Обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатных гелей

Старковский, Владислав Анатольевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатных гелей
ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатных гелей"

На правах рукописи УДК 622.276.7:622.245.43

СТАРКОВСКИЙ ВЛАДИСЛАВ АНАТОЛЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОМПОЗИЦИЯМИ НА ОСНОВЕ ЩЕЛОЧНЫХ СИЛИКАТНЫХ ГЕЛЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 8 НОЯ 2013

Москва - 2013

005540099

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П.Крылова (ОАО «ВНИИнефть»),

Научный руководитель:

Жданов Станислав Анатольевич

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Кузнецов Александр Михайлович

доктор технических наук,

заместитель руководителя Экспертно-

аналитической группы ОАО Нефтяная Компания «Роснефть»

Губанов Владимир Борисович

кандидат технических наук,

заведующий лабораторией моделирования пластовых процессов Института Промысловой Химии РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина

Ведущая организация:

Институт проблем нефти и газа Российской Академии Наук (ИПНГ РАН)

Защита диссертации состоится «20» декабря 2013 г. в 10 часов на заседании Диссертационного Совета Д.222.006.01 ВАК Минобрнауки РФ при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П.Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 127422, г. Москва, Дмитровский проезд, д. 10.

Автореферат размещен на интернет-сайтах Минобрнауки РФ http://vak.ed.gov.ru «18» ноября 2013 г. и ОАО «ВНИИнефть» www.vniineft.ru «18» октября 2013 г. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть». Автореферат разослан «19» ноября 2013 г.

И.о. ученого секретаря диссертационного совета, доктор геолого-минералогических наук,

Л. А.Б. Фукс

Общая характеристика работы

В последнее десятилетие сырьевая база нефтедобывающей отрасли изменяется в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых запасов. Высокие темпы добычи нефти из нефтяных залежей с неоднородными коллекторами приводят к быстрому прорыву закачиваемых вод и обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения проектного коэффициента извлечения нефти. При этом значительно ухудшаются технико-экономические показатели разработки нефтяных месторождений. Возникает необходимость ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти, особенно на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений.

В настоящее время существует ряд технологий разработки трудноизвлекаемых запасов: эмульсионные составы, полимерные массы (вязко-упругие составы, сшитые полимерные системы), цементные растворы, гелеобразующие составы (включающие в себя щелочные силикатные гели) и т.п. Однако у многих технологий существует ряд недостатков, таких как многокомпонентность, многостадийность, токсичность или коррозионная активность композиции, невозможность управления процессом образования тампонирующего материала, непродолжительность воздействия, неселективность действия. Одни реагенты не могут использоваться при повышенных температурах, а для других, наоборот, нужна температура не ниже 90 °С.

В связи с вышеизложенным, становится весьма актуальной проблема разработки технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах.

Наиболее перспективными являются композиции на основе щелочных силикатных гелей. Образующийся в результате взаимодействия силиката натрия (жидкого стекла) и кислого агента силикатный гель является хорошим тампонирующим материалом для изоляции притока воды.

В данной работе рассматривается решение проблемы изоляции притока воды в добывающих скважинах на примере нефтяного месторождения Узень, где автор в течение нескольких лет внедрял разработанную технологию селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей. На этом месторождении проблема ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти стоит очень остро, так как это многопластовое месторождение с высокой неоднородностью коллекторов, имеющее сложное геологическое строение.

Цель диссертационной работы - разработка и обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей для повышения эффективности разработки нефтяных месторождений.

Основные задачи исследований

1. Проведение экспериментальных исследований для уточнения влияния концентрации реагентов и модуля жидкого стекла на физико-химические и фильтрационные свойства силикатных гелей.

2. Проведение расчетов для обоснования минимального коэффициента изоляции и объема закачки композиции на основе щелочных силикатных гелей.

3. Обоснование схемы одновременного приготовления и закачки рабочих агентов в промысловых условиях.

4. Анализ результатов внедрения технологии увеличения добычи нефти за счет изоляции притока воды в добывающих скважинах с применением гелеобразующей композиции.

5. Обоснование основных критериев выбора добывающих скважин, определяющих эффективность, применения технологии изоляции притока воды силикатными гелями.

Методы решения поставленных задач

Решение поставленных задач основано на проведении экспериментальных исследований для уточнения влияния концентрации реагентов и модуля жидкого стекла на физико-химические и фильтрационные свойства щелочных силикатных гелей, а также на внедрении технологии изоляции водопритоков в добывающих скважинах нефтяного месторождения и анализе полученных результатов с целью обоснования основных критериев выбора скважин для обработки.

Научная новизна

1. Обоснован механизм селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей.

2. Разработана технология селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах.

3. Установлены критерии выбора добывающих скважин для технологии селективной изоляции притока воды на нефтяных месторождениях со слоисто-неоднородными пластами.

Основные защищаемые положения

1. Технология селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композицией на основе щелочных силикатных гелей, в том числе для ликвидации заколонной циркуляции жидкости перед гидравлическим разрывом пласта (ГРП) и уменьшения негативных последствий неудачного проведения

2. Способ одновременного приготовления и закачки малых объемов рабочих агентов.

3. Критерии выбора добывающих скважин для технологии селективной изоляции притока воды гелеобразующими композициями на нефтяных месторождениях со слоисто-неоднородными пластами.

Практическая ценность работы

1. Разработан способ одновременного приготовления и закачки малых объемов гелеобразующего состава в добывающую скважину.

2. Обоснован удельный объем закачки композиции на основе щелочных силикатных гелей в добывающую скважину.

3. По технологии селективной изоляции притока пластовой воды в добывающих скважинах обработано 187 скважин месторождения Узень. Дополнительно добыто более 150 тыс. т. нефти при сокращении отбора воды более чем на 170 тыс. м3, что отражено в акте внедрения.

4. Повторные обработки добывающих скважин по технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей позволяют последовательно вырабатывать слоисто-неоднородные пласты.

5. Применение технологии изоляции притока воды позволяет ликвидировать заколонную циркуляцию жидкости перед проведением на скважине ГРП, а также снижать негативные последствия после неудачного проведения ГРП.

6. Результаты, внедрения технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на месторождении Узень дают основание рекомендовать данную технологию для нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и её основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета ПФ «ОзенМунайГаз», 2-ом международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». (Россия, Москва, ОАО «ВНИИнефть» им. А.П.Крылова 15-16 сентября 2009 г.), научных семинарах лаборатории и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Публикации

По теме диссертации опубликовано 6 работ, в том числе 5 статей в научно-технических журналах и сборниках трудов, 1 тезисы доклада. 3 работы опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень периодических научных и научно-технических изданий, выпускаемых в Российской Федерации» и рекомендуемых ВАК. Все работы выполнены в соавторстве.

