого интервала и кратковременной его эксплуатации, принудительно-направленным способом воздействует интервал, пока полностью не будет охвачена вся толщина пласта. Проводить ступенчатые обработки целесообразно в скважинах после выхода их из бурения или в начальный период эксплуатации.
Растворы на углеводородной основе: понятие, свойства, сфера применения
Дисперсионная среда и дисперсная фаза растворов на углеводородной основе. Преимущества по сравнению с буровыми растворами на водной основе. Область применения, проблема снижения токсичности. Оценка исследования растворов на основе касторового масла.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | лекция |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 04.03.2016 |
| Размер файла | 19,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Растворы на углеводородной основе: понятие, свойства, сфера применения
Дисперсионная среда РУО: дизельное топливо; нефть; углеводородорастворимые ПАВ.
Дисперсная фаза РУО: высокоокисленный битум; гидроокись кальция (CaO); глина, в том числе органобентонит; барит (при необходимости утяжеления РУО); небольшое количество эмульгированной воды.
В настоящее время наиболее распространены ИБР- 2 и ИБР- 4.
РУО по сравнению с буровыми растворами на водной основе имеют целый ряд преимуществ: обладают высокой стабильностью во времени (можно длительно хранить и многократно использовать); инертны в отношении глин и солей; обладают хорошими антикоррозионными и триботехническими свойствами (f = 0,14…0,22, тогда как у растворов на водной основе f = 0,2…0,4); могут утяжеляться любыми стандартными утяжелителями; обладают высокой термостойкостью (до 220-220С); почти не фильтруются в проницаемые пласты, а их фильтрат не оказывает вредного влияния на продуктивные нефтяные горизонты.
Основная область применения РУО: вскрытие продуктивных нефтяных пластов с низким пластовым давлением. Кроме этого, РУО применяют при бурении скважин в условиях высоких положительных и отрицательных (бурение во льдах) забойных температур, а также для проходки соленосных толщ и высокопластичных глинистых пород.
Основной проблемой использования буровых растворов на углеводородной основе (РУО) является их потенциальное отрицательное влияние на окружающую среду, особенно в экологически чувствительных зонах (морские акватории, поймы рек). Особую остроту этой проблеме придает тенденция к ужесточению требований к охране окружающей среды во всем мире.
Проблема снижения токсичности РУО была поставлена за рубежом в конце 70-х годов XX века и ее решение связано с использованием углеводородных жидкостей под объединенным общим названием «минеральные масла». Однако использование минеральных масел не решало до конца проблемы экологической безопасности РУО. Биологическая разлагаемость растворов на их основе не превышала 5%, что не позволило снять ограничения на их сброс в море.
В связи с этим была выдвинута проблема создания биологически разлагаемых буровых растворов на синтетической неводной основе, являющихся альтернативой РУО и обладающих всеми их достоинствами.
Известен эмульсионный буровой раствор, содержащий касторовое масло, не загрязняющий окружающую среду, который представляет собой прямую эмульсионную систему, основой этого бурового раствора является сложный гель, биоразлагаемый в аэробных и анаэробных условиях, содержащий неполярную дисперсионную среду, жидкое полимерное поверхностно-активное вещество ПАВ, в кислой форме, растворенное или диспергированное в указанной неполярной среде, агент для нейтрализации полимерного ПАВ, содержащий от 0,2 до 5 молекул воды на молекулу ПАВ, эмульгатор и/или твердый наполнитель, растворимый или нерастворимый в неполярной среде.
Недостатком этого технического решения является то, что сам гидрофобный (неполярный) гель в качестве промывочной жидкости (согласно патенту US 5858928 А, С 09 К 7/02) не используется, а приготовленный из него буровой раствор является водным, т.е. в основе своей он содержит от 97 до 99,09% воды.
Следовательно, несмотря на его высокую водоудерживающую способность Ф=18-20 см 3 /30 мин по API, выделившаяся влага может гидратировать и разупрочнять водочувствительные горные породы, слагающие стенки скважин, а также вызывать процесс набухания глинистой части скелета, нефтеносного пласта, что ведет к снижению его продуктивности или полной закупорке.
Техническим результатом изобретения является создание экологически безопасного бурового раствора на углеводородной основе (РУО) с требуемыми вязкостными и структурными показателями в широком диапазоне водосодержания путем применения новой широко доступной углеводородной основы.