автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка составов гидрофобных эмульсий и их применение в условиях сероводородной агрессии

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ "

ГАЗОДОБЫВАЮЩАЯ КОМПАНИЯ "АСТРАХАНЬГАЗПРОМ" ГАЗОПРОМЫСЛОВОЕ УПРАВЛЕНИЕ

На правах рукописи

ПОЛЯКОВ ИГОРЬ ГЕНРИХОВИЧ

РАЗРАБОТКА СОСТАВОВ ГИДРОФОБНЫХ ЭМУЛЬСИЙ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ В УСЛОВИЯХ СЕРОВОДОРОДНОЙ АГРЕССИИ (на примере Астраханского ГКМ)

Специальность: 05.15.10 "Бурение скважин"

Диссертационная работа

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор K.M. Тагиров

Научный консультант: кандидат технических наук А. 3. Саушин

Ставрополь - 1999

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ.........................б

1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА В ОБЛАСТИ ЗАКАШИВАНИЯ

СКВАЖИН И ПРИМЕНЕНИЯ ОБРАТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ

В НЕФТЕГА30ПР0МЫСЛ0В0Й ПРАКТИКЕ............12

1.1. Основные задачи исследования..........22

2.ЛАБОРАТОРНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ПО ПОДБОРУ

РЕЦЕПТУР СПЕЦЩДКОСТЕЙ ДЛЯ УСЛОВИЙ АГКМ.........25

2.1. Методика исследований. Особенности контроля

и регулирования свойств гидрофобных эмульсий . .25

2.2. Подбор рецептуры и основные требования к компонентам гидрофобной эмульсии для

вскрытия продуктивного горзонта.........35

2.3. Лабораторные исследования по выбору консервационной жидкости на основе

гидрофобной эмульсии...............47

2.3.1. Определение поглотительной способности жидкости консервации к сероводороду. ... 53

2.3.2. Исследования коррозионной активности жидкости консервации...........56

2.3.3. Стендовые испытания по изучению влияния жидкости консервации на проницаемость образцов карбонатного керна........59

2.3.4. Эксперементальные исследования блокирующих свойств жидкости консервации........61

2.3.5. Исследование совместимости жидкости консервации с технологическими процессами АГПЗ..............66

2.4. Составы гидрофобных эмульсий

для интенсификации притока газа........68

2.5. Основные результаты лабораторных и

стендовых исследований ............. 78

3. ПРОМЫШЛЕННОЕ ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОФОБНЫХ

ЭМУЛЬСИЙ НА АСТРАХАНСКОМ ГКМ..............79

3.1. Вскрытие продуктивного пласта

с использованием ГЭР..............79

3.2. Применение гидрофобной эмульсии

при консервации скважин............86

3.3. Применение гидрофобной эмульсии в скважинах

с негерметичным затрубным пространством .... 92

3.4. Применение гидрофобных кислотных эмульсий

для интенсификации притока газа ........ 93

3.5. Экономическая эффективность применения гидрофобных эмульсий на Астраханском ГКМ . . . 112

ЗАКЛЮЧЕНИЕ. ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ...........114

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ ............ 117

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИИ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИИ

АГКМ Астраханское газоконденсатное месторождение;

АГП АстраханьГазпром;

АГПЗ Астраханский газоперерабатывающий завод;

Виско ингибитор коррозии;

внпп ингибитор коррозии;

гкм газоконденсатное месторождение;

гпз газоперерабатывающий завод;

ГПУ газопромысловое управление;

гэ гидрофобная эмульсия;

ГЭР гидрофобный эмульсионный раствор;

ДЭА диэтаноламин;

же-7 поглотитель сероводорода;

ИБР известково-битумный раствор;

КМЦ карбоксиметилцелльслоза;

КО клапан-отсекатель;

Кпр коэффициент продуктивности;

т мицеллярная дисперсия;

мк межколонное(пространство);

Нефтехим эмульгатор-стабилизатор;

НКТ насосно-компрессорные трубы;

ПАВ поверхностно-активное вещество;

ПЗП призабойная зона пласта;

ПО подземное оборудование;

Рэм эмульгатор;

РД руководящий документ;