Автор разработал способ одновременного приготовления и закачки малых объемов композиции на основе щелочного силикатного геля; принимал непосредственное участие в разработке технологии селективной изоляции притока воды в нефтяных добывающих скважинах, физико-химических исследованиях композиций на основе щелочных силикатных гелей, фильтрационных экспериментах, опытно-промышленных работах; провел анализ и обобщение результатов экспериментальных и промысловых работ.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы, включающего 115 наименования. Общий объем диссертации составляет 138 страниц, в том числе 6 таблиц, 38 рисунков.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С. А., д.т.н. Петракову А. М., д.т.н. Кряневу Д. Ю., к.х.н. Старковскому А. В., к.т.н. Ненартович Т.Л., к.т.н. Роговой Т. С., Дзюбенко Е. М., к.т.н. Егорову Ю.А., Лебедеву И.А. за большое внимание к работе и оказанное содействие, а также коллективу Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь в подготовке диссертации.

Содержание работы

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, представлена цель и задачи исследований, научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе рассмотрено общее состояние проблемы обводненности продукции добывающих скважин на нефтяных месторождениях на поздней стадии разработки. Высокая обводненность продукции добывающих скважин связана с выработкой в первую очередь наиболее высокопроницаемых прослоев. Для решения данной проблемы имеет огромное значение применение технологий изоляции притока воды по высокопроницаемым прослоям в добывающих скважинах. Рассмотрены различные технологии и используемые химические реагенты для изоляции притока воды в добывающих скважинах.

Важный вклад в развитие и изучение различных аспектов этой проблемы внесли: Алмаев Р. X., Алтунина Л. К., Амиян В. А., Баишев А. Б., Блажевич В.

A., Боксерман А. А., Газизов А. Ш„ Глущенко В. Н., Горбунов А. Т., Девятое В.

B., Жданов С. А., Желтов Ю. В., Ибрагимов Л. X., Кадыров Р. Р., Крянев Д. Ю„ Комисаров А. И., Курочкин Б. М., Маляренко А. В., Мищенко И. Т, Михайлов Н. Н., Поддубный Ю. А., Сидоров И. А., Стрижнев К. В., Сургучев М. Л., Умрихина Е. Н., Хлебников В. Н. и многие другие.

Образование тампонирующего материала достигается с помощью закачки различных химических реагентов в поровое (или трещиноватое) пространство призабойной зоны пласта.

При капитальном ремонте скважин наиболее распространенными методами для изоляции притока пластовой воды по высокопроницаемым прослоям в добывающих скважинах являются способы с использованием цементных и нефтецементных композиций. Эти композиции не обладают селективным действием и требуют дополнительного разбуривания тампонирующего материала и реперфорации, что приводит к частичному разрушению цементного камня.

Более эффективными являются полимерные композиции. Применяют различные модификации полимерных растворов: вязко-упругие составы, сшитые полимерные системы, водонабухающие полимеры и др. В качестве сшивателя в полимерный раствор добавляется вспомогательный компонент -высокоминерализованная пластовая вода, растворы электролитов и др.

Основным недостатком применения растворов на основе полимеров является незначительный начальный градиент сдвига, что со временем приводит к выносу полимерных композиций из пласта.

В качестве изолирующих материалов могут быть использованы эмульсионные композиции, осадкообразующие системы, кремнийорганические соединения, суспензионные составы, водоизолирующие составы на основе синтетических смол, гелеобразующие системы.

Все они имеют как положительные, так и отрицательные качества.

Проведенный анализ технологий изоляции притока воды в добывающих скважинах показал, что наиболее перспективным методом является технология селективной изоляции притока воды композициями на основе щелочных силикатных гелей для нефтяных месторождений, особенно находящихся в

жаркой климатической зоне.

Наибольший практический интерес представляет щелочной гелеобразующий состав с рН больше 7, поскольку он обладает низкой коррозионной активностью.

Анализ литературных материалов выявил недостаточную изученность следующих вопросов:

обоснование объема закачки изолирующего материала на основе жидкого стекла;

методика исследований физико-химических и реологических свойств силикатных гелей;

влияние модуля жидкого стекла и соотношения концентраций жидкого стекла и кислоты на время начала гелеобразования и прочность силикатного геля при различной температуре;

способ одновременного приготовления и закачки малых объемов состава в призабойную зону пласта.

Ранее проведенные немногочисленные промысловые испытания применения силикатных гелей в условиях нефтяных месторождений Западной Сибири показали возможность использования этих составов для изоляции притока воды в добывающих скважинах. Однако недостаточная изученность свойств силикатного геля в зависимости от модуля жидкого стекла ограничивала возможность адаптации технологии в зависимости от конкретной партии жидкого стекла к геолого-промысловым условиям нефтяного месторождения.

На основании вышеизложенного сформулированы основные задачи, решению которых посвящены проводимые исследования.

Во второй главе приведены результаты физико-химических и фильтрационных исследований свойств композиций на основе щелочного силикатного геля.

В основе технологии селективной изоляции притока пластовой воды в добывающие скважины с применением композиций на основе силикатного геля лежит химическая реакция взаимодействия силиката натрия с кислым агентом, при которой выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гелеобразное состояние.

Поскольку более низкой коррозионной активностью обладают щелочные силикатные гели, то было решено исследовать свойства силикатного геля в области рН больше 7.

Свойства силикатного геля определяются его физико-химическими и реологическими характеристиками, которые зависят, как от состава композиции (природы и концентрации компонентов гелеобразующего раствора), так и от внешних условий и коллекторских свойств пласта (пластовой температуры, температуры на устье скважины, минерализации и состава пластовой воды и воды, на которой готовится раствор, типа коллектора, его макронеоднородности, минералогического состава породы коллектора и т.п.).

Факторы, влияющие на свойства гелеобразущего состава:

1. концентрация исходных компонентов,

2. температура,

3. силикатный модуль (мольное отношение 8Ю2 к Ыа20).

При закачке в добывающую скважину тампонирующего состава происходит быстрое нагревание его до пластовой температуры. Поэтому большое значение приобретает точное определение времени начала гелеобразования. На основании данных, показанных на рисунке 1, была усовершенствована методика определения времени начала гелеобразования силикатных гелей. По этой методике все растворы нагревались до заданной температуры, смешивались и помещались в измерительную ячейку реологического прибора для определения времени начала гелеобразования силикатных гелей.

В данной работе исследовалось влияние концентрации компонентов и температуры на время начала гелеобразования силикатного геля (для концентрации силиката натрия в составе 4-5% мае. при различной температуре и модуле 3,1). Установлено, что для 5% мае. концентрации жидкого стекла время гелеобразования в 1,5-2 раза меньше, чем при 4% мае. концентрации при тех же температурах. Повышение температуры также ведет к уменьшению времени гелеобразования, однако поведение кривых для концентрации жидкого стекла в зависимости от температуры различно.

Влияние модуля жидкого стекла на зависимость времени начала гелеобразования силикатного геля от концентрации жидкого стекла и соляной кислоты более детально рассмотрено в диапазоне значений 2,9 - 3,4.

