Посмотрите также другие разделы нашего сайта!!!

Литература
много книг по нефти и газу

Программы нефтегазового комплекса

Медиафайлы про нефть

Анекдоты про нефтяников

Знакомства для буровиков

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)

ВНИМАНИЕ

В текстах книг представленных на сайте в интернет формате очень много ошибок, не читаются рисунки, графики разбиты, это связанно с некачественной перекодировкой конвекторов из PDF формата и HTML.

Если Вам необходимы качественный текст с рисунками и графиками - то скачиваите книги с нашего сайта в формате PDF.

ссылка для скачивания книги или главы в формате PDF находится внизу страницы.

анекдоты

программы

истории

5

ПРОМЫСЛОВЫЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИМЕНЕНИЯ ИЗОЛИРУЮЩИХ ХИМРЕАГЕНТОВ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИХ ВНЕДРЕНИЯ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

5.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩИХ МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ОБВОДНЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Основные задачи промысловых исследований состоят в изучении механизма воздействия водоизолирующего материала на нефтеводо-насыщенный пласт в геолого-физических условиях разработки месторождений с целью внедрения новых технологий и обоснования области эффективного их применения. Решение их включает следующие вопросы:

1. Реализация процессов взаимодействия химреагентов с компонентами продуктивного пласта и частичное превращение последних в водоизолирующую массу для регулирования движения вод в неоднородных пластах и ограничения поступления их в добывающие скважины.

2. В настоящее время отсутствует достаточно полная информация о размерах промытых водой зон в продуктивном пласте, о наличии про-пластков, отличающихся разной проницаемостью, в том числе малопроницаемых с произвольным пространственным расположением. Методикой предусматривается определение объема рабочего раствора технологических жидкостей в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений.

172

3. С целью разработки новых технологий проводятся исследования:

по ограничению притока пластовых вод введением реагентов в коллектор через добывающую скважину;

по ограничению движения закачиваемых вод в продуктивном пласте введением водоизолирующих химреагентов через нагнетательную скважину;

по разработке ускоренных методов ограничения водопритоков в скважины с применением селективных водоизолирующих материалов и других средств в целях увеличения объема работ по воздействию на пласт. Для всех промысловых экспериментов с водоизоли-рующими химреагентами типичной является следующая последовательность технологических операций:

а) разработка технологической схемы применения водоизолиру-ющего состава согласно лабораторным регламентам;

б) разработка технологии приготовления и транспортирования реагентов в объект воздействия при сохранении необходимых свойств;

в) создание условий для протекания взаимодействия процессов и образования водоизолирующей массы;

г) оценка технико-экономической эффективности воздействия. В каждом из перечисленных циклов физико-химические свойства

реагентов, входящих в состав водоизолирующей композиции, являются основным фактором, определяющим технологический процесс. Последовательность технологических операций определяется на стадии лабораторных и модельных исследований, корректировка же их производится с учетом конкретных условий скважин и пластов (диаметр ствола, коллекторские свойства пород, приемистость пластов и др.). На рис. 5.1 показана классификация технологических схем применения различных химреагентов в качестве водоизоли-рующего материала, составленная на основе анализа известных в нефтепромысловой практике технологий [50, 53, 145, 218 и др.]. Характерной особенностью многих из них является применение разделительных жидкостей между химически активными компонентами водоизолирующего состава. В некоторых случаях технологической схемой может предусматриваться одновременно-раздельная закачка их по разным каналам и смешение в призабойной зоне пласта. При этом могут использоваться различные вспомогательные средства – пакеры, перекрывающие устройства, временные мосты.

173

174

Следующий цикл технологических операций – приготовление рабочего раствора химреагентов для закачки. В зависимости от свойств применяемых реагентов рабочие растворы приготавливаются:

на устье скважины в специальных емкостях, откуда транспортируются на забой скважины;

в заливочных трубах, используемых в качестве смесительной камеры, путем раздельного ввода реагентов;

в продуктивном пласте, выполняющем роль реактора физико-химических превращений закачиваемых реагентов.

Процессы образования водоизолирующей массы в пласте также во многом определяются физико-химическими свойствами закачиваемых реагентов. Применение материалов, образующих водоизоли-рующие экраны независимо от свойств насыщающих жидкостей, приводит, как правило, к отключению обводненного пласта, а приток нефти обеспечивается повторной перфорацией колонны. Эта задача может решаться с применением как малоподвижных отвер-ждающихся составов типа цементной суспензии, так и фильтрующихся в пористую среду растворов химреагентов. Технология работ с применением цементных суспензий, как водоизолирующих материалов, достаточно полно освещена в научно-технической литературе [39, 40, 164, 126]. Вышеуказанный недостаток цементирования устраняется при использовании таких материалов, как смолы ТСД-9, ФР-12, АЦФ-1, которые обладают фильтруемостью в пласты и от-верждаются в любой среде. Однако применение этих смол требует более строгого подхода к выделению объекта отключения от нефте-насыщенного интервала продуктивного пласта, так как при закачивании их через общий фильтр не исключается изоляция нефтесодер-жащих зон пласта. В связи с этим проведение работ по ограничению водопритоков в добывающие скважины неселективными водоизоли-рующими материалами основывается на:

строгом отделении обводненного интервала продуктивного пласта от нефтенасыщенного с применением пакерующих устройств и временных мостов;

разбуривании мостов из отверждающихся материалов с применением тяжелого бурового оборудования;

повторном вскрытии продуктивных пластов перфорацией.

Большинство селективных методов ограничения водопритоков в скважины основывается на применении реагентов с избирательными физико-химическими свойствами относительно нефти и воды, обеспечивающими снижение проницаемости пласта для воды. Применение таких материалов значительно упрощает технологию проведения работ. Как показывает анализ видов работ (табл. 5.1), из технологическо-

175

го цикла при этом исключаются наиболее трудоемкие операции, занимающие до 75 % производительного времени. Значительно сокращается время на исследование скважины по определению обводненных интервалов пласта.

Согласно результатам лабораторных исследований ионогенные полимеры, на основе которых разрабатывались технологии ограничения притока вод в скважины, относятся к группе селективных во-доизолирующих материалов. За базовую принята схема, основанная на последовательном закачивании реагентов с использованием разделительных жидкостей (см. рис. 5.1), исключающих преждевременное смешение полимеров с минерализованными водами. Наряду с избирательностью физико-химических свойств относительно нефти и вод растворы гипана, сополимера МАК-ДЭА и полиакриламида обладают хорошей фильтруемостью в пористой среде, что позволяет закачивать эти реагенты в полном объеме в обводненный пласт. Это означает, что в определенных геолого-физических условиях и с учетом конструкции скважин технологический процесс можно проводить и без извлечения подземного оборудования. Каналами для транспортирования водоизолирующей композиции могут служить при механизированной добыче – кольцевое пространство скважины, при фонтанном способе – подъемные трубы и кольцевое пространство скважины.

Одним из главных вопросов методики промысловых наблюдений является определение объема водоизолирующего состава, который, с одной стороны, зависит от свойства реагентов, с другой, – от кол-лекторских свойств пород и объема промытых зон. Для большинства химреагентов при ограничении водопритоков в скважины этот объем определяется из расчета заполнения ими обводненного участка при-забойной зоны пласта, который не всегда соответствует фактическим объемам закачки. В связи с этим, как было отмечено выше, определение объема рабочего раствора целесообразно производить на основе промысловых экспериментов.

Согласно предложенной модели воздействия на нефтеводонасы-щенный пласт, основанной на изменении фильтрационного сопротивления его обводненной зоны, определение объема рабочего раствора производится по остаточному сопротивлению, создаваемому химреагентом в пористой среде.

В промыслово-экспериментальных исследованиях завершающим этапом является оценка эффективности нового метода. В качестве основного показателя технологической эффективности методов ограничения водопритока в скважины принято использовать количество дополнительно добытой нефти Qндоп и уменьшение объема попут-

176

Таблица 5.1

Типичные технологические операции при ограничении водопритоков в скважины с применением водоизолирующих материалов

Технологические операции
Методы

Неселективные
Селектив-ные

Определение эксплуатационных показателей работа-ю-щей скважины
Отбор проб, исследование состава и физико-хими-ческих свойств пластовых жидкостей Исследование скважины и работа пласта (герметичность колонн, приемистость, профиль притока, определение путей водопритоков и др.) Установка подъемных сооружений Подготовка ствола скважины для транспортирования водоизолирующего материала (извлечение подземного оборудования, спуск труб и др.) Приготовление рабочего раствора водоизолируюещей композиции
Доставка рабочего раствора в объект воздействия Ожидание взаимодействия реагентов в пласте Разбуривание "мостов" в стволе скважины Повторное вскрытие пласта перфорацией Освоение и пуск скважины в работу Проведение комплекса исследований по оценке эффективности технологии
+ + +
+ +
+
+ + + + + +
+ + +
+
+ +
+ +

ной воды Qвп, добываемой вместе с нефтью. На основании этих характеристик рассчитывается экономический эффект процесса.