Секан-Газ

Сепакорр

СЖ

СКО

СМВД

СНС

СТП

ТГ

Эком Эмультал

Сх И С2 3 рН тЬ

ингибитор коррозии; ингибитор коррозии; синтетические жирные кислоты; соляно-кислотная обработка; добавка к буровому раствору; статическое напряжение сдвигу; стандарт предприятия; трубная головка; эмульгатор; эмульгатор;

объём работ, выполненный с применением ГЭР, м;

нормативный коэффициент капитальных вложений;

себестоимости единицы продукции;

экономический эффект, тыс.руб.; водородный показатель;

произведение коэффициента пористости на эффективную мощность

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Разработка Астраханского

газоконденсатного месторождения (АГКМ) осложняется целым комплексом горно-геологических факторов, к которым следует отнести высокое содержание сероводорода (до 28 %) в пластовом газе и довольно низкие коллекторские свойства продуктивного пласта.

Необходимость применения оборудования и инструмента в антикоррозийном исполнении импортного производства обусловила высокую стоимость скважин на АГКМ и их сравнительно небольшое количество.

В этих условиях особую актуальность приобретают вопросы, связанные с применением спецжидкостей для первичного вскрытия продуктивного пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа, которые обеспечивали бы максимальное сохранение проницаемости призабойной зоны пласта для получения дебитов, адекватных потенциальным возможностям скважин.

В работе рассмотрено применение гидрофобных эмульсий для вскрытия пласта бурением, временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Первичное вскрытие значительного по мощности пласта с использованием глинистого раствора на водной основе сопровождалось частыми дообработками и дополнительными затратами времени и химреагентов. Кроме того, в результате сильной кольматации коллектора при вскрытии продуктивного пласта бурением на глинистом растворе возникали серьёзные

трудности при последующем освоении скважины. Во многих случаях дебит газа был гораздо ниже величины

потенциального, определённого по комплексу

газогидродинамических и геофизических исследований в сочетании с результатами исследований на контрольном сепараторе.

Наряду с другими, вопросы технологии консервации эксплуатационных скважин на АГКМ представляют исключительную актуальность, так как темпы разбуривания месторождения значительно опережали ввод мощностей по переработке газа. Это привело к длительной консервации значительного количества скважин. За период с 1985 по 1990 г. из 79 законченных бурением 51 скважина находилась в консервации более трёх лет (табл. 1).

Таблица 1

Продолжительность ожидания обустройства скважин

Окончание скважин бурением Продолжительность ожидания обустройства

Год Количество до 1 года до 2 лет до 3 лет более 3 лет

1985 4 1 - 3 -

1986 9 1 8 - -

1987 9 7 2 - -

1988 16 - 1 4 11

1989 19 1 - - 18

1990 22 - - - 22

За 1985-1990 79 10 11 7 51

о. о. О о 100, 0 12, 7 13, 9 8,9 64, 5

Применяемая ранее технологии не обеспечивали надёжной блокировки пласта и не предотвращали поступления сероводород-содержащего газа в ствол и на устье скважины, что провоцировало коррозионные процессы НКТ и представляло значительную опасность при работе обслуживающего персонала.

Из-за наличия на забое и в околоствольной зоне скважины продуктов коррозии и остатков бурового раствора только одна скважина из 25 введеных в эксплуатацию за период 1996-1998 гг. была пущена в работу без предварительных операций по интенсификации притока.

Всё это определило актуальность разработки новых эффективных составов спещсидкостей для заканчивания, временной консервации скважин и повышения их производительности.

Эксплуатация скважин с дебитами, ниже предусмотренных проектом разработки, вызывает необходимость проведения работ по интенсификации притока. В ряде случаев обычные соляно-кислотные обработки (СКО) не приводят к положительному результату, в связи с чем часть скважин выведена из рабочего фонда и простаивала.

Таким образом, актуальность темы диссертационной работы обусловлена практической необходимостью решения вопросов, возникших при строительстве и эксплуатации скважин на АГКМ.

Цель и задачи исследования. Целью работы является сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта для обеспечения высокой производительности скважин в условиях сероводородной агрессии.

Задачи исследования:

1. Разработка составов гидрофобных эмульсий для первичного вскрытия, консервации скважин и интенсификации притока газа.

2. Разработка рациональной технологической схемы проведения работ по интенсификации притока газа.