Зависимость времени начала гелеобразования силикатного геля от концентрации жидкого стекла в растворе для различного модуля жидкого стекла при постоянной концентрации соляной кислоты (0,7% мае) и температуре 65°С показана на рисунке 2. Из рисунка видно, что с увеличением модуля жидкого стекла время начала гелеобразования уменьшается, причем максимум времени начала гелеобразования силикатного геля смещается в область повышенных концентраций.

Проведенные исследования физико-химических свойств композиций на основе силикатных гелей позволили рекомендовать следующий состав для фильтрационных исследований: 4% мае. жидкого стекла (модуль 3,1), 0,6% мае. соляной кислоты при температуре 65 °С.

гмпбрашмт, чае 14

Ко! штра ■■! сан ю! к

Рисунок 1 - Зависимость времени начала гелеобразования и прочности образовавшегося геля от концентрации соляной кислоты при температуре 65 °С с предварительным нагревом ячейки и раствора (1) и при комнатной температуре (2)

Рисунок 2 - Зависимость времени начала гелеобразования системы от концентрации жидкого стекла в растворе для различного модуля жидкого стекла (М) при постоянной концентрации соляной кислоты (0,7% мае) и температуре 65 С: 1 - М=2,9; 2 - М=3,1; 3 - М=3,4

Во второй главе также изложены результаты фильтрационных исследований композиций на основе силикатных гелей в пористой среде.

Основная цель экспериментальных фильтрационных исследований заключалась в изучении механизма образования и поведения геля в пористой среде, необходимых для решения следующих задач:

изоляции заколонной циркуляции жидкости водонасыщенных пластов силикатным гелем при пластовой температуре;

изоляции притока воды по водонасыщенным прослоям пласта с остаточной нефтью силикатным гелем при пластовой температуре;

изучение возможности разрушения силикатного геля в нефтенасыщенной пористой среде и восстановление ее проницаемости гидродинамическим путем (повышением градиента давления);

исследование механизма селективной изоляции композицией на основе щелочных силикатных гелей в слоисто-неоднородном пласте.

Для проведения фильтрационных исследований использовалась модернизированная установка фирмы «Core Laboratories».

Фильтрационные исследования проводились на насыпных образцах, с использованием специально приготовленной модели пластовой воды и нефти.

Основными параметрами, по которым определяли эффективность воздействия композиции, являлись:

коэффициент изоляции - степень снижения проницаемости пористой среды после закачки композиции на основе щелочного силикатного геля при различном градиенте давления;

максимальный градиент давления, при котором разрушается

композиция.

Для определения основных параметров была предусмотрена следующая последовательность проведения эксперимента:

определение проницаемости водонасыщенной пористой среды;

насыщение пористой среды нефтью;

определение фазовой проницаемости пористой среды по нефти; вытеснение нефти моделью пластовой воды; определение фазовой проницаемости пористой среды по воде; обратная закачка предоторочки пресной воды в объеме 1 - 3 V пор;

обратная закачка гелеобразующего состава в объеме 0,1 - 3 V пор;

технологическая выдержка в течение 3-х кратного времени начала гелеобразования силикатного геля;

фильтрация воды (нефти) через водонасыщенную (нефтенасыщенную) пористую среду, заполненную композицией, и определение коэффициента изоляции (степени изменения проницаемости по сравнению с начальной).

После технологической выдержки композиции в модели пласта в нее закачивалась модель пластовой воды при фиксированном объемном расходе с дискретным его увеличением, причем на каждом режиме фильтрация продолжалась до установления постоянного давления. В процессе измерения фиксировались расход и соответствующий ему перепад давления, на основании которых определяли проницаемость модели пласта. Коэффициент изоляции определяли как отношение проницаемости модели пласта до закачки в нее композиции к проницаемости после закачки и образования в ней щелочного силикатного геля.

Характеристика исследованных образцов для проведения фильтрационных экспериментов по моделированию фильтрации жидкости представлена в таблице 1. Результаты фильтрационных исследований представлены в таблице 2.

Таблица 1 - Геолого-физическая характеристика исследуемых моделей пласта

Параметры Модели пористой среды

единичная 4-х составная последовательная слоистая

элемент 1 элемент2 элемент 3 элемент 4 нефть вода

Длина, м 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

Диаметр, м 0,03 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02

Коллектор терр. терр. терр. терр. терр. терр. терр.

Пористость, % 20 33 32 30 30 34,5 34,9

Проницаемость по воде, мкм2 0,036 2,6 2,5 2,4 2,4 0,077 1,18

Связанная вода, % - - - 48,2 16,5

Начальная нефтенасыщенность, % - - - - - 51,8 83,5

Проницаемость по нефти при связанной воде, мкм2 - - - - - 0,07 0,914

Остаточная нефтенасыщенность, % - - - - - - 23,9

Проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности, мкм2 - - - 0,511

Исследование изолирующих свойств силикатного геля проводилось на моделях пласта (см. рисунки 3 и 4), геолого-физические характеристики которых представлены в таблице 1.

4 Упор ЗУ пер 2 Упор IV пор

нЛЦ 1 2 Н^Ч 3 |*«Ч 4 Н*-

—направление закачки композиции

Рисунок 3 - Схема последовательно соединенной модели пласта

нефть НД*-

нЬ] вод»

Рисунок 4 - Схема слоистой модели пласта Таблица 2 - Результаты фильтрационных экспериментов на насыпных моделях

модель пористой Параметры моделей

я Текущая проницаемость. мкм" 0.00008 0.00018 0.00032 0.00039 0.00054 -

т 8 Градиент давления, МПа/м 6.4 7.2 8.1 13.2 19.2 -

г Коэффициент изоляции, ед. 431 195 110 89 65 _

ЗЛЄМЄ нт 1 Текущая проницаемость, мкм" 0.42 0.76 1.17 1.91 3.23 5.59 -

Градиент давления, МПа/м 2.8 3.9 5.1 6.2 7.3 8.5 -

Коэффициент изоляции, ед. 1426 789 515 314 186 107 -

■ я X л с н 3 с і е я я 8 а 4 элеме нт 2 Текущая проницаемость. мкм: 0.62 1.31 1.69 2.63 4.09 6.59 -

Градиент давления, МПа/м 1.9 2.3 3.5 4.5 5.8 7.3

Коэффициент изоляции, ед. 970 458 354 228 147 91

элеме нт 3 Текущая 0.97 1.64 2.62 3.61 5.99 9.21

Градиент давления, МПа/м 1.2 1.8 2.3 3.3 4.0 5.1

Коэффициент изоляции, ед. 622 366 229 166 100 65

элеме нт 4 Текущая проницаемость, мкм" 1.46 2.59 3.48 5.09 7.01 11.03

Градиент давления, МПа/м 0.8 1.1 1,7 2.3 3.4 4.3

Коэффициент ИЗОЛЯЦИИ, ед. 411 232 173 118 86 54

я Є я п нефть Текущая проницаемость, мкм" 0.02 0.028 0.03 0.032 0.034 0.04 0.046 0.054

Градиент давления, МПа/м 0.04 0.06 0.12 0.16 0.21 0.35 0.61 1.05

Коэффициент изоляции.ед. 3.7 2.6 2.4 2.3 2.2 1.8 1.6 1.35

вола Текущая проницаемость, мкм" 0.014 0.018 0.024 0.027 0.028 0.031 0.037 0.039

Градиент давления, МПа/м 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.46 0.76 1.46

Коэффициент изоляции, ед. 34.7 27.7 21.4 18.9 18.3 16.5 13.7 13.1

Проведенные физико-химические и фильтрационные исследования позволили сделать следующие выводы:

1. Усовершенствована методика приготовления в лабораторных условиях композиций на основе щелочных силикатных гелей с учетом температурных особенностей добывающих скважин.

