Вскрытие и разобщение продуктивных пластов низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири : теоретические основы, промысловый опыт, внедрение

• Автор: Петров, Николай Александрович
• Шифр специальности: 25.00.15
• Научная степень: Докторская
• Год защиты: 2011
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 418 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1 АКТУАЛЬНЫЕ ПРОБЛЕМЫ СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН
НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ
1.1 Причины снижения проницаемости продуктивных пластов
1.2 Характеристика полимиктовых коллекторов Ноябрьской
группы месторождений Западной Сибири
1.3. Улучшение условий вызова притока нефти при открытой
конструкции забоя скважины
1.4 Вопросы повышения качества первичного вскрытия
продуктивных пластов
1.4.1 Область применения растворов на углеводородной основе, анализ
преимуществ и недостатков
1.4.2 Анализ технологии строительства скважин на месторождениях
Западной Сибири
1.4.3. Анализ влияния традиционных методов химобработки и очистки на
свойства буровых растворов на водной основе
1.4.4 Анализ эффективности систем очистки в процессе проводки
нефтяных скважин в Западной Сибири
1.4.5 Улучшение свойств технологических жидкостей путем
модификации химическими реагентами
1.4.5.1 Ингибирование гидратации и диспергирования глин и сланцев
1.4.5.2 Регулирование флокулянтами содержания твердой фазы в
глинистом растворе
1.4.5.3 Применение поверхностно-активных веществ в качестве добавок в
технологические растворы для вскрытия пластов
1.5 Анализ применяемых в Западной Сибири улучшающих
добавок в цементные растворы
1.6 Вопросы повышения эффективности вторичного вскрытия и
освоения продуктивных пластов
1.6.1 Способы перфорации продуктивных пластов
1.6.2 Анализ работ по вторичному вскрытию продуктивных пластов
Ноябрьской группы месторождений
1.6.3 Некоторые аспекты струйного разрушения преград
1.6.4 Анализ опытно-промышленных работ по глушению скважин
обратными эмульсиями на Вынгапуровском и Суторминском месторождениях
1.6.5 Освоение скважин аэрированными растворами
1.7 Вопросы улучшения коллекторских свойств призабойной зоны
пласта и интенсификации притока пластового флюида
1.7.1. Опыт проведения кислотных обработок
1.7.2. Анализ состояния работ по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми
отложениями
1.7.3 Анализ зарубежных реагентов-гелеобразователей, используемых
для приготовления жидкостей гидроразрыва
1.8 Вопросы повышения эффективности ремонтновосстановительных работ
1.8.1 Анализ ремонтно-изоляционных работ
1.8.2 Анализ работ по изоляции негерметичностей резьбовых
соединений обсадных колонн нефтяных скважин
1.8.3 Анализ эффективности методов и материалов, применяемых в
Ноябрьском регионе, для изоляции водопритоков
1.9 Неисследованные направления использования катионных
поверхностно-активных веществ при строительстве скважин
Цель работы и задачи исследований
2 ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧИХ ГИПОТЕЗ И ОБЪЯСНЕНИЕ
МЕХАНИЗМОВ, МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
2.1 Обоснование выбора технологических жидкостей
2.1.1 Обоснование выбора типа промывочной жидкости
2.1.2 Обоснование выбора компонентов растворов на углеводородной
основе и его свойств
2.1.3 Требования к составу и свойствам промывочной жидкости на
водной основе
2.1.4 Недостатки традиционного способа регулирования содержания
глинистой фазы в растворах полимерными ингибиторами-флокулянтами
2.2 Обоснование выбора химических реагентов, повышающих
качество технологических жидкостей
2.2.1 Принципы выбора реагентов специального назначения
2.2.2 Обоснование выбора ингибитора гидратации глин
2.2.3 Обоснование выбора флокулянта
2.2.4 Обоснование выбора поверхностно-активного вещества
2.2.5 Обоснование выбора гидрофобизирующей добавки
2.2.6 Обоснование использования ингибитора сероводородной коррозии
2.3 Обоснование факторов, влияющих на успешность обработок
призабойных зон
2.3.1 Обоснование выбора объема раствора для проведения обработок
продуктивных горизонтов
2.3.2 Обоснование выбора основного геологического фактора,
влияющего на эффективность обработок призабойных зон
2.4. Объяснение и дополнение механизмов физико-химических
взаимодействий в системах
2.4.1 Предполагаемый механизм ингибирования гидратации глин

2.4.4.