Количество дополнительно добытой нефти определяется по формуле

Qнд

Qнф СО - Qнр СО,

(5.1)

где Qнф – фактическая суммарная добыча нефти после обработки за время ?; Qнр – расчетная добыча нефти за тот же период без воздейст-

вия.

Уменьшение объема попутной воды рассчитывается по формуле

6в = 6н(ф1 - Ф2),

(5.2)

где ?1 и ?2 – водонефтяной фактор соответственно до и после проведения обработки; ?1 = Qв/Qн, (где Qн и Qв – среднемесячная добыча нефти и воды за последний месяц перед обработкой); ?2 = Qвф/Qнф (где Qвф – накопленный объем воды, извлеченной попутно с нефтью за эффективный период работы скважины в результате обработки пласта).

177

Полимердисперсными системами обрабатывали отдельные участки, эффективность этой технологии определялась по изменению отбора жидкости по определенным участкам. По технологическим показателям рассчитывался экономический эффект от применения метода в промысловых условиях, а также эффект от ускорения технологических процессов, проводимых без извлечения подземного скважинного оборудования, отключения обводненных пластов с применением пакеров-отсекателей. Базой расчета в последнем случае является время проведения технологического процесса по обычной технологии. По технико-экономическим показателям определяется целесообразность внедрения новой технологии в производство.

Разработка многопластовых нефтяных месторождений с применением высоких давлений нагнетания вносит целый ряд особенностей в решение теоретических и практических задач по ограничению поступления пластовых и закачиваемых вод в добывающие скважины.

Для изучения механизма действия водоизолирующих материалов на нефтеводонасыщенный коллектор и влияния его на выработку пластов были поставлены целевые эксперименты в высокообводнен-ных скважинах Березовской, Северо-Альметьевской и Миннибаев-ской площадей Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений АО "Татнефть", находящихся на третьей и четвертой стадиях разработки. Методика экспериментов состояла в определении количественных изменений притока нефти и воды из высокообводненного продуктивного пласта и интервалов поступления жидкостей по его толщине до и после обработки водоизолирующими материалами. Постоянство режима работы скважин обеспечивалось эксплуатацией их компрессорным способом. Для определения глубины расположения пластов и притока жидкостей из обводненного пласта использовали методы ГК, НГК, ИНГК, СТД, ДСД, ВБС и термометрии. Конечный результат работы скважин оценивался по изменению профиля притока и содержанию нефти и воды в добываемой продукции. Экспериментальный участок состоял из восьми добывающих скважин, из них скв. 8041, 8042, 5649, 8066 обводнились высоконапорными закачиваемыми водами с незначительным содержанием солей, скв. 2696 – минерализованной пластовой водой (табл. 5.2). Составами вод определялся и вы-

178

Таблица 5.2

Геолого-техническая характеристика объектов испытания по ограничению притока жидкости из продуктивного пласта селективными водоизолирующими материалами

Показатели
Скважины

2696
8041
8042
5649
8066

Нефтеносная площадь
Елховская
Березовская
Березовская
Сев.-Альметьевская
Березовская

Категория скважин
Добывающая
Добывающая
Добывающая
Добывающая
Добывающая

Продуктивный пласт
Д1
Д0
Д0
Д1
Д0

Глубина спуска эксплуатационной ко-
1725
1773
1773
1788
1691

лонны, м

Искусственный забой, м
1720
1767
1763
1784
1678

Интервалы перфорации, м
1716-1710
1728,0-1733,6
1728,0-1734,0
1685,5-1694,0
1631,5-1639,0

Подземное оборудование
ЭЦН-130
ЭЦН-200
ЭЦН-130
ЭЦН-90
ЭЦН-80

Пластовое давление, МПа
16,6
14,3
15,5
15,0
15,6

Дебит жидкости, м3/сут
150
160
113
35
89

Дебит нефти, т/сут
27,0
32,0
29,0
12,0
4,45

Обводненность продукции, %
82
90
80
75
95

Вид обводнения
Подошвенной
Закачиваемой во-
Закачиваемой во-
Закачиваемой во-
Закачиваемой во-

водой
дой
дой
дой
дой

Плотность воды, кг/м3
1179
1030
1040
1010
1003

Водоизолирующий материал
Гипан
ТСМ
ТСМ
ТСМ
УФП-50АО

179

бор водоизолирующего материала – кремнийорганический тампо-нажный материал ТСМ и уретановый форполимер УФА-5ОАО для первой группы скважин и гипан – для скв. 2696.

Закачивание реагентов производилось по технологической схеме, предусматривающей использование разделительных буферных жидкостей между различными компонентами водоизолирующего состава (см. рис. 5.1). В качестве буферной жидкости при закачивании гипана использовалась пресная вода, кремнийорганические соединения – дизтопливо, дистиллят. Эти же жидкости применялись для продавливания реагентов в пласт. Принятая технологическая схема обеспечивала доставку материалов в обводненный пласт. При завершении продавливания реагентов в пласт наблюдалось некоторое повышение давления (на 3,5 – 5,5 МПа) в скв. 8741 и 2696, что свидетельствует о начале взаимодействия реагентов с пластовой водой. Затем скважины закрывались на 48 ч, в течение этого времени продолжалось образование водоизолирующей массы. По истечении указанного времени скважины промывались дизтопливом или дистиллятом, за исключением скв. 2696, где в качестве промывочной жидкости использовалась пресная вода. В процессе освоения скважин компрессором проводились исследования глубинными дистанционными фотокамерами и отбор проб извлекаемых жидкостей.

Анализ диаграмм геофизических исследований и эксплуатационных показателей работы скважин до и после обработки пластов реагентами (рис. 5.2 – 5.4) выявил следующие характерные изменения в работе скважин:

снизилось содержание воды в добываемой продукции;

повысился дебит нефти;

увеличилась работающая толщина продуктивного пласта;

увеличилась доля пропластков, дающих нефть или нефть с водой.

Анализ технологических параметров скв. 8041 показал, что в результате реализации технологий содержание воды в добываемой продукции снизилось на 43 %, приток нефти увеличился в 2,5 раза, водонефтяной фактор снизился с 3,2 до 0,6. Аналогичные изменения произошли в скв. 8042, 5649 и др. (см. рис. 5.3). Как показали результаты геофизических и дебитометрических исследований, увеличение дебита нефти, как правило, соответствует увеличению работающей толщины пласта, что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне. При этом в работу подключаются менее проницаемые нефтесодержащие алевролитовые пропластки. Такие пропластки в скв. 8041 расположены в интервале

180

Рис. 5.2. Диаграммы геофизических исследований нефтенасыщенности пласта девонского горизонта, профиля притока и влагомера в скв. 8041 Березовской площади:

1 и 2 – соответственно до и после обработки

181

Рис. 5.3. Профили притока жидкости из обводненного пласта до и после обработки водоизолирующим составом (скважины Ромашкинского месторождения)

глубин 1728,6 – 1729,8 м, в скв. 8042 1729 – 1731 м (см. рис. 5.3). Коэффициент охвата нефтевытеснением по толщине пласта, определенный по А.П. Крылову, составил по скв. 8041 – 60 %, скв. 8066 – 35 %, скв. 5649 – 34,4 %, скв. 8042 – 26,4 %. Аналогичные изменения произошли и в скв. 2696 после закачки гипана. Ограничение притока воды по нижним перфорационным отверстиям привело к резкому

182

Рис. 5.4. Изменение содержания воды в добываемой продукции в скважинах Ро-машкинского месторождения после обработки пласта селективными водоизоли-рующими составами

росту притока нефти из верхней части фильтра и увеличению дебита нефти в 4,5 раза (табл. 5.3). Только в течение одного года из обводненного пласта было дополнительно извлече- но 23,9 тыс. т нефти, объем попутной воды уменьшился на 88,3 тыс. м3. Таким образом,

Таблица 5.3

Результаты обработки гипаном обводненного пласта горизонта Д1 Ново-Елховского месторождения (данные по скв. 2696)

Месяцы
Содержание нефти (т) и воды
(%) в добываемой продукции

до обработки
после обработки

1969 г.
1970 г.
1971 г.
1972 г.