2. Физико-химическими исследованиями установлено, что характер поведения композиций на основе щелочных силикатных гелей приготовленных из жидкого стекла с различным модулем (2,9 - 3,4) отличается - время начала гелеобразования уменьшается с увеличением модуля жидкого стекла, причем максимум смещается в область повышенных концентраций жидкого стекла. Соответственно, при проектировании обработки добывающей скважины по технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах с применением композиции на основе щелочных силикатных гелей необходимо учитывать не только концентрации реагентов в композиции, но и модуль силиката натрия (жидкого стекла).

3. Экспериментально установлено, что для водонасыщенных моделей пласта, заполненных композицией (4% мае. жидкого стекла, 0,6% мае. соляной кислоты), начальный градиент давления составляет 0,8 - 6,38 МПа/м, начальный коэффициент изоляции - 411 - 1426, максимальный градиент давления - 4,3 - 19,2 МПа/м, конечный коэффициент изоляции 54 - 107.

4. Градиент давления при фильтрации жидкости через модель пласта зависит от объема прокачанной через модель композиции. Чем больше объем прокачанной композиции, тем больше коэффициент изоляции и градиент давления. Коэффициент изоляции прямо пропорционален объему прокачки композиции.

5. Механизм селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах, заключающийся в том, что при закачке композиции в добывающую скважину часть ее объема проникает в нефтенасыщенный прослой, остальное количество заполняет водонасыщенный прослой. Распределение происходит пропорционально проницаемости прослоев. При освоении скважины силикатный гель, находящийся в нефтенасыщенном прослое удаляется, в то время как в водонасыщенном прослое он сохраняет свои изолирующие свойства.

6. Результаты, полученные при лабораторных исследованиях, позволяют рекомендовать композицию на основе силикатного геля, 4% мае. жидкого стекла (модуль 3,1), 0,6% мае. соляной кислоты для испытания технологии на нефтяном месторождении с терригенным коллектором.

В третьей главе представлено обоснование параметров технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей.

Наиболее важными параметрами технологии изоляции притока воды являются объем закачки тампонирующего материала и получаемый при этом коэффициент изоляции (степень снижения проницаемости).

В основу теоретического обоснования положено известное уравнение Дюпюи для плоскорадиальной фильтрации жидкости.

При наличии вокруг забоя скважины в высокопроницаемом прослое кольцевой зоны с проницаемостью, отличной от проницаемости остальной части пласта, то есть когда прослой состоит из двух зон различной проницаемости, уравнение Дюпюи преобразуется в уравнение (1) [Басниев К.С. и др. Подземная гидромеханика. М., Недра, 1993 г.]

где И - толщина прослоя, м;

Рк — пластовое давление, МПа; Рс - давление на забое, МПа; |! — вязкость жидкости, мПа*с; Як - радиус дренирования скважины, м; гс - радиус скважины, м. к2 - проницаемость пласта, мкм2; к! - проницаемость кольцевой зоны, мкм2; Г1 - радиус кольцевой зоны, м; к2/ к! = А - коэффициент изоляции. В качестве примера взята добывающая скважина с двумя прослоями различной проницаемости без учета влияния нагнетательной скважины. При расчетах приняты следующие значения параметров: пластовое давление — 15 МПа, давление на забое - 9 МПа, радиус кольцевой зоны изоляции -2 м, радиус дренирования добывающей скважины - 200 м.

На рисунке 5 показаны графические зависимости результатов расчетных давлений в пласте на различном расстоянии от скважины при изменении степени снижения проницаемости. Зависимость давления в пласте на различном расстоянии от скважины практически не зависит от степени снижения проницаемости кольцевой зоны изоляции при коэффициенте А > 30. При этом 97% падения давления приходится на эту зону, из них 84,5% приходится на первый метр этой зоны.

(1)

Расстояние от ск-важнны, м

Рисунок 5 - Изменение давления при различном расстоянии от скважины и коэффициенте изоляции кольцевой зоны при Я= 2 м, кривые, соответственно: 1 - А=1; 2 - А=2; 3 - А=10; 4 - А=30; 5 - А=100; 6 - А=1000

Таким образом, можно сделать вывод, что степень изоляции при А=30 является минимальной величиной для изоляционных работ и в то же время первый метр тампонирующего материала должен выдержать падение давления, создаваемого при механизированном способе добычи нефти. Это подтверждает рисунок 6, где представлена зависимость давления в пласте от размера кольцевой зоны при А=30.

Давление, МП я 15,0

13,0

11,0

9,0

0 1 2 3 4 5 6 7

Рясстоиние от скважины, м

Рисунок 6 - Зависимость распределения давления в высокопроницаемой зоне от размера низкопроницаемой кольцевой зоны при ее радиусе Л, м: 1-11= 1; 2-11= 2; 3 -Я= 3; 4-11= 4; 5 - И.= 6

Для расчета объема закачки приготовленной композиции необходимы следующие сведения:

Нд — толщина водонасыщенного прослоя, м;

Од - доля объема закачки в водонасыщенный прослой, д.ед.;

гПд - пористость водонасыщенного прослоя, д.ед.;

1 Ъя --Г 3 I т

Р3 - давление на забое, МПа; Ряд - пластовое давление, МПа; К/>- коэффициент разбавления, принятый равным 2; О/- — максимальный градиент давления в зоне первого метра геля, МПа/м; Объем закачки гелеобразующего состава определяется следующей формулой:

2 я

V = —

Г(Рпл~Рз)Л2

хНвхтвхКР (2)

В качестве примера взята добывающая скважина с двумя прослоями различной проницаемости без учета влияния нагнетательной скважины. При расчетах приняты следующие значения параметров: пластовое давление - 15 МПа, давление на забое - 9 МПа, радиус дренирования добывающей скважины - 200 м, толщина водонасыщенного прослоя —1м, коэффициент приемистости водонасыщенного прослоя - 0,88, пористость водонасыщенного прослоя - 0,2, коэффициент разбавления - 2,0, максимальный градиент давления в первом метре зоны геля - 4,3 МПа/м (коэффициенты разбавления и приемистости водонасыщенного прослоя, а также максимальный градиент давления в первом метре зоны геля взяты на основании результатов фильтрационных исследований).