Возможный механизм флокулирования глин катионными поверхностно-активными веществами
Прогнозируемый механизм перемен в глинистой корке, кавернах и околоскважинном пространстве в начальный период обработки промывочной жидкости катионоактивными веществами
Вероятный механизм адсорбции водорастворимых катионоактивных азотсодержащих соединений на подложке
Вероятный механизм повышения показателей бурения при обработке промывочной жидкости катионоактивными соединениями
Механизм воздействия флотореагента-оксаль на глинистую корку
Пути совершенствования кольмататора и механизм его взаимодействия с катионоактивным реагентом в буровом растворе
Возможный механизм образования трещин в продуктивном пласте и объяснение наличия нескрепленного песчаника
Пути совершенствования технологических растворов для гидроперфорации, механизм формирования перфорационного канала
Вероятный механизм герметизации трещин защемленными частицами твердой фазы технологических растворов
Возможный механизм поражения второго участка неоднородности призабойной зоны пласта
Механизм увеличения протяженности второго и третьего участков неоднородности призабойной зоны со стороны нагнетательной скважины
Предлагаемое объяснение различающейся устойчивости горных пород гидроразрыву при операциях строительства скважин
Возможный механизм возникновения заколонных перетоков по закольматированной горной породе после кислотных обработок
Механизм формирования водоперетоков через обсадную колонну 115 Концепции совершенствования технологии завершающих стадий строительства скважин
Системная и последовательная концепция качественного вскрытия и обработки продуктивных нефтяных пластов применением во всех технологических жидкостях заканчивания скважин катионоактивных азотсодержащих соединений
Превентивная концепция комплексной борьбы с осложнениями, характерными для начального периода эксплуатации скважин
Комплексная концепция повышения качества заканчивания и ремонтно-восстановительных работ в нефтегазовых скважинах
Адаптированные, усовершенствованные и
разработанные методики
Используемые в экспериментах химические реагенты
Выводы к 2 главе
1.4.5 Улучшение свойств технологических жидкостей путем модификации химическими реагентами
1.4.5.1 Ингибирование гидратации и диспергирования глин и сланцев
Существует много различных химических реагентов и материалов для буровых растворов, которые делят на основные и дополнительные (либо специального назначения). В частности, к последним относятся ингибиторы гидратации (разупрочнения) глинистых пород, флокулянты, поверхностноактивные вещества, гидрофобизаторы, пенообразователи, пеногасители, эмульгаторов, смазочные добавки, ингибиторы коррозии, бактерициды, реагенты для связывания сероводорода и ионов двухвалентных металлов, термостабилизирующие и закупоривающие добавки. Глина является главным компонентом буровых растворов, а глинистые минералы обладают преимущественно гидрофильной поверхностью и способны к сорбции и ионному обмену [41].
В общем случае ингибирование означает защиту какого-либо материала от действия агрессивных компонентов, контактирующих с материалом жидкостей или газов. Ингибирование набухания глин достигается различными путями [1, 42, 43]:
- уменьшением поверхностной гидратации за счет замены катиона обменного комплекса глин менее гидратирующимся;
- преобразованием глинистых минералов и устранением межплоскостной гидратации;
- регулированием процессов осмотического влагопереноса в результате поддержания более высокой концентрации электролита в растворе, чем в проходимых породах;
- модифицированием поверхности глин минералов за счет молекулярного поглощения гидроокисей двух- и трехвалентных металлов;
- адсорбцией пузырьков газа на поверхности глин из газонасыщенных растворов;
- капсулированием глин полимерами;
- гидрофобизированием поверхности глинистых минералов.