нефть
вода
нефть
вода
нефть
вода
нефть
вода

I
859
65
280
75
1550
–
434
70

II
898
65
278
45
1400
-
406
70

III
964
65
150
85
1550
-
434
70

IV
976
65
Обработка гипаном
1500
-
250
70

V
710
65
12
-
1240
50
140
70

VI
721
70
1032
-
1200
50
420
70

VII
729
58
1240
-
775
50
434
70

VIII
625
50
1240
-
682
50
322
70

IX
290
60
1200
-
550
50
420
80

X
429
60
1120
-
372
70
279
80

XI
426
75
1500
-
294
70
270
80

XII
267
75
1550
-
434
70
279
80

183

в скважинных условиях показано, что повышение фильтрационного сопротивления обводненных пропластков водоизолирующими химреагентами приводит к увеличению охвата продуктивного пласта заводнением и, как следствие, извлечению остаточной нефти. Эти результаты являются практическим подтверждением теоретического построения структуры воздействия на частично обводненный неоднородный пласт водоизолирующими химреагентами, что позволяет распространить его на любой участок нефтеводонасыщенного коллектора.

Для обеспечения эффективного воздействия на весь нефтенасы-щенный объем залежей требуется знать местоположение всех линз, экранов, барьеров [186]. Из практики известно, что ограничение притока вод с применением одного и того же количества технологической жидкости при сравнительно одинаковых условиях дает разные результаты [172]. Это объясняется геолого-физическими особенностями строения продуктивного пласта, а именно – неравномерностью свойств по проницаемости, которая не фиксируется современными геофизическими методами. Количество закачанной жидкости практически зависит от расположения малопроницаемых и непроницаемых пропластков в призабойной зоне (рис. 5.5). В неоднородном пласте с непроницаемым пропластком между нефте- и водо-насыщенными частями (см. рис. 5.5, а) применение небольшого количества реагента может обеспечить охват заводнением всего коллектора и отбор большей части остаточной нефти. Наличие малопроницаемых пропластков при близком их расположении к скважине способствует эффективному применению водоизолирующих материалов (см. рис. 5.5, б, в) и подключению в работу ранее невыраба-тываемых зон, как это было показано в обводненных скважинах Березовской и Северо-Альметьевской площадей. В то же время использовать эти пропластки в качестве экрана с применением небольших объемов технологической жидкости не всегда удается (см. рис. 5.5, г). При этом может быть получен результат, аналогичный результату обработки однородного водонефтяного пласта с применением такого же количества реагента (см. рис. 5.5, д). В таких случаях для полного охвата их воздействием необходимо заполнить водоизолирующим материалом всю обводненную зону (см. рис. 5.5, г). Очевидно, при любом геологическом строении коллектора не исключается наличие в них трещин, нарушений крепи в заколонном пространстве и других каналов, по которым вода может поступать в скважины (см. рис. 5.5, ж).

184

Рис. 5.5. Схема расположения технологической жидкости в послойно-неоднородном пласте:

1 и 2 – нефте- и водосодержащие породы; 3 – водонепроницаемые породы; 4 – водоизо-лирующий состав; 5 – направление давления нефти; 6 – новое направление давления воды после обработки; 7 – перфорационные отверстия; 8 – трещины нарушения крепи

Объем водоизолирующего состава, необходимого для заполнения пористой среды и трещин, можно определить по формуле

= 0,785D2hвm,

Q

(5.3)

где D – диаметр зоны распространения водоизолирующего состава; hв – толщина обводненной части пласта; m – эффективная пористость пласта.

Этот вариант обычно применяется при ограничении притока воды в добывающую скважину закачиванием раствора в призабойную зону обводненного пласта. Использование при этом небольших объемов концентрированных растворов химпродуктов и других материалов основывается на необходимости создания достаточно высокого фильтрационного сопротивления на ограниченном участке при-забойной зоны (см. рис. 5.5, а, б, в, ж).

При образовании обширных промытых зон (см. рис. 5.5, д, е) применение концентрированных растворов затруднено технологически и нецелесообразно экономически. В этих условиях предлагается использовать принцип повышения фильтрационного сопротивления обводненных пластов не заполнением, а прокачиванием водоизоли-

185

рующей композиции в виде оторочки, которая вследствие адсорбции и других процессов взаимодействия реагентов приводит к снижению подвижности воды в пористой среде. Количество технологической жидкости при этом зависит от величины создаваемого остаточного фактора сопротивления, который может определяться экспериментально в лабораторных условиях, например в виде зависимости Rост = f(K). Тогда объем технологической жидкости для проведения технологического процесса можно рассчитать по формуле

Qтж = 0,785Dп з2 hпзmq(Rост), (5.4)

где Dпз – диаметр промытых зон вокруг скважины; м; hпз – толщина промытой зоны, м; q(Rост) – удельный расход технологической жидкости, являющийся функцией создаваемого остаточного фактора сопротивления.

При оценке влияния изменения фильтрационного сопротивления промытых зон на выработку пластов важным является определение увеличения охвата нефтеносного коллектора заводнением. В условиях неоднородных пластов проведенная выше оценка влияния ограничения фильтрации воды на охват пласта по изменению его работающей толщины при заводнении только частично характеризует этот сложный технологический процесс, относящийся к целым нефтеносным площадям. Коэффициент охвата определяется как отношение порового объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, ко всему поровому объему [186, 75, 188, 30, 168, 167, 195]. Для расчета этих объемов предложен ряд зависимостей с различными геолого-физическими параметрами пласта. В ряде работ коэффициент охвата рассчитывается как произведение коэффициентов охвата по толщине ?h и площади ?s :

?охв = ?h?s. (5.5)

Эти коэффициенты носят средний и интегральный характер, так как в реальных пластах послойное заводнение не выдерживается; ?h зависит от координаты точек пласта и так же, как ?s, имеет различные значения для разных слоев. При определении ?h большинство авторов за основу принимают профили приемистости и притока [75, 188 и др.]:

?h = hраб/hперф, (5.6)

где hраб и hперф – соответственно работающие и перфорированные толщины пласта.

Коэффициент охвата по площади при известных коэффициентах вытеснения и нефтеотдачи определяется из формулы (5.5):

186

rw =Л/(РЛа), (5-7)

где ri - проектный коэффициент нефтеотдачи пласта.

Погрешность определения истинного коэффициента цк в этих формулах составляет 14 - 30 %, что объясняется несовершенством вскрытия пластов при бурении [15]. Ряд исследователей предлагает значение r\s рассчитывать в зависимости от площади пласта, приходящейся на одну скважину, т.е. по плотности сетки скважин. Большинство из рассмотренных формул носят экспоненциальный характер, установленный В.Н. Щелкачевым:

4s =4oexp(-aS), (5.8)

где а* - коэффициент, зависящий от геологических особенностей строения пластов и свойств жидкостей.

Наиболее достоверным является определение охвата пласта на основе фактической добычи нефти [30].

Вышеприведенные методики расчета г|охв предназначены для оценки результатов отдельных крупных площадей, по которым имеются статистические данные, или их можно рассчитать. Для небольших групп скважин (элемента нефтеносной площади) наиболее приемлемым является балансовый метод оценки, основанный на применении утвержденных для данной площади балансовых запасов, коэффициента нефтевытеснения рвыт и фактически дополнительно добытой нефти:

Ат1охв =едоп/(ебалРвыт). (5.9)

Таким образом, технологическая основа применения водоизоли-рующих химреагентов и других средств воздействия на обводненные пласты заключается в обеспечении нефтевытеснения с одновременным блокированием промытых каналов нефтеводонасыщенного коллектора.

5.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ ГИПАНОМ

Промысловые исследования по ограничению движения вод с применением новых материалов предусматривают:

апробацию разработанных схем в различных геолого-физических и химических условиях;

187

Рис. 5.6. Схема расположения раствора гипана в призабойной зоне нефтеводона-сыщенного пласта:

а – в – в пластах с водонефтяным контактом; г – е – в пластах с глинистым прослоем; 1 и 2 – соответственно нефтенасыщенная и водонасыщенная породы; 3 – раствор гипана; 4 – глина; 5 – обсадная колонна; 6 – цемент

организацию опытно-промышленных работ (ОПР) по отработке технологий и изучению оптимальных условий их внедрения;

оценку технико-экономических показателей;

внедрение технологии в производство.