В результате расчета объем закачки на 1 м водонасыщенного прослоя составил 5,6 м3 композиции на основе щелочного силикатного геля. Соответственно радиус кольцевой зоны в водонасыщенном прослое составил 2,6 м.

На основании выполненных расчетов можно сделать вывод о том, что:

1. Для сохранения изолирующих свойств композиции на основе силикатного геля необходимо соблюдать оптимальные депрессию на пласт и объем закачки композиции.

2. При создании в пласте низкопроницаемой кольцевой зоны с коэффициентом изоляции А > 30 основное падение давления приходится на первый метр этой зоны независимо от ее радиуса;

3. Для уменьшения падения давления, приходящейся на первый метр низкопроницаемой кольцевой зоны, необходимо увеличить радиус этой зоны или уменьшить депрессию в добывающей скважине.

Таким образом, проведенные расчеты позволили обосновать минимальный коэффициент изоляции А > 30. Объем закачки тампонирующего материала определяется свойствами изолирующей композиции и депрессией в добывающей скважине.

В четвертой главе представлен анализ внедрения технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей.

Внедрение технологии было осуществлено на нефтяном месторождении Узень. При проведении работ была использована рекомендованная композиция на основе щелочного силикатного геля: 4% мае. жидкого стекла (модуль 3,1), 0,6% мае. соляной кислоты.

Скважины для проведения промысловых работ по испытанию и внедрению технологии селективной изоляции притока пластовой воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей выбирались на основании следующих параметров:

стабильная работа скважины в течение 3-х месяцев; наличие в пласте прослоев различной проницаемости; наличие остаточных извлекаемых запасов нефти в зоне дренирования скважины,

приемистость скважины должна соответствовать техническим возможностям качающего агрегата при давлении не более 10 МПа;

готовность технического состояния скважины к обработке; по заключению ГИС, из высокопроницаемых прослоев в скважину поступает практически одна вода;

по заключению ГИС, профиль притока и профиль приемистости скважины совпадают.

На основании этих материалов и имеющихся промысловых данных по каждой скважине выяснялась причина обводнения продукции скважины, уточняется объем закачки и концентрация реагентов композиции.

Исходя из специфических условий месторождения Узень (степь и отсутствие источников пресной воды), была специально разработана схема одновременного приготовления и закачки гелеобразующего состава (ГОС) в скважину (рисунок 8).

Предварительно определялась приемистость скважины на пресной воде. Пресная вода одновременно служила разделяющей оторочкой между подтоварной водой и силикатным гелем. Основным преимуществом данной технологии является подготовка композиции непосредственно у скважины путем смешения предварительно разбавленного водой жидкого стекла и разбавленной водой соляной кислоты в промежуточной емкости с одновременной закачкой в скважину насосным агрегатом. Одновременное приготовление и закачка композиции позволяет варьировать концентрацию компонентов гелеобразующего состава в широких пределах в зависимости от приемистости добывающей скважины.

На основании имеющихся промысловых данных выбирались скважины с повышенной обводненностью добываемой продукции по сравнении с соседними. До обработки определялись параметры работы скважины (усредненный дебит по жидкости, нефти, обводненность продукции скважины (более 90%), технический режим скважины за последние три месяца). В выбранных скважинах дебит по жидкости в составлял от 15 до 140 м3/сут, по нефти — от 0 до 5,7 т/сут, количество прослоев в нефтяном горизонте от 1 до 11.

При расчете дополнительной добычи нефти был принят метод «прямого счета», состоящий в следующем:

Перед обработкой скважины определялись базовые параметры работы скважины (дебит жидкости, нефти, обводненность продукции, тип насосного оборудования, глубина спуска и т.п.).

Эффект от проведения мероприятия определялся по приросту дебита нефти после обработки. В качестве базовых дебитов скважины по нефти и жидкости принимались средние дебиты за предыдущие 3 месяца эксплуатации скважины.

После обработки ежемесячно определялись вышеперечисленные параметры работы добывающей скважины и технологическая эффективность обработки. Окончанием эффекта считался последний месяц до момента совпадения текущих параметров работы скважины с базовыми.

При выводе скважины из бездействия в качестве базовых принимаются средние дебиты скважины по нефти и жидкости за 3 предыдущих месяца работы до ввода ее в бездействие.

Средняя планируемая удельная дополнительная добыча нефти составляла 615 т дополнительно добытой нефти. Успешной считалась обработка с количеством дополнительно добытой нефти более 615 т. При оценке успешности обработки скважины сокращение попутно добываемой воды не учитывалось.

В результате обобщения собранных материалов были выделены четыре основные причины обводнения продукции скважин:

прорыв нагнетаемых вод по высокопроницаемому прослою; выработка пласта при подъеме водонефтяного контакта; заколонная циркуляция жидкости; нарушение герметичности эксплуатационной колонны.

Для более корректного анализа полученных результатов скважины по каждой причине обводнения рассматривались отдельно.

В работе анализировались зависимости дополнительной добычи нефти и сокращение отбора воды от различных факторов:

дебит скважины по жидкости до обработки; дебит скважины по нефти до обработки; обводненность добываемой продукции скважин; количество прослоев в нефтяном горизонте; удельный объем закачанного силикатного геля.

По скважинам, имеющим прорыв нагнетаемых вод по высокопроницаемому прослою, было проведено 115 скважино-операций. Суммарная дополнительная добыча нефти по всем скважинам составила 103482 т при сокращении отбора воды на 109852 м3. В среднем дополнительная добыча нефти составила около 900 т на одну скважино-операцию, при сокращении отбора воды на 955 м3.

По скважинам с выработкой пласта из-за подъема водонефтяного контакта было проведено 32 скважино-операции. Суммарная дополнительная добыча нефти по всем скважинам с выработкой пласта составила 29962 т при сокращении отбора воды на 35053 м3. В среднем дополнительная добыча нефти составила 936 т на одну скважину, при сокращении отбора воды на 1095 м3.

С целью ликвидации заколонной циркуляции жидкости сделано 8 скважино-операций. Суммарная дополнительная добыча нефти составила 6626 тонны при сокращении отбора воды на 20355 м3. В среднем дополнительная добыча нефти составила 828 т на одну скважину при сокращении отбора воды на 2544 м3.

Поскольку месторождение Узень эксплуатируется более 40 лет, то достаточно часто промысловые геофизические исследования показывают, что основной приток воды поступает из нарушения эксплуатационной колонны. Для ликвидации нарушения эксплуатационной колонны проведено 32 скважино-операции. Суммарная дополнительная добыча нефти составила 14324 тонны при сокращении отбора воды на 11389 м3. В среднем дополнительная добыча нефти составила 448 тонн на одну скважину, при сокращении отбора воды на 356 м3.