Научная новизна.

1. Для условий Астраханского ГКМ впервые разработаны:

- рецептура гидрофобного эмульсионного раствора (ГЭР) на основе эффективного эмульгатора нефтехим;

- состав консервационной жидкости на основе мицеллярной дисперсии (МД) с определённым в результате лабораторных исследований оптимальным содержанием ингибитора коррозии Виско;

- составы гидрофобных кислотных эмульсий на основе выявленных наиболее эффективных эмульгаторов с учётом впервые сделанной количественной оценки их адсорбции на карбонатной породе башкирских отложений.

2. Разработан специальный стенд, позволивший на образцах с различной раскрытостыо трещин оценить блокирующие свойства МД.

3. Разработаны рациональная технологическая схема интенсификации притока газа на основе использования гидрофобных кислотных эмульсий и МД в качестве блокирующей жидкости, а также компьютерная программа по оценке эффективности обработок на основании результатов исследований на контрольном сепараторе.

Практическая значимость. Впервые в отечественной практике с применением ГЭР успешно осуществлено первичное вскрытие значительного (до 200 м) интервала продуктивной толщи в условиях аномально высокого пластового давления (К^ = 1,54) и большой концентрации сероводорода и углекислого газа в пластовом флюиде .

Успешно осуществлена временная консервация эксплуатационных скважин в условиях жёсткой сероводородной агрессии.

На АГКМ получила широкое распространение рациональная технологическая схема работ по интенсификации притока газа, включающая обработки с использованием кислотных гидрофобных эмульсий и МД для временной блокировки сильнодренированных интервалов продуктивного пласта, что позволяет повысить дебит скважин до технологически необходимого уровня и ввести в эксплуатацию ранее простаивающие скважины.

Практическая значимость работы подтверждается соответствием её направленности содержанию отраслевых научно-технических программ по Прикаспию и планов НИОКР Предприятия «АстраханьГазпром».

Реализация работы. Результаты проведённых исследований использовались при первичном вскрытии продуктивных карбонатных отложений на скв.67 и 80, в процессе временной консервации скв. 27А, 406 и 466, а также при проведении эмульсионных обработок на целом ряде скважин АГКМ.

Эти результаты легли в основу разработанных стандартов предприятия "Астраханьгазпром" по временной консервации скважин и интенсификации притока газа.

Фактический материал и личный вклад. При подготовке диссертации использованы результаты как собственных исследований, так и фактические материалы производственных организаций отрасли.

При непосредственном участии автора проведены работы по подбору составов гидрофобных эмульсий, разработке рациональной

схемы выполнения операций по интенсификации притока, а также промысловые работы при первичном вскрытии пласта, временной консервации и эмульсионных обработках пласта с применением разработанных составов.

Для обеспечения практического внедрения выполненных разработок автор принимал участие в подготовке стандартов предприятия "Астраханьгазпром" в области консервации скважин и интенсификации притока газа на Астраханском ГКМ.

Апробация работы. Результаты диссертационной работы доложены и обсуждены на НТС РАО "Газпром" "Зашита от коррозии трубопроводов и оборудования" (6-10 апреля 1998 г.), на научно-техническом семинаре в СевКавНИПИгазе (г.Ставрополь, июнь 1998г.), на конференции "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" (Москва, ГАНГ, 27-29 января 1999г.).

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 9 печатных работах.

Объём работал. Диссертационная работа состоит из введения, трёх глав, основных выводов и рекомендаций, библиографии, включающей 75 наименований.

Работа изложена на 125 страницах машинописного текста, содержит 28 таблиц, 11 рисунков.

Автор выражает благодарность за советы и консультации научному руководителю доктору технических наук, профессору K.M. Тагирову и кандидатам технических наук А.З.Саушину, Ю.А. Пуле, Ю.А.Воропаеву, кандидату геолого-минералогических наук В.А. Гри-дину, а также считает своим долгом выразить признательность кандидатам технических наук В.И. Токунову и A.B. Ляшенко, оказавших помощь в работе над диссертацией, работникам газопромыслового управления и предприятия буровых работ за содействие при проведении исследовательских и производственных работ.