Результаты моделирования пластовых процессов и опытных работ по применению на промыслах гипана для проведения водоизо-ляционных работ в призабойной зоне пласта в различных геолого-физических условиях (рис. 5.6) [98, 100] показывают, что селективность его свойств относительно нефти и воды позволяет вводить полимерный раствор в нефтеводонасыщенный коллектор через эксплуатационный фильтр. На этой основе были разработаны технологические схемы (I – V) применения гипана (рис. 5.7), основанные на взаимодействии концентриро-

188

Рис. 5.7. Принципиальные схемы закачивания технологических жидкостей при обработке скважины водоизолирующим составом на основе гипана:

1 – гипан; 2 – пластовая вода; 3 – пресная вода; 4 – водный раствор CaCl2; 5 – цементная суспензия; 6 – раствор HCl; I – V – схемы закачивания технологических жидкостей

ванного раствора полимера с минерализованной водой. Для создания прочной мембраны в призабойной зоне пласта в схемах II, III предусмотрено вслед за гипаном закачивание электролита, что исключает обратное вытеснение неотвержденного полимерного раствора из пласта с высоким давлением. В продуктивном пласте с низкой минерализацией воды пути водопритоков предварительно следует заполнить раствором CaCl2 или другого электролита (схема III). Этим достигается высаживание полимера из раствора в более полном объеме. Несмотря на высокую обводненность добываемой жидкости, некоторые скважины имеют низкую приемистость. В этом случае можно предусмотреть предварительное дренирование обводненных пропла-стков закачиванием соляной кислоты (схема IV). Цементирование по V схеме применяется для исключения обратного вытеснения гипана из пласта, а в ряде случаев для установления мостов в стволе скважины и проведения других вспомогательных операций.

Первые испытания технологии проводились в скважинах Ро-машкинского, Ново-Елховского и других месторождений республики Татарстан, эксплуатирующих девонский горизонт Д1 и пласт

189

нижнего карбона С1в в, геолого-техническая характеристика которых приведена в табл. 5.4. Основная задача экспериментов состояла в оценке эффективности применения гипана в различных геолого-физических условиях, используя разработанные технологические схемы. В скважины закачивался раствор гипана, в качестве электролита – раствор CaCl2 или пластовая вода девонского горизонта Д1, концентрация полимерного раствора изменялась при этом в пределах 6 – 10 %. При выборе концентрации учитывалось, что при взаимодействии с электролитом происходит структурирование полимерного раствора и сохраняется достаточно высокое значение коэффициента диффузии ионов (см. рис. 4.14). Исходя из этих же задач, содержание CaCl2 ограничивалось в пределах 5 – 15 %. Применимость гипана в данном объекте оценивалась по концентрации ионов в пластовой воде согласно формулам (3.1 – 3.5), а также прогнозированием минерализации воды по формуле (3.8).

Как показали исследования методами рассеянных гамма-излучений (ЦМТУ) и гамма-каротажа (рис. 5.8), в скв. 5708 вода поступала из-за нарушения герметичности заколонного пространства в интервале 1656 – 1664 м. После исследования приемистости скважин под давлением Ри, при производительности агрегатов q в скважину последовательно было закачано 5 м3 пресной воды, 4,6 – 5,2 м3 гипана 10%-ной концентрации, 0,5 м3 пресной воды. Всю эту систему задав-ливали в пласт через заливочные трубы (НКТ), спущенные до верхних перфорационных отверстий. Скважина после 72-часовой выдержки была освоена компрессорным способом. Приток нижней воды после обработки был ликвидирован, на что указывают изменения диаграмм ГК и подтверждается уменьшением содержания воды в добываемой продукции при росте добычи нефти. В результате проведенных работ дебит нефти скважины 5708 увеличился со 150 до 1100 т/мес при снижении содержания воды от 90 до 28 %. Через восемь месяцев эксплуатации контрольные измерения показали, что среднемесячная добыча нефти в 6,6 раза превышает добычу до обработки пласта гипаном.

В скв. 2696 произведена закачка по схеме II в пласт "гд" девонского горизонта Д1 для ограничения притока подошвенной воды, вскрытый пескоструйной перфорацией на кровле всего на 0,5 м выше ВНК (рис. 5.9). Перед проведением обработки обводненность добываемой продукции составляла 85 % при суточном дебите нефти 6,2 т/сут, приемистость скважины составляла 23,1 м3/ч при давлении 8,3 МПа. Через фильтр скважины по

190

Таблица 5.4

Характеристика объектов для проведения испытаний гипана

в качестве водоизолирующего материала в горизонте Д1 Ромашкинского месторождения

Показатели

Добывающие
скважины

5708
2696
7834
5546

Нефтеносная площадь
Северо-Альметьевская
Елховская
Ташлиярская
Чишминская

Глубина спуска эксплуатационной ко-
1687,0
1780,2
1658,0
1775,0

лонны, м

Искусственный забой, м
1677,0
1775,0
1655,3
1772,0

Интервалы перфорации, м
1644,0-1651,0
1755,0-1759,0 1767,0-1769,0
1640,0-1642,0
1747,6-1753,6

Пластовое давление, МПа
17,1
17,7
16,5
17,2

Проницаемость, мкм2
0,42-0,48
0,38-0,44
0,58-0,63
0,39-0,49

Вид обводнения
Нижняя вода
Подошвенная вода
Подошвенная вода
Нижняя вода

Плотность воды, кг/м3
1178
1182
1180
1178

Подземное оборудование
НГН-2-56
НГН-2-56
НГН-2-56
Фонтанные трубы

Дебит жидкости, м3/сут
45,0
30,0
26,3
28,1

Обводненность продукции, %
90,0
82,9
96,0
98,0

Дебит нефти, т/сут
5,0
6,2
0,5
0,6

Текущий коэффициент нефтеотдачи по
0,31
0,40
0,10
0,28

площади

191

Рис. 5.8. Диаграммы геофизических исследований (а и б), технологические показатели закачки (в) и добычи жидкости (г) скв. 5708 Ромашкинского месторождения:

Рб и Рк - давление нагнетания гипана соответственно через НКТ и по кольцевому пространству; Ри - давление нагнетания воды при исследовании пласта; q - объемный расход закачиваемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть

192

Рис. 5.9. Диаграммы геофизических исследований (а), профили притока жидкостей (б), графики изменения технологических показателей закачивания (в) и добычи жидкости (г) из скв. 2696, обводненной подошвенной водой:

Рб - давление нагнетания гипана через НКТ; to0 - удельная приемистость скважины; Ри -давление нагнетания при определении приемистости скважины; q - объемный расход закачки; Q - количество извлекаемой жидкости; t - время; 1 - вода; 2 - нефть

193

насосно-компрессорным трубам диаметром 75 мм с использованием пакера последовательно закачано 0,6 м3 пресной воды, 4,3 м3 гипана, 0,3 м3 пресной воды, 1 м3 15%-ного раствора CaCl2. Освоение произведено после выдержки скважины под давлением без повторного вскрытия перфорацией. Скважина стабильно начала функционировать с дебитом 26,6 т/cут, обводненность уменьшилась с 85 до 30 %. За 3,5 года дополнительно было извлечено 23,9 тыс. т нефти, объем попутно извлекаемой воды сокращен на 88,3 тыс. м3. Исследования расходомером до и после обработки показали, что в результате обработки гипаном в работу были подключены ранее бездействующие пропластки в интервале глубин 1755 – 1758 м. Аналогичные результаты были получены и в остальных скважинах 783А4 ни а 5л5и4з 6 т. ехнологических параметров показал идентичность характера изменения давления при нагнетании гипана через НКТ в обеих скважинах при различном геологическом строении пластов (кривые Рб на рис 5.9). Давление нагнетания по кольцевому пространству значительно ниже, чем по насосно-компрессорным трубам, что обусловлено уменьшением потерь давления на трение (кривая Рк на рис. 5.8). Характерным для технологической схемы II является резкое повышение давления при попадании раствора CaCl2 в призабойную зону пласта. Это указывает на образование в приза-бойной зоне пласта полимерной "мембраны" вследствие взаимодействия электролита с гипаном, как это было показано в лабораторных условиях (см. рис. 4.31). На основе обобщения большого числа промысловых экспериментов построен график функции Р = f(?) в приведенных координатах (рис. 5.10), где за единицу принято максимальное давление, возникающее на буфере при закачивании гипана через НКТ. Точка ? = 1 соответствует концу закачивания гипана в

Рис. 5.10. Изменение давления нагнетания раствора ги-пана во времени:

Рн, Рб, Рк – давления нагнетания соответственно при исследовании приемистости, закачивания полимера через НКТ и по кольцевому пространству скважины

194

пласт. Кривая Рб характеризует изменение давления, связанное с изменением вязкости прокачиваемых через НКТ жидкостей, - при заполнении труб полимерным раствором происходит рост, а при замещении его менее вязкой продавочной жидкостью снижение давления. Вторичное повышение давления происходит при циклической закачке полимерного раствора через НКТ по технологической схеме II, обусловленное взаимодействием гипана с электролитом (штриховые линии), закачиваемым в пласт за полимером [99, 129].

После заполнения водой давление в кольцевом пространстве Рк отражает давление, при котором гипан фильтруется в пласт. В большинстве скважин после некоторого повышения в начале процесса закачки давление стабилизируется при значениях, значительно меньших горного, т.е. ожидаемый рост давления по мере увеличения объема закачиваемой жидкости не происходит. При закачке гипана в скв. 7834 было обнаружено, что полимерный раствор, несмотря на высокую вязкость, равную 300 мПа-с, в терригенных отложениях девона фильтруется при значительно меньших давлениях по сравнению с расчетными. Проницаемость водонасыщенной части пласта, определенная по геофизическим данным, составила 0,634 мкм2. Пластовое давление равнялось 16,5 МПа. Обводнение добываемой продукции произошло подошвенной водой вследствие близкой перфорации к ВНК и низкого качества разобщения пласта. Для этих условий ожидаемый перепад давления при закачивании гипана определяется по закону Дарси: для зоны нефти

— kh 3 = ----VP; (5.10)

Ц

для зоны гипана [121]

Q = Zkh(1_0)VP; (5.11)

Ц |VP|

в случае плоскорадиальной фильтрации в призабойной зоне пласта

VP = dP/dr; (5.12)

\VP\ = -dP/dr; (513)

$ = q/2nr; (5.14)

с учетом (5.13), (5.14) формулы (5.10) и (5.11) имеют вид

195

qn,

г

2nkhr

dP dr

(5.15)

2nkhr

dP

dr

(5.16)

Интегрируя (5.15) в пределах (Rг, Rк), (5.16) в пределах (rc, Rг), получим

—— ln-2-

2nkh R

- [P

(5.17)

2nkh r

(p-

D ) — т (R - r ) , n а с

(5.18)

суммируя (5.17 и 5.18), получим

q\x~ R~

Pft - Dg = X (Ra - 12] 4-------— ln-2-

2izkh r

2nkh R

(5.19)

где rc, i?г, i?к - радиусы соответственно скважины, контура распространения гипана и контура питания, гс = 0,073 м, Rг = 1,6 м, Лк = 200 м; h - толщина пласта, равная 5,8 м; К - проницаемость пласта, рав-ная 0,6 мкм2; ц - вязкость гипана 10,2%-ной концентрации, ц = 332 мПа-с; а - расход закачиваемого раствора гипана, равный 1350 см3/с; начальный градиент давления, необходимый для сдвига гипана, равный 2,92 мГ/см2.

Как видно из рис. 5.11, расчетное давление нагнетания (кривая 3) к концу закачки достигает 64 МПа, в то время как фактическое - 8 -10 МПа (кривая 6). Несоответствие объемной скорости фильтрации высоковязких полимерных жидкостей расчетной наблюдается и на других месторождениях Урало-Поволжья [120], что можно объяснить наличием системы трещин и микротрещин, которые раскрываются при перепадах давления значительно меньше горного. Очевидно, интервалы а - в на кривой б (см. рис. 5.11) соответствуют рас-крытию микротрещин, в - с - фильтрации полимерного раствора через раскрытые трещины в пласт, что приводит к стабилизации процесса при установившемся режиме нагнетания. Отклонение от нее

+

196

Рис. 5.11. Результаты геофизических и гидродинамических исследований скв. 7834 Чишминской площади Ромашкинского месторождения:

а - геофизические; б - параметры закачивания гипана в пласт Дь в - добыча жидкости; 1 - радиус распространения гипана; 2 - объем закачанного гипана; 3 и 6 - соответственно расчетное и фактическое давление нагнетания; 4 - производительность агрегатов; 5 -скорость фильтрации; 7 - давление, создаваемое на пласт при испытании на приемистость

197

происходит при поступлении в пласт за гипаном раствора CaCl2.

Несмотря на неравномерную фильтрацию гипана в пласт, в большинстве скважин наблюдается снижение притока воды и прирост добычи нефти. Это указывает на поступление основной массы воды по наиболее крупным порам и трещинам, так как гипан, как было показано в лабораторных условиях, фильтруется по высокопроницаемым каналам. Наличие притока нефти при закачивании его через эксплуатационный фильтр скважины подтверждает селективный характер воздействия гипана на нефтеводонасыщенный пласт.

Во многих скважинах были получены аналогичные результаты [58, 99, 100], подтверждающие важность использования процессов взаимодействия реагента с компонентами продуктивного пласта для избирательного ограничения притока вод в скважины, как это было установлено теоретическими и лабораторными исследованиями.

Детально описанные выше технологические операции, связанные с закачиванием гипана, характерны для всех разработанных схем. Общими для первых испытаний были следующие факторы:

увеличение отбора нефти из обводненных скважин;

сокращение объема попутной воды;

идентичность характера изменения технологических параметров закачивания гипана в пласт, которые послужили основой для проведения широких промышленных испытаний на разных нефтяных месторождениях с целью внедрения метода в нефтяной промышленности. Основная задача опытно-промышленных работ, заключающаяся в определении оптимальных и граничных условий применения разработанных технологий, методически решалась путем установления зависимости эффективности проводимых работ от следующих факторов:

геологических особенностей строения продуктивного пласта (ли-тологической однородности, удаленности источника обводнения, расположения пластов в литологической колонне) [54, 129, 145];

способов воздействия на пласт (отключение, частичное отключение, закачивание фильтрующихся материалов) [129, 145, 154];

способов доставки водоизолирующего материала в источник обводнения [50, 54, 138, 145];

пластового давления [54, 90];

минерализации воды [61, 138];

обводненности добываемой продукции и дебита нефти в скважинах [137, 138].

Для выявления скважин месторождения, у которых ожидается рост добычи нефти после обработки гипаном, был применен метод ранговой классификации.

198

В качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны дебиты всех скважин и степени их обводненностей на момент принятия решения.

Предварительный выбор этих двух факторов основывается на предположениях:

1) дебиты скважин в какой-то степени отражают влияние толщины пласта и его коллекторских свойств;

2) степень обводненности свидетельствует о дренированности путей водопритоков в продуктивном пласте.

Далее доказательство согласованности изменения выбранных факторов и эффекта обработки гипаном обосновывалось наличием корреляционной зависимости с помощью ранговой корреляции Спирмена, приведенной во временном методическом руководстве по анализу и диагностированию взаимодействия скважин. В качестве исходного информационного массива использовались:

1) для первого фактора ряд из дебитов скважин всего месторождения на дату перед обработкой и ряд из длительностей эффекта обработки скважин;

2) для второго фактора ряд из процентов обводненностей скважин всего месторождения перед обработкой и ряд из длительностей эффекта обработки. Для первого фактора коэффициент ранговой корреляции получен равным r = 0,99, значение tт = 75,9. Табличное значение tт с числом степеней свободы ? = = n – 2 = 119 – 2 = 117 и уровнем значимости 0,05 равно tт = = 1,98. Так как расчетное значение больше табличного, значение r признается достоверным, т.е. связь между первым фактором (дебитами) и эффектом обработки диагностируется. Аналогично для второго фактора r = 0,99, tт = 75,9.

Приведем описание метода ранговой классификации для выбора скважин Акташской площади Ново-Елховского месторождения под обработку гипаном по дебитам скважин и степени обводненности добываемой продукции. В табл. 5.5 представлены интервалы значения каждого фактора и соответствующие ранги.

В табл. 5.6 приведены значения факторов (дебитов нефти и процентов обводненности) вышеуказанных 119 скважин с подошвенной водой и присвоенные им ранги и результаты обработки по ранговой классификации.

199

Таблица 5.5

Интервалы значений факторов и соответствующие ранги

Обводненность добываемой жидкости, % (об.)
R
Дебит нефти до обработки, т/сут
Обводненность
добываемой
жидкости, %
(об.)
R
Дебит нефти до обработки, т/сут

< 68,5 68,5-72,0 72,1-75,5 75,6-79,0 79,1-82,5
1
2 3 4
5
< 2,14 2,14-4,18 4,19-6,22 6,23-8,26 8,27-10,30
82,6-86,0 86,1-89,5 89,6-93,0 93,1-96,5 96,5-100
6 7 8 9 10
10,31-12,34 12,35-14,38 14,39-16,42 16,43-18,46 18,46

В результате обработки промыслового материала было получено решающее правило оценки эффекта по сумме рангов (табл. 5.7).

Таблица 5.6

Значения факторов, присвоенные ранги и результаты обработок по ранговой классификации

Дебит
нефти,
т/сут
Обвод-ненность продукции, %
Значения рангов
Суммар-ное значение ран-гов
Эффективность

№ скважины
дебит нефти
% воды
по значениям рангов
по фактическим данным

1
2
3
4
5
6
7
8

1365
3,7
98,5
2
10
12
Э
Э

1401
2,4
98,5
2
10
12
Э
НЭ

1310
0,2
98,0
1
10
11
Э
Э

1394
0,2
98,0
1
10
11
Э
Э

1433
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

1462
1,0
93,2
1
9
10
Э
Э

1338
0,2
98,0
1
10
11
Э
Э

1706
2,0
98,0
1
10
11
Э
Э

2308
U
97,7
1
10
11
Э
Э

1275
0,1
99,1
1
10
11
Э
Э

1807
2,4
97,1
2
10
12
Э
НЭ

1869
0,9
97,0
1
10
11
Э
Э

1527
0,2
98,0
1
10
11
Э
Э

1759
1,7
87,1
1
7
8
НЭ
Э

1494
0,3
93,1
1
9
10
Э
Э

1914
1,0
94,8
1
9
10
Э
Э

1587
3,0
85,0
2
6
8
НЭ
Э

3219
2,0
96,0
1
9
10
Э
Э

1403а
0,4
98,0
1
10
11
Э
Э

1367
1,0
98,0
1
10
11
Э
Э

1381
0,4
97,0
1
10
11
Э
Э

1569
4,5
96,4
3
9
12
Э
Э

1304
0,1
99,0
1
10
11
Э
Э

1403
19,0
92,0
10
8
18
Э
Э

1462
0,5
97,2
1
10
11
Э
Э

200

Продолжение табл. 5.6

Дебит
нефти,
т/сут
Обвод-ненность продукции, %
Значения рангов
Суммар-ное значение ран-гов
Эффективность

№ скважины
дебит нефти
% воды
по значениям рангов
по фактическим данным

1
2
3
4
5
6
7
8

1338
2,8
92,0
2
8
10
Э
Э

1927
2,7
93,4
2
9
11
Э
Э

1464
1,0
95,4
1
9
10
Э
Э

1529
0,7
97,7
1
10
11
Э
Э

1886
5,0
95,0
3
9
12
Э
Э

1712а
2,0
84,3
1
6
7
НЭ
НЭ

2216
2,0
98,5
1
10
11
Э
НЭ

2182
0,4
97,0
1
10
11
Э
Э

1776
0,2
97,7
1
10
11
Э
Э

1338
0,5
96,0
1
9
10
Э
Э

1338
2,8
92,0
2
8
10
Э
Э

1365
3,7
98,5
2
10
12
Э
Э

1367
1,0
98,0
1
10
11
Э
Э

1433
0,1
99,0
1
10
11
Э
Э

1337
0,1
98,1
1
10
11
Э
НЭ

1433
0,4
99,0
1
10
11
Э
Э

1389
1,0
91,9
1
10
11
Э
Э

1378
0,8
98,2
1
10
11
Э
Э

2376
0,3
97,5
1
10
11
Э
Э

1991
1J
83,2
1
6
7
НЭ
Э

1539
5,0
96,0
3
9
12
Э
Э

13385
14,0
93,2
7
9
16
Э
Э

1869
0,8
97,3
1
10
11
Э
Э

1310
0,2
98,0
1
10
11
Э
Э

1394
0,2
98,0
1
10
11
Э
Э

1401
2,4
98,5
2
10
12
Э
Э

1335
13,6
93,0
7
8
15
Э
Э

458
0,1
85,0
1
6
7
НЭ
Э

2151
0,1
96,2
1
9
10
Э
Э

486
2,0
98,0
1
10
11
Э
Э

419
4,0
95,0
2
9
11
Э
Э

306
1,0
98,0
1
10
11
Э
Э

727
0,2
99,7
1
10
11
Э
Э

420
3,1
94,9
2
9
11
Э
Э

470
6,0
95,0
3
9
12
Э
Э

458
1,9
77,0
1
4
5
НЭ
Э

359а
1,0
95,9
1
9
10
Э
Э

357
0,3
98,2
1
10
11
Э
Э

487
0,1
99,0
1
10
11
Э
Э

10906
0,9
99,0
1
10
11
Э
Э

375
2,0
98,8
1
10
11
Э
Э

3835
2,0
99,0
1
10
11
Э
Э

10923
1,5
98,0
1
10
11
Э
Э

18844
6,8
80,9
4
5
9
НЭ
НЭ

8252
1,8
98,0
1
10
11
Э
Э

201

Продолжение табл. 5.6

Дебит
нефти,
т/сут
Обвод-ненность продукции, %
Значения рангов
Суммар-ное значение ран-гов
Эффективность

№ скважины
дебит нефти
% воды
по значениям рангов
по фактическим данным

1
2
3
4
5
6
7
8

10948
4,5
98,0
3
10
13
Э
НЭ

10987
1,9
98,0
1
10
11
Э
Э

4906
4,0
88,0
2
7
9
НЭ
Э

8521
0,1
88,0
1
7
8
НЭ
Э

8562
0,1
99,0
1
10
11
Э
Э

8644
0,1
98,0
1
10
11
Э
НЭ

8550
0,1
99,9
1
10
11
Э
Э

8582
0,1
98,0
1
10
11
Э
Э

13086
1,5
99,0
1
10
11
Э
Э

7020
2,0
99,0
1
10
11
Э
Э

6519
3,0
81,0
2
5
7
НЭ
Э

6100
2,0
99,0
1
10
11
Э
Э

11113
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

18557
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

18511
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

18528
1,6
99,0
1
10
11
Э
Э

6042
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

18553
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

6238
0,4
97,0
1
10
11
Э
НЭ

18507
0,1
99,0
1
10
11
Э
НЭ

11180
1,0
99,0
1
10
11
Э
Э

11052
2,0
99,0
1
10
11
Э
Э

4898
1,0
97,0
1
10
11
Э
Э

8451
0,6
99,0
1
10
11
Э
Э

8522
3,0
84,0
2
6
8
НЭ
Э

8452
0,8
99,0
1
10
11
Э
Э

11056
0,5
98,0
1
10
11
Э
Э

18508
2,0
99,0
1
10
11
Э
Э

11026
4,0
99,0
2
10
12
Э
Э

6047
4,0
99,0
2
10
12
Э
Э

10923
2,0
99,0
1
10
11
Э
Э

4679
1,0
95
1
9
10
Э
НЭ

9994
2,0
92,5
1
8
9
НЭ
НЭ

2926
3,2
91,0
2
8
10
Э
Э

2580
2,1
98,5
1
10
11
Э
Э

7664
2,0
90,0
1
8
9
НЭ
Э

1910а
19,0
85,0
10
6
16
Э
Э

601
1,0
96,0
1
9
10
Э
НЭ

6374а
2,9
96,3
2
9
11
Э
НЭ

4016
13,1
96,0
7
9
16
Э
Э

4008
2,0
76,0
1
4
5
НЭ
НЭ

5070
3,0
96,9
2
10
12
Э
Э

136
0,5
90,0
1
8
9
НЭ
НЭ

5874
1,4
98,5
1
10
11
Э
Э

15769
1,0
96,0
1
9
10
Э
Э

202

Продолжение табл. 5.6

Обвод-
Значения рангов
Суммар-
Эффективность

№ скважины
Дебит
нефти,
т/сут
ненность продукции, %
дебит нефти
% воды
ное значение ран-гов
по значениям рангов
по фактическим данным

1
2
3
4
5
6
7
8

3175
0,1
98,0
1
10
11
Э
Э

14915
0,1
97,0
1
10
11
Э
Э

14946
0,1
99,0
1
10
11
Э
Э

14865
0,1
99,0
1
10
11
Э
Э

П р
и м е ч а н
и я. Обозначения в графах 7 и 8: Э
– есть эффект; НЭ – нет эффекта.

Таблица 5.7

Правила оценки эффекта по сумме рангов

Сумма рангов
Д< 10
i? > 10

Эффективность
Нет эффекта
Есть эффект

Прогноз, полученный по описанной методике, для 82 % скважин совпал с фактическими результатами обработки гипаном, что указывает на применимость выбранных критериев по дебиту нефти и обводненности продукции для определения области эффективного применения разработанной технологии.

Приняв за критерий эффективности проводимых операций коэффициент успешности, численно равный отношению количества успешных обработок к общему количеству операций в процентах, проведен анализ методом ранжирования опытно-промышленных работ в 236 скважинах на различных месторождениях Татарстана (табл. 5.8 и 5.9) и оценка влияния технологических параметров и обводненности продукции на этот показатель.

Следует отметить, что применение описанной методики для выявления участков месторождения, у которых следует ожидать эффект роста добычи нефти после закачки полимердисперсной системы, дало правильный прогноз для 71,5 % опытных участков Аль-метьевской площади. При этом в качестве факторов, влияющих на эффективность обработки, были выбраны средняя обводненность продукции, пластовое давление и толщина обрабатываемого пласта. Для всех трех факторов предварительно была доказана связь с эффектом обработки.

Разработанные технологические схемы применения гипана в наиболее сложных условиях ограничения притока подошвенных вод без отключения пласта обеспечили успешность работ 67,6 %, при цементировании – 45 %. Максимальная успешность при закачивании через эксплуатационный фильтр скважины достигнута при закачивании

203

Таблица 5.8

Результаты ограничения притока подошвенной воды гипаном

в литологически однородных пластах

Количество обработанных

Показатели

скважин

В том числе успеш-

Всего
ных

коли-чество
%

1. Технологическая схема
102
69
67,6

I
31
21
67,7

II
30
22
73,3

III
5
4
80,0

IV
15
10
66,6

V
21
12
57,1

2. Способ закачивания гипана

2.1. Через эксплуатационный фильтр:
92
62
67,3

с извлечением подземного оборудования:
72
47
65,2

а) без применения пакера
52
38
73,0

б) с применением пакера
30
15
50,0

без извлечения подземного оборудования
20
15
75,0

Удаленность нижних перфорационных отверстий от

ВНК, м:
66
44
66,6

3,0-5,0
34
27
79,4

5,1-8,0
19
12
63,1

8,1 и более
13
5
38,4

2.2. Через спецфильтр при удаленности нижних перфо-

рационных отверстий от ВНК, м:
10
7
70,0

3-5
3
1
33,0

5,1-7
2
1
50,0

7,1 и более
5
5
100,0

3. Удельный расход гипана на 1 м толщины пласта, м3:

0,10-0,30

0,31-0,60
16
10
62,5

0,61-0,90
28
22
79,0

0,91-1,10
10
7
70,0

1,11-1,85
12
8
66,0

4
2
50,0

4. Обводненность добываемой жидкости из пласта, %:
102
66
64,7

до 70
22
13
60,0

71-90
25
17
76,0

91-95
17
13
76,4

95-100
32
25
63,2

гипана без извлечения подземного оборудования при удаленности нижних перфорационных отверстий от ВНК в пределах 3 – 5 м.

В литологически однородных и неоднородных пластах, вскрытых перфорацией, максимальная успешность работ (77 – 85 %) достигается при удельном расходе гипана в пределах 0,31 – 0,90 м3 на 1 м толщины. С увеличением этого параметра успешность проведенных

204

обработок снижается до 50 – 66 %, что можно объяснить фильтрацией значительной части полимера в нефтенасыщенный пласт и обратным вытеснением неотвержденного полимерного раствора при освоении скважины. Исходя из полученных результатов в качестве оптимального рекомендован удельный расход гипана в пределах 0,45 – 0,65 м3 на 1 м толщины перфорированного интервала пласта.

Таблица 5.9

Результаты работ по ограничению притока нижних вод гипаном

в литологически неоднородных пластах

Количество обработок


В том числе

Показатели
Всего
успешных

количество
%

1.Технологическая схема
134
102
76,1

I
25
22
88,0

II
58
48
83,2

III
1
1
100

IV
17
12
71,0

V
22
16
72,7

I (2 цикла)
6
2
33,3

IV (2 цикла)
5
1
20,0

2. Способ закачивания гипана

2.1. Через эксплуатационный фильтр:

с извлечением подземного оборудования:

а) без применения пакера
34
29
85,3

б) с применением пакера
40
29
72,5

без извлечения подземного оборудования
23
20
86,9

2.2. Через спецфильтр
16
10
62,5

3. Продолжительность отверждения, ч:

до 24
15
11
73,3

36-46
25
21
84

56
8
6
75

96
12
8
66,6

4. Удельный расход гипана на 1 м толщины водоносного

слоя, м3:

0,10-0,30
8
6
75

0,31-0,60
14
12
85

0,61-0,90
9
7
77

0,91-1,2
7
5
71

5. Обводненность добываемой продукции, %:

до 70
7
5
71

71-80
11
8
73

81-90
13
10
77

91-95
27
23
85

Зависимость коэффициента успешности от обводненности продукции соответствует разработанному критерию проведения работ

по ограничению водопритоков [137], наилучшие показатели получе-

205

ны при содержании воды в пределах 70 - 95 % (см. табл. 5.8, п. 4, табл. 5.9, п. 5), т.е. в условиях максимальной обводненности извлекаемой нефти. Физическая сущность этого критерия заключается в том, что высокая обводненность продукции является следствием образования крупных каналов, в которые хорошо фильтруются во-доизолирующие материалы. В зависимости от дебитов он составляет: q > 10 т/сут - содержание воды 70 % и более, в малодебитных (q < 10 т/сут) - более 95 %. Исследования, проведенные на линейных моделях пласта, показали, что оптимальным условием применения гипана по степени закупоривания пор является К = 0,3 мкм2 и более, с которыми согласуются результаты промысловых исследований [62]. Для условий Ромашкинского месторождения в диапазоне проницаемости от 0,1 до 1 мкм2 зависимость успешности от проницаемости описывается эмпирической формулой

Y = 71,2 VZ. (5.20)

Успешность считается удовлетворительной при условии Y > > Ymax /v2 (по аналогии с резонансными кривыми в радиотехнике [237]). Граница успешного применения гипана при К > > 0,4

мкм2, 7тах = 71,2 % достигается при К = 1 мкм2. Анализ результатов применения гипана в скважинах с различной минерализацией пластовых вод (табл. 5.10) показал следующее.

1. Рост притока нефти при ограничении притока воды достигается при минерализации воды в пределах 1140 - 1160 кг/м3 (скв. 7434, 387, 6824).

2. В пласте с плотностью воды 1020 - 1114 кг/м3 закачивание гипана не повлияло на приток жидкости.

3. В пластах с давлением 19,0 - 19,5 МПа (скв. 7834, 7824) при плотности воды 1150 - 1160 кг/м3 обработка гипаном позволила извлечь дополнительно свыше 6 тыс. т нефти, что подтверждает эффективность применения гидролизованного полиакрилнитрила при пластовых давлениях до 19 МПа.

4. В условиях высоких давлений в пластах со слабоминерализованной водой гипан можно использовать как высоковязкий тампон.

Наиболее наглядно зависимость поступления жидкостей от минерализации воды после обработки гипаном наблюдалась в скв. 7424 (рис. 5.12) - после снижения ее плотности ниже 1140 кг/м3 (кривая 3) происходит прорыв воды (кривая 2) и

206

Таблица 5.10

Технологические показатели ограничения притока закачиваемой воды гипаном в скважинах АО "Татнефть"

Объем
Количество последовательно закачиваемых компонентов ком-
Технологические показатели

Плот-
Плас-
пласто-вой воды


позиции, м3

Номер
ность
товое
горизон-

30%-



Пласто-

До обработки
После
об-

сква-
пласто-
давле-
та Д1,
Пресная
ный
Пресная

Пресная
вая во-
30%-
работки

жины
вой воды,
ние, МПа
закачан-ной до
вода
раствор CaCl2
вода
Гипан
вода
да горизонта Д1
ный раствор

дебит
обвод-
дебит
обвод-

кг/м3

обработки, м3






СаС12
нефти, т/cут
ненность,
%
нефти, т/cут
ненность,
%

7462
1172
17,9
6,0
-
1,5
0,4
2,5
0,4
-
0,4
10,00
60
0,30
85

7834
1160
19,0
9,0
0,3
-
-
5,5
0,3
-
1,0
0,00
100
20,00
50

7424
1150
19,5
10,0
0,2
-
-
5,5
0,2
-
0,4
14,00
75
22,00
39

387
ИЗО
18,8
5,5
0,2
-
-
2,5
0,2
1,5
-
0,00
100
0,50
88

365
1114
17,7
12,0
—
0,8 0,8
0,3 0,3
2,7 1,8
0,2
—
0,8
0,80
85
0,20
85

6824
1114
18,0
6,0
0,3
-
-
4
0,2
-
0,6
1,00
75
3,00
60

3166
1091
19,8
20
0,5
-
-
4,0
0,3
1,5
-
0,09
90
0,07
93

714
1091
19,0
9,0
0,2
-
-
4,0
0,3
1,5
-
0,40
99
0,09
99

560
1030
18,2
45,0
-
2
0,3
2,5
0,2
-
1,5
18,00
90
2,00
90

650
1022
18,9
10,0
0,2
-
-
3,0
0,2
-
-
-
100
-
100

1,5
0,2
-
-
3,0
0,2
-
-

1,5
0,2
-
-
3,0
0,2
2,0
-
-
100
-
100

6638
1020
20,2
9,0
0,2
-
-
4,0
0,2
-
0,6
22,00
65
5,00
65

207

Рис. 5.12. Диаграммы геофизических исследований (а) и рабочие параметры (б) скв. 7424 Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения:

1 – дебит нефти; 2 – содержание воды в продукции скважины; 3 – плотность попутно извлекаемой воды

снижение дебита нефти (кривая 2). Эти результаты согласуются с лабораторными исследованиями (см. рис. 4.3, 6): при плотности пластовых вод менее 1140 кг/м3 – применение гипана малоэффективно. Как показано выше, с применением гипана не всегда достигается ограничение водопритока и увеличение дебита нефти. Анализ показал, что основными причинами недостаточной эффективности операции являются нарушение условий выбора скважин, низкая минерализация пластовой воды, наличие нескольких пластов при закачивании без пакера, высокие пластовые давления (более 20 МПа), наличие нарушений в колонне труб, а также несоблюдение технологии закачки. При воздействии на обводненный пласт с соблюдением установленных технологических параметров период эффективной работы скважин (?э) колеблется от нескольких месяцев до 10 лет, но в среднем составляет около 3 лет. Так, по группе скважин Ново-Елхов-ского месторождения ?э колеблется от восьми до 30 мес., причем 44 % из них эффективно продолжают работать и в течение более длительного времени (рис. 5.13).

По результатам проведенных исследований гипан рекомендуется применять в следующих условиях (табл. 5.11).

208

Рис. 5.13. Изменение показателей работы группы скважин Ново-Елховского месторождения

Таблица 5.11

Условия применения гипана для ограничения притока минерализованных вод в скважины

Пределы изменения по-

Показатели
казателей

от
до

Проницаемость, мкм2
0,35
6,0

Обводненность продукции, %
70
Более

Концентрация катионов поливалентных металлов,
900
Более

мг-экв/л

Пластовое давление, МПа
0
19

Температура, К
278
353

Тип коллектора
Терригенные

209

С применением гипана или других полимеров, обладающих такими же свойствами на промыслах, можно решать следующие практические задачи:

1) ограничения притока минерализованной воды как в однородных, так и в неоднородных пластах;

2) временного ограничения притока высоконапорных пресных вод за счет вязкопластических свойств;

3) выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах;

4) ликвидации интенсивных поглощений с добавлением наполнителей.

На месторождениях Республики Татарстан с применением гипана были обработаны обводненные пласты в 442 скважинах (табл. 5.12), получены следующие результаты: дополнительно добыто 2,3 млн т нефти, объем попутной воды уменьшен на 46,5 млн м3, среднегодовой прирост добычи нефти за счет применения гипана составил 329,2 тыс. т при снижении объема попутной воды на 6,64 млн м3.

По неполным данным на 01.01.84 было проведено в различных регионах страны (табл. 5.13) 1486 скважино-операций по ограничению водопритоков в скважины. Общий объем дополнительно добытой нефти, определенный расчетным путем, составил 5,011 млн т.

Основная часть закачек гипана проводилась на промыслах АО "Татнефть" в скважинах, эксплуатирующих терригенные отложения. По сравнению с базовым методом (цементированием) в наиболее сложных условиях ограничения притока подошвенной воды за 1976 – 1982 гг. прирост дополнительной добычи нефти по 295 скважинам составил 311,4 тыс. т, объем изолированной воды 4,68 млн м3, или на 1 т закачанного полимера 264,7 т нефти и 4593,7 м3 сокращенной

Таблица 5.12

Результаты ограничения притока вод гипаном в добывающие скважины на нефтяных месторождениях Татарстана

Количество скважино-
Объем допол-

На одну скважино-

Год

операций

нительно добытой нефти, т
Объем изо-
лированной
воды, м3
операцию

всего
из них успешных
нефти, т
воды, м3

количество
%

1969
2
2
100
60133
254021
30066
127011

1970
54
22
40,7
418572
9982550
7751,3
184862

1971
37
20
54,0
151142
5721209
4084,9
154627

1972
62
37
59,0
440547
11495296
7105,5
185408

1973
80
65
81,2
558775
10200719
6984,5
127508

1974
70
56
80,0
396475
3962504
5663,9
56607

1975
137
96
70,0
278877
4958140
3319,9
59025

210

Таблица 5.13

Объем внедрения и технологические показатели применения гипана нефтедобывающих регионах с 1970 по 1982 г.

Количество скважино-
Прирост до-
Объем сокра-

Нефтяные районы

операций

бычи нефти, тыс. т
щенной воды, тыс. м3

всего
из них успешных

кол-во
%

Татарстан
1415
962
68,1
4350,0
98100,0

Cамарская обл.
25
12
48,0
294,0
1147,00

Западная Сибирь
16
6
37,5
317,5
544,6

Башкортостан
11
7
63,6
17,8
80,1

Мангышлакская обл.
7
3
42,8
7,6
29,3

Саратовская обл.
7
5
71,4
25,1
50,2

Белоруссия
6
2
33,3
1,6
8,1

Всего:
1486
966
67,0
5013,6
99969,3

воды. Эта технология в АО "Татнефть" является регламентированным геологическим мероприятием по выработке нефтеводонасы-щенных пластов девона и верхнего карбона и действует уже более 16 лет. Среднегодовой объем внедрения метода по отчетным данным АО "Татнефть" на 01.01.88 составлял 50 – 70 скважино-операций.

На нефтяных месторождениях Самарской области с применением гипана по технологическим схемам I, II, IV на 01.01.78 проведено 25 скважино-операций в терригенных отложениях Радаевского, Козловского, Запрудненского, Алакаевского месторождений горизонтов Д1, Д2, С1 при обводненности добываемой продукции 80 – 95 % (табл. 5.14). Проницаемость пластов составляла 0,12 – 1,1 мкм2, пористость – 18 – 22 %, вязкость нефти – 6,3 – 12,7 мПа?с, температура пласта – 312 – 330 К, пластовое давление – 19 – 30 МПа, плотность воды – 1090 – 1190 кг/м3. Несмотря на низкую минерализацию пластовой воды в ряде скважин, успешность работ составила 60 %, что на 28 % выше, чем при цементировании. Дополнительно добыто на одну обработанную скважину 2466 т нефти, объем изолированной воды сокращен на 83926 м3.

Для месторождений п-ова Мангышлак и Западной Сибири характерна низкая минерализация пластовой воды при температуре пласта 353 – 363 К. В связи с этим работы проводились главным образом по технологическим схемам III и V с предварительным закачиванием в пласт электролитов (табл. 5.15,

в

211

Таблица 5.14

Результаты работ по ограничению притока воды на нефтяных месторождениях Самарской области с применением гипана за 1973–1974 гг.

Дебит нефти и
обводненность
Количест-во
Уменьше-

№ скважины
Месторождение




допол-нительно добытой
ние объема попутной воды, м3

до изоляции
после
изоляции

нефть,
обводнен-
нефть,
обводнен-

т/сут
ность, %
т/сут
ность, %
нефти, т

33
Радаевское
1,0
98,0
22,0
68,0
7000,0
327950

198
То же
ОД
99,0
6,0
75,0
320,0
9672

15
"
6,0
68,0
0,1
98,0
-
-

154
"
3,0
96,0
8,0
88,0
1783,0
29776

180
"
7,0
92,0
11,0
90,0
4861,0
7778

122
"
2,0
94,0
14,0
42,0
4036,0
66916

124
"
0,5
97,0
0,1
99,0
-
-

136
"
2,0
94,0
8,0
74,0
811,0
11718

147
"
2,0
98,0
2,0
98,0
-
-

197
"
0,1
99,0
3,0
57,0
2765,0
23723

17
Запруднен-ское
25,0
47,0
17,0
53,0
-
-

43
То же
1,6
98,0
2,5
38,0
22300,0
101242

5.16). В работах, проведенных институтом КазНИПИнефть, наряду с раствором хлорида кальция (15 % вес.) применялся 5%-ный раствор сульфата меди. В скв. 1635, 1678, 1447, 1139, 406 гипан закачивался для ограничения поступления подошвенной, в скв. 447 – нижней, в скв. 867 – закачиваемой воды. В скв. 1678, 1447 и 447 наряду с ограничением притока воды достигнут рост дебита нефти, дополнительно добыто 3270 т нефти. Отбор попутной воды сокращен на 6558 м3. В скважинах с предварительной закачкой CuSO4 наряду с положительным эффектом произошло сокращение притока нефти. Это указывает на образование в нефтенасыщенной части водоизоли-

Таблица 5.15

Результаты применения гипана в скважинах месторождения Узень

Объект раз-работки

Плотность воды, кг/м3

Количество обработок

из них успешных

Объем раствора гипа-на, м3

Объем электролита, м3

до гипана

после гипана

Без подъема эксплуатационного оборудования XIII