Распределение удельной дополнительной добычи нефти, удельного сокращения отбора воды и количества скважин от обработок скважин, обводнившихся по различным причинам представлено на рисунке 9. Максимальная технологическая эффективность приходится на скважины, причиной обводнения которых является выработка пласта из-за подъема водонефтяного контакта, а минимальная - при изоляции нарушения эксплуатационной колонны. Максимальное сокращение отбора воды приходится на скважины с заколонной циркуляцией жидкости, а минимальное -при изоляции нарушения эксплуатационной колонны. В среднем технологическая эффективность составила 826 тонн дополнительной добычи нефти на одну скважино-операцию при сокращении отбора воды на 945 м3.

пнв вп зиж нэк

Принта обводнения добывающих скважин

количество скважин, шт *^сльяая лоп лооыча нсфш, гскв ■ >ле,тьноесокршиеклг отбора волы, эх3 скв

Рисунок 9 - Распределение количества обработанных скважин, дополнительной добычи нефти и сокращения добычи воды на одну скважино-операцию в зависимости от причины обводнения (ПНВ - прорыв нагнетаемых вод; ВП - выработка пласта; ЗЦЖ - заколонная циркуляция жидкости; НЭК - нарушение эксплуатационной колонны)

Анализ выполненных работ позволил установить критерии выбора скважин для достижения, минимально установленного уровня дополнительной добычи нефти 615 т:

дебит скважины по жидкости до обработки более 30 м3/сут, дебит скважины по нефти до обработки более 0,5 т/сут, обводненность добываемой продукции до обработки менее 98 %, количество прослоев в пласте не менее 2.

Оптимальный объем закачки композиции для скважин с причиной обводнения прорыв нагнетаемых вод составляет 1 - 5 м3/м, с выработкой пласта -4-6 м3/м и при ликвидации заколонной циркуляции жидкости - 4 - 5 м3/м.

Большой практический интерес представляют повторные обработки скважины после ее обводнения с применением композиций на основе щелочных силикатных гелей. Повторно было проведено 15 скважино-операций, из них 1 -по причине выработки пласта и 14 - по причине прорыва нагнетаемых вод.

По данным промысловых геофизических исследований, в первую очередь промывается прослой с максимальной проницаемостью; если изолировать

промытый водой прослой, то будет промываться прослой с меньшей проницаемостью при условии, что гель сохраняет свои изолирующие свойства. Далее, если изолировать прослой с меньшей проницаемостью, будет промываться прослой с еще меньшей проницаемостью. В основном технологическую эффективность определяет дебит жидкости: чем он больше, тем выше дополнительная добыча нефти. Поскольку при повторной обработке дебит скважины по жидкости уменьшается, то не стоит ожидать повышения эффективности относительно первой обработки. Последовательные обработки добывающих скважин силикатными гелями позволяют постепенно вырабатывать прослои с ухудшающимися коллекторскими свойствами.

На двух добывающих скважинах проведены испытания технологии, включающей предварительную изоляцию заколонной циркуляции жидкости с последующим проведением гидроразрыва пласта (ГРП). По данным геофизических исследований, заколонной циркуляции жидкости после обработки не наблюдалось. Результаты представлены в таблице 3, из которой видно, что испытания технологии прошли успешно.

Таблица 3 - Результаты испытания технологии изоляции притока воды и ГРП

№ п/п Интервал, м Параметры работы скважины до изоляции и ГРП Параметры работы скважины после ИЗОЛЯЦИИ и ГРП*

Перфорац ИИ Заколонног о перетока Дебит ЖИДКОСТИ, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводне нность, % Дебит ЖИДКОСТИ, м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводне нность, %

1 1115-1140 1147-1152 10 5,0 40 70 23,5 60

2 1191-1240 1243-1250 10 5,6 33 25 13,8 34

Также проведено успешное испытание технологии селективной изоляции притока воды композициями на основе силикатных гелей в добывающей скважине после ГРП, дополнительная добыча нефти составила 1068 т при сокращении отбора воды на 6659 м3 (таблица 4).

Таблица 4. Результаты испытания технологии изоляции притока воды после ГРП

Интервал, м Параметры работы скважины перед ГРП Параметры работы скважины после ГРП Параметры работы скважины после обработки ГОС

Перфор ации Осн. водо-приток Дебит ЖИДК., м'/сут Дебит нефти, т/сут Обводнен ность, % Дебит ЖИДК., м3/сут Дебит нефти, т/сут Обводнен ность, % Дебит ЖИДК., м'/сут Дебит нефти, т/сут Обводнен ность, %

1204,0 1214,0 1211,5 1213,0 26 16 26 32 0,8 97 25 10,5 50

Таким образом, можно сделать вывод, что технологии изоляции притока воды позволяет проводить изоляцию заколонной циркуляции жидкости перед проведением на скважине ГРП, а также снижать негативные последствия после неудачного его проведения.

Заключение и выводы

1. По результатам физико-химических исследований рекомендован состав для проведения изоляционных работ в добывающих скважинах нефтяного месторождения Узень: 4% мае. жидкого стекла (модуль 3,1), 0,6% мае. соляной кислоты.

2. Фильтрационными исследованиями установлено влияние процесса разбавления композиции при закачке в пористую среду на коэффициент изоляции. Для расчета объема закачки состава в добывающую скважину коэффициент разбавления принят равным 2.

3. Селективность технологии достигается преимущественной изоляцией обводненного прослоя и частичной кольматацией нефтенасыщенного прослоя, из которого гелеобразующий состав удаляется при освоении скважины.

4. Разработана технология селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей и предложен способ одновременного приготовления и закачки малых объемов композиции.

5. Оптимальный объем закачки композиции для скважин с причинами обводнения «прорыв нагнетаемых вод», «выработка пласта» и «заколонная циркуляция жидкости» составляет 4-5 м3/м.

6. На месторождении Узень по технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах выполнено 187 скважино-операций.

В результате проведенных мероприятий дополнительно добыто более 150 тыс. т нефти, при сокращении отбора воды более чем на 170 тыс. м3.

7. Установлены критерии выбора добывающих скважин:

8. Для наиболее полной выработки слоисто-неоднородных пластов рекомендовано проводить повторные обработки добывающих скважин по технологии селективной изоляции притока воды.

9. Применение технологии изоляции притока воды позволяет изолировать заколонную циркуляцию жидкости перед проведением на скважине ГРП, а также снижать негативные последствия после неудачно проведённого ГРП.

10. Полученные результаты внедрения технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на месторождении Узень, дают основание рекомендовать данную технологию для месторождений со слоисто-неоднородными пластами.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Старковский A.B., Старковский В.А. Возможность проведения ГРП после ликвидации заколонной циркуляции в добывающих скважинах гелеобразующими составами на основе жидкого стекла // Сб. науч. тр. ВНИИнефти. - Вып. 135. - М, 2006. - С.101 - 104.

2. Старковский A.B., Старковский В.А. Изоляция притока воды в нефтяных скважинах щелочными силикатными гелями // Нефтяное хозяйство. -2008. - № 9. — С.34 - 36.