1. АНАЛИЗ ОТЕЧЕСТВЕННОГО И ЗАРУБЕЖНОГО ОПЫТА В ОБЛАСТИ ЗАКАНЧИВАЛИЯ СКВАЖИН И ПРИМЕНЕНИЯ ОБРАТНЫХ ЭМУЛЬСИЙ В НЕФТЕГА30ПР0МЫСЛ0В0Й ПРАКТИКЕ

Отечественная и зарубежная нефтегазопромысловая наука и практика убедительно показали, что обеспечение

производительности эксплуатационных скважин, в первую

очередь, зависит от физико-химических процессов, происходящих на контакте бурового раствора или других технологических жидкостей с породой пласта-коллектора и флюидом его насыщающим.

Большой вклад в развитие науки о влиянии этих процессов на продуктивный пласт внесли В.А.Амиян, Г.А.Бабалян,

К.Ф.Жигач, М.И.Липкес, Л.К.Мухин, Г.Т.Овнатанов,

В.А.Сидоровский, А.К.Степаньянц, В.И.Токунов и др.

В категорию спецжидкостей, применяемых при заканчивании скважин и контактирующих с продуктивным пластом в процессе их эксплуатации, за последние 10 - 15 лет вошли, помимо традиционного глинистого раствора, такие спецжидкости, как жидкости для перфорации скважин, составы для изоляции высокопроницаемых интервалов, жидкости для временной блокировки пласта, глушения и консервации скважин.

Каждая из них, в зависимости от выполняемых ею функций, должна удовлетворять определённым требованиям, диктуемым геолого-технологическими условиями конкретного месторождения. В то же время, все они имеют много общих свойств, что и определило появления для данного семейства жидкостей известного термина «спещоадкости».

Для успешного решения проблемы повышения

производительности газовых скважин АГКМ за счёт правильного выбора и разработки новых составов спецжидкостей, проведён анализ публикаций по всему спектру скважинных спецжидкостей, результаты которого и приведены в настоящем разделе работы.

К жидкостям на водной основе, помимо глинистого раствора, относятся жидкости без твёрдой фазы или водные растворы солей (рассолы), а также жидкости на полимерной основе и гелеобразуюцие тампонирующие составы.

Углеводородные системы представлены известково-битумными растворами (ИБР) и гидрофобными эмульсионными растворами (ГЭР) .

Рассмотрим вышеперечисленные системы более подробно для того, чтобы выбрать наиболее подходящую для специфических условий АГКМ. В связи с тем, что крайне отрицательное воздействие на проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП) глинистого раствора достаточно убедительно доказано трудами многих, в т.ч. и отечественных учёных [1-6], в данном обзоре этот вид жидкости не рассматривался.

К положительным моментам технологических жидкостей на основе водных растворов солей следует отнести то, что они не содержат твердой фазы, а, следовательно, седиментационно устойчивы [6] . Однако чистые солевые системы без какой-либо химической обработки хорошо фильтруются, а выпадение при этом в поровом пространстве солей приводит к значительному снижению продуктивности скважины. Так, например, на предприятии «Юганскнефтегаз» применение водных растворов хлористого кальция, кальциевой селитры, поваренной соли и природных рассолов (бишофит) приводило к необратимому снижению

продуктивности скважин из-за глубокого проникновения в пласт фильтрата и отложения минеральных солей в ПЗП [7].

Другим ответственным моментом является влияние растворов солей на интенсивность коррозии обсадных труб. Из таблицы 2, составленной по материалам исследований фирмы «Бароид», можно видеть степень интенсивности коррозии в зависимости от типа соли. Наиболее агрессивной солью является бромистый цинк и другие соли цинка. Поэтому с целью снижения коррозионных процессов водные растворы солей при их использовании в качестве специальных технологических жидкостей должны в обязательном порядке содержать специальные ингибиторы коррозии. Использование рассолов для консервации скважин в условиях отсутствия циркуляции и длительного времени нахождения жидкости в скважине, предъявляет особо жесткие условия к эффективности ингибиторов коррозии.

Что касается применения рассолов при первичном вскрытии продуктивного пласта на этапе заканчивания скважин АГКМ, то по причинам экономического и технологического характера оно было невозможным.

Регулирование реологических и фильтрационных свойств солевых растворов является довольно сложной задачей, особенно для условий высоких температур и давлений. Для этой цели применяются различные крахмалы,