USD ЦБ — 57,45 +0,13
EUR ЦБ — 67,51 −0,09
Brent — 57,74 −0,31%
вторник 17 октября 18:00

Наука и технологии // Добыча и переработка

Технология интенсификации нефтепритока с применением разглинизирующего агента РР

14 января 2013 г., 13:18Neftegaz.RU3298

В процессе разработки месторождения ряд скважин работает гораздо ниже своих потенциальных возможностей. Это обусловлено рядом причин, но одной из основных - является взаимодействие глинистых минералов и воды.

Естественная проницаемость пласта сохраняется лишь до его вскрытия в процессе бурения и зависит от физико-химического и гранулометрического состава минералов и пластового флюида. Но в процессе вскрытия пласта в него поступает фильтрат промывочной жидкости. Его количество и глубина проникновения, при прочих равных условиях, определяется перепадом давления (репрессия) на пласт в процессе его вскрытия.

Величина репрессии, по промысловым данным, может достигать 15...20 МПа. При этом, фильтрат бурового раствора, проникая в пласт, вызывает набухание глинистых частиц, а также удерживается в пористой среде капиллярными силами и вытесняться из поровых каналов может лишь при значительных перепадах давления, что затрудняет продвижение пластового флюида к забою скважины.

При столь высоких репрессиях глубина зоны проникновения фильтрата может достигать до 10 и более метров.


Это явление называется гидратацией. Возможны два основных механизма адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономолекулярных слоёв воды на плоские поверхности кристаллических решёток частиц и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц.


В тех случаях, когда глинистые отложения, под действием вышележащих слоёв осадочных пород уплотняются, адсорбированная глинистыми минералами вода выжимается вместе с поровой водой. Количество остающейся воды зависит от глубины погружения, типа и объёмной доли глинистых минералов, присутствия обменных катионов и некоторых других факторов. При вскрытии пластов содержащих глинистые отложения, обезвоженная глина начинает адсорбировать воду, увеличиваясь в объёме.

Это явление может вызвать не только закупорку каналов, но и дестабилизировать ствол скважины, что проявляется в виде пластичного течения породы, состоящей преимущественно из натриевого монтмориллонита.


Несколько иной механизм действия, но вызывающий аналогичные явления, может происходить при осмотическом набухании глин.

Сущность его заключается в следующем. Вследствие поверхностной диссоциации глинистых частиц, а также растворения солей, находящихся в породе, между поровой водой, а также водой, взаимодействующей с глиной, возникают градиенты концентраций, которые вводят в процесс гидратации осмотические силы. Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями глин больше их концентрации в основной массе водного раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего расстояние между слоями увеличивается и появляется возможность образования диффузионных частей двойных электрических слоёв.


Помимо фильтрата, твёрдая фаза также проникает в пласт, что приводит к его закупорке. Экспериментально установлено, что при проницаемости 0,38...0,6 мкм2 происходит наибольшая закупорка пор прискважинной зоны пласта и сильно затрудняет вымыв фильтрата и глинистых частиц из пласта в скважину при обратном потоке.

Исходя из вышеизложенного, существуют три варианта химического воздействия на призабойную зону пласта с целью увеличения её проницаемости.

1. Растворение глинистых частиц. Для этого используют различные варианты кислотных и глинокислотных обработок, направленных на растворение глинистых частиц, однако данные составы воздействуют не только на саму глинистую частицу, а и на силикатные цементы.

2. Изменение обменного комплекса. Данные технологии предназначены для предотвращения пептизации глинистых частиц, находящихся в пласте. Для этого используют водные растворы электролитов содержащих ионы К+, NН4+ которые предотвращают набухание глин. Концентрация электролитов в таком растворе должна превышать концентрацию электролитов, содержащихся в пластовой воде. Наиболее оптимально использовать подобные составы для промывки скважин.

3. Разрушение глинистых частиц (разглинизация). Технология разглинизации направлена на разрушение глинистых частиц. В этой технологии используется водный раствор аммонийсодержащего вещества, кислота и катализатор. Механизм реакции заключался в воздействии на кристаллическую решётку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из порового пространства.


Применение разглинизирующего реагента РР

Глины представляют собой высокодисперсные и относительно стабильные минеральные соединения группы водных алюмосиликатов слоистого или слоисто-ленточного строения. Их основу составляют октаэдрические сетки, которые образуют октаэдры, сочленённые боковыми рёбрами. В центре октаэдра Аl(О,ОН)6 располагается катион Аl3+. Вершины октаэдра заняты кислородом или гидроксид ионами.

Иными словами кристаллическая решётка глинистых минералов образуется сочетанием кремнекислотных и кислород-гидроксид-алюминиевых слоёв. Соответственно, удалив или связав атом Аl3+, равновесие в кристаллической решётке глинистой частицы нарушается и она распадается на составные части.


Технология разглинизации направлена на разрушение глинистых частиц.

Механизм реакции заключается в воздействии на кристаллическую решётку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации, уплотнению и легко выносятся из порового пространства.

Интенсификация притока на примере ООО "Кубаньгазпром"

Работы по интенсификации притока в скважинах ООО «Кубаньгазпром» начали проводиться с февраля 2006г. Для интенсификации притока использовалась технология разглинизации призабойной зоны пласта с применением разглинизирующего реагента РР.


Перед началом работ на натуральном керновом материале были проведены исследования различных кислотных составов для определения их эффективности. Исследования проводились на различных составах, включая соляную кислоту и глинокислоту.

На основании проведённых экспериментов были сделаны следующие выводы:

1. Из предложенных составов на основе неорганических кислот и щелочей лучше всего себя показали составы на основе соляной кислоты и глинокислоты. Эти составы традиционно применяются в нефтяной и газовой промышленности под название глинокислота. Достаточно высокие показатели при применении данных составов можно объяснить тем, что они не разрушают структуру глинистой частицы, а растворяют глинистые и силикатные образования, создавая каналы, но время проведения обработки не должно превышать 4-х часов во избежание гелирования продуктов реакции. Данные составы можно использовать для обработки околоствольной зоны пласта, увеличивая её проницаемость с последующим проведением глубокопроникающих обработок с применение органических кислот.

2. Применение щелочных реагентов в заглинизированных коллекторах не допустимо по причине сильной гидратации глин за счёт увеличения меж-плоскостного расстояния в глинистых частицах.

3. Применение водных растворов сульфидного щёлока и бисульфата натрия результатов не дали.

4. Наиболее эффективно показал себя состав на основе разглинизирующего реагента РР в заглинизированных пластах с развитой системой трещин, что и показал эксперимент (Рис.1), когда в искусственно созданной трещиноватой модели после прокачки разглинизирующего состава РР проницаемость выросла в 8,64 раза. В промысловых условиях подобные трещины можно создавать путём периодического создания максимально допустимого давления с последующим его резким сбросом (гидросвабирование).

5. При моделировании условий кольматации призабойной зоны пласта буровым раствором, состав на основе разглинизирующего реагента РР, так же показал свою высокую эффективность, проницаемость образца после его кольматации буровым раствором с последующее прокачкой водного раствора разглинизирующего реагента РР выросла в 5,84 раза (Рис. 2). Проведение данного эксперимента позволяет предположить, что при освоении скважин вышедших из бурения применение данной технологии будет достаточно эффективно.

После проведения экспериментов на керновом материале были проведены промысловые работы на скважинах Кошехабельского, Марковского и Кружиловского месторождений


На Кошехабельском месторождении была проведена закачка 10%-го раствора разглинизирующего реагента РР в объёме 15м3 с выдержкой на реагировании в течение 48 часов. В результате проведённых работ дебит газа увеличился с 4,2 т.м3/сут до 12 т.м3/сут. На Марковском месторождении были проведены обработки на 3 скважинах, закачано по 7м3 7%-го раствора разглинизирующего реагента РР с выдержкой на реагирование 24 часа.

Среднее увеличение дебита составило от 2 до 7 раз. На Кружиловском месторождении были проведены обработки на 4 скважинах, закачано по 4м3 5%-го раствора разглинизирующего реагента РР с выдержкой на реагирование 24 часа. Среднее увеличение дебита составило от 1,5 до 2,5 раз. Дополнительная добыча по обработанным скважинам составила 4,19 млн.м3 газа на сумму 5,95 млн. рублей. В качестве эксперимента для сравнения эффективности технологий, на 1 скважине, была проведена солянокислотная обработка, которая результата не дала.


Выводы:

1. Технология разглинизации с применением разглинизирующего реагента РР показала высокую эффективность при минимальных затратах, т.к. при её реализации, в большинстве случаев не требовалось привлечения бригады КРС или ПРС.

2. При реализации данной технологии не требуется использования жидких кислот, что позволяет отказаться от использования ёмкостей для хранения кислот и кислотных агрегатов.

3. Возможность перевозить в пределах месторождения разглинизирующий реагент РР обычным транспортом и обеспечивать его хранение на любых крытых площадках.

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context