3. Старковский A.B., Старковский В.А. Перераспределения фильтрационных потоков на нефтяных месторождениях гелеобразующими составами на основе силиката натрия // Бурение и нефть. - 2009. - №1. - С.34-

4. Старковский A.B., Старковский В.А. Последовательная обработка скважин щелочными силикатными гелями как способ повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. - 2009. -№ 7. - С. 105 - 107.

5. Старковский A.B., Старковский В.А. Изоляция водопритоков в нефтяных скважинах силикатными гелями //Сб. науч. тр. ВНИИнефти. Вып. 140.-М., 2009,-С.99-111.

6. Старковский В.А., Старковский A.B. Селективная изоляция притока воды в добывающих скважинах // 2-ой международный научный симпозиум «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». Тезисы докладов. 15-16 сентября 2009, г. Москва, с.70.

37.

Соискатель

В.А.Старковский

Отпечатано в ОАО «ВНИИнефть», 127422, Москва, Дмитровский проезд, 10 Формат 60x84/16, усл.печ.л. 1,50, тираж 100 экз., заказ № 48

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Старковский, Владислав Анатольевич, Москва

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ВСЕРОССИЙСКИЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ имени академика А. П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть»)

04201450447

На правах рукописи УДК 622.276.7:622.245.43

СТАРКОВСКИЙ ВЛАДИСЛАВ АНАТОЛЬЕВИЧ

ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КОМПОЗИЦИЯМИ НА ОСНОВЕ ЩЕЛОЧНЫХ

СИЛИКАТНЫХ ГЕЛЕЙ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -

Доктор технических наук, профессор,

Жданов С.А.

Москва, 2013

Содержание

Стр.

Введение 5

Глава 1 Методы и технологии изоляции притока воды в

добывающих скважинах 10

Выводы 35

Глава 2 Физико-химические и фильтрационные исследования

свойств композиций на основе щелочных силикатных гелей 36

2.1 Физико-химические исследования 36

2.1.1 Методика приготовления гелеобразующих составов 37

2.1.2 Исследование состава и свойств гелеобразующих

композиций 40

2.2 Фильтрационные исследования свойств композиций на основе

силикатных гелей в пористой среде 51

2.2.1 Методика проведения исследований и экспериментальное

оборудование для проведения испытаний 51

2.2.2 Результаты экспериментальных исследований по изучению

фильтрационных характеристик пористой среды, заполненной

композицией на основе щелочных силикатных гелей 56

Выводы 62

Глава 3 Обоснование параметров технологии селективной

изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями

на основе щелочных силикатных гелей 64

3.1 Влияние снижения проницаемости и величины кольцевой зоны

изоляции на распределение давления в пласте с гидродинамически

несвязанными прослоями 66

3.2 Влияние величины депрессии на распределение давления в

пласте 71

3.3 Расчет радиуса низкопроницаемой кольцевой зоны 73

Выводы 74

Глава 4 Анализ внедрения технологии селективной изоляции

притока воды в добывающих скважинах композициями на основе

щелочных силикатных гелей 75

4.1 Характеристика технологии селективной изоляции притока воды

в добывающих скважинах композициями на основе щелочных

силикатных гелей 76

4.2 Разработка технологии одновременного приготовления и

закачки композиции 77

4.3 Результаты промысловых испытаний технологии селективной

изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на

основе щелочных силикатных гелей 80

4.3.1 Изоляция притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за прорыва нагнетаемых вод по

высокопроницаемому прослою 82

4.3.2 Изоляция притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за выработки пласта при подъеме водо-

нефтяного контакта 91

4.3.3. Изоляция притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за заколонной циркуляции жидкости 98

4.3.4. Изоляции притока воды в добывающих скважинах,

обводнившихся из-за негерметичности эксплуатационной

колонны 102

4.3.5 Повторное применение технологии изоляции притока воды в

добывающих скважинах, обводнившихся по причине прорыва

нагнетаемых вод по высокопроницаемому прослою 110

4.3.6 Применение технологии изоляции притока воды в

добывающих скважинах до и после гидравлического разрыва

пласта 117

Выводы 119

Заключение и выводы 122

Литература 124

Введение

В последнее десятилетие сырьевая база нефтедобывающей отрасли изменяется в сторону увеличения трудноизвлекаемых запасов. Высокие темпы добычи нефти из нефтяных залежей с неоднородными коллекторами приводят к быстрому прорыву закачиваемых вод и обводнению добываемой продукции скважин задолго до достижения проектного коэффициента извлечения нефти. При этом значительно ухудшаются технико-экономические показатели разработки нефтяных месторождений. В связи с этим возникает необходимость ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти, особенно на поздней стадии эксплуатации нефтяных месторождений.

В настоящее время данную проблему решают с помощью различных технологий: эмульсионные составы, полимерные массы (вязко-упругие составы, сшитые полимерные системы), цементные растворы, гелеобразующие составы (включающие в себя щелочные силикатные гели) и т.п. Однако у многих технологий существует ряд недостатков таких, как многокомпонентность, многостадийность, токсичность, коррозионная активность композиции, невозможность управления процессом образования тампонирующего материала, непродолжительность воздействия, неселективность действия. Одни реагенты не могут использоваться при повышенных температурах, а для других наоборот нужна температура не ниже 90 °С.

В связи с вышеизложенным, проблема разработки технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах становится весьма актуальной.

Наиболее перспективными являются композиции на основе щелочных силикатных гелей. Образующийся в результате взаимодействия силиката

натрия (жидкого стекла) и кислого агента силикатный гель является хорошим тампонирующим материалом для изоляции притока воды.

В данной работе решение проблемы изоляции притока воды в добывающих скважинах рассматривается на примере нефтяного месторождения Узень, где автор в течение нескольких лет внедрял разработанную технологию селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах композициями на основе щелочных силикатных гелей. На этом нефтяном месторождении проблема ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти стоит очень остро, особенно из-за того, что это многопластовое месторождение с высокой неоднородностью коллекторов, имеющее сложное геологическое строение.

Основные задачи исследований:

1. Проведение экспериментальных исследований для уточнения влияния концентраций реагентов и модуля жидкого стекла на физико-химические и фильтрационные свойства силикатных гелей.

3. Обоснование схемы одновременного приготовления и закачки рабочих агентов в промысловых условиях.

Методы решения поставленных задач:

Научная новизна:

2. Разработана технология селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах.

Основные защищаемые положения:

2. Способ одновременного приготовления и закачки малых объемов рабочих агентов.

Практическая ценность работы:

2. Обоснован удельный объем закачки композиции на основе щелочных силикатных гелей в добывающую скважину.

3. По технологии селективной изоляции притока пластовой воды в добывающих скважинах обработано 187 скважин нефтяного месторождения Узень. Дополнительно добыто более 150 тыс. т. нефти при сокращении отбора воды более чем на 170 тыс. м , что отражено в акте внедрения.

5. Применение технологии изоляции притока воды позволяет проводить ликвидацию заколонной циркуляции жидкости перед проведением на скважине ГРП, а также снижать негативные последствия после неудачного проведения ГРП.

Апробация работы

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета ПФ «УзенМунайГаз, 2-ом международном научном симпозиуме «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов». (Россия, Москва, ОАО «ВНИИнефть» им. А.П.Крылова 15-16 сентября 2009, г.), научных семинарах лаборатории и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Научные публикации и личный вклад автора

Автору принадлежат разработка способа одновременного приготовления и закачки малых объемов композиции на основе щелочного силикатного геля; непосредственное участие в разработке технологии селективной изоляции притока пластовой воды в нефтяных добывающих скважинах, физико-химических исследованиях композиций на основе щелочных силикатных гелей, фильтрационных экспериментах, опытно-промышленных работах; анализ и обобщение результатов экспериментальных и промысловых работ.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С. А., д.т.н. Кряневу Д. Ю., д.т.н. Петракову А. М., к.х.н. Старковскому А. В., к.т.н. Роговой Т. С., Дзюбенко Е. М., к.т.н. Ненартович Т.Л., к.т.н. Егорову Ю.А., Лебедеву И.А. за большое внимание к работе и оказанное содействие, а также коллективу Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь в подготовке диссертации.

Глава 1 Методы и технологии изоляции притока воды в добывающих скважинах

В настоящее время решению проблемы снижения обводненности добываемой продукции скважин уделяется повышенное внимание. Это обусловлено тем, что большинство разрабатываемых месторождений вступили в завершающую стадию разработки, которая характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции скважин. В то же время в пласте находится еще достаточное количество нефти, которое может быть извлечено на поверхность с использованием новых методов увеличения нефтеотдачи. Значительная доля этих методов приходится на разработку и совершенствование технологий ремонтно-изоляционных работ.

Важный вклад в развитие и изучение различных аспектов этой проблемы внесли: Алмаев Р. X., Алтунина Л. К., Амиян В. А., Баишев А. Б., Блажевич В. А., Боксерман А. А., Газизов А. Ш., Глущенко В. Н., Горбунов А. Т., Девятое В. В., Жданов С. А., Желтов Ю. В., Ибрагимов Л. X., Кадыров Р. Р., Крянев Д. Ю., Комисаров А. И., Курочкин Б. М., Маляренко А. В., Мищенко И. Т, Михайлов Н. Н., Поддубный Ю. А., Сидоров И. А., Стрижнев К. В., Сургучев М. Л., Умрихина Е. Н., Хлебников В. Н. и многие другие.

На данный момент используется большой ассортимент водоизоляционных материалов на основе органических и минеральных вяжущих веществ. Условно их можно разделить на несколько направлений как по механизму образования тампонирующей массы, так и по основному веществу, из которой образуется тампонирующая масса. Ниже приведены сведения по различным материалам и технологиям, применяемым в нефтяной промышленности для изоляции водопритоков в добывающих скважинах, с указанием их достоинств и недостатков.

Тампонажные композиции на основе цемента

Наиболее широко в нефтяной промышленности находят применение композиции на основе цемента с добавками полимеров [1-3]. Однако использование в качестве добавок полимеров акрилового ряда, в частности гидролизованного полиакриламида, из-за резкого увеличения вязкости раствора, требует увеличения содержания воды в суспензии [4]. Вместе с тем ПАА характеризуется высокой адгезией к цементной матрице и поровой структуре коллектора, обеспечивающей их непроницаемость.

ООО «ВНИИГАЗ» совместно с УИРС ООО «Уренгойгазпром» разработана полимерцементная композиция, отвечающая требованиям ГОСТ-1581-96 и не требующая увеличения водоцементного фактора [5]. Полимерная композиция включает портландцемент для пониженных температур ПТЦ I - 50, хлорид натрия, ПАА торговой марки «Праестол-М-2530» и нитрилотриметилфосфорную кислоту с массовой долей 0,01 %. Роль хлорида натрия обоснована, с одной стороны, разжижением раствора на начальной стадии гидратации (дормант-период) и получением расширяющегося цементного камня; с другой - повышением водостойкости и долговечности изоляции за счет реакции замещения амидных групп в полиакрил амиде на натрий.

Для ликвидации нарушений в обсадных колоннах с высокой приемистостью через нарушение предлагается использовать глиноцементный раствор или нефтецементный раствор с добавками флокулянта Праестол и водонабухающего полимера [6].

Для водоизоляционных работ применяют нефтецементные композиции. Технология основана на закачке суспензии тампонажного портландцемента в предварительно разогретой смеси высоковязких нефтей [7]. При попадании суспензии в обводненный пласт происходит тампонирование каналов притока воды за счет отверждения цемента. В

нефтенасыщенных интервалах суспензия разбавляется нефтью и вымывается из коллектора, что свидетельствует о селективности технологии.

Для ремонтных работ в нефтяных скважинах по ликвидации заколонных перетоков, изоляции подошвенных и межпластовых вод, докреплению изолирующих составов и восстановлению крепи за обсадной колонной, изоляции водоносных горизонтов при бурении скважин растворами на водной и углеводородной основах, а также ликвидации поглощения в процессе бурения скважин авторы [8] разработали рецептуру безводного тампонажного раствора на углеводородной основе. Раствор представляет собой суспензию цемента в углеводородной среде (дизельное топливо или керосин) с комплексом поверхностно-активных веществ, который регулирует вязкость, фильтрационные потери, седиментационную устойчивость, скорость образования цементного камня.

При нагнетании композиционного раствора в обводненный коллектор углеводородная составляющая замещается пластовой водой, и раствор превращается в высокопрочный и малопроницаемый камень. В нефтенасыщенных зонах коллектора без контакта с водой композиционный раствор не схватывается, легко вымывается при освоении скважины, что обеспечивает селективную изоляцию водонасыщенных пластов.

Одним из недостатков данного композиционного раствора является его низкая технологическая эффективность и авторы предлагают для повышения эффективности водоизоляционных работ докрепление его тампонажным раствором на углеводородной основе.

Основным недостатком цементных растворов является неселективность их действия, невысокая седиментационная устойчивость и высокая вязкость.

Полимерные тампонажные материалы

О применении растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины известно давно. Однако работы в этом направлении продолжаются и в настоящее время. Полимеры на основе кислот акрилового ряда обладают комплексом свойств, присущих перспективным водоизолирующим материалам. Наличие карбоксильных ионогенных групп обуславливает растворение полимеров в наиболее доступном растворителе - воде, взаимодействие с электролитами, содержащимися в пластовых водах, и образование при этом прочной там

Информация о работе

Старковский, Владислав Анатольевич
кандидата технических наук
Москва, 2013
ВАК 25.00.17

Диссертация

Обоснование технологии селективной изоляции притока воды в добывающих скважинах на нефтяных месторождениях композициями на основе щелочных силикатных гелей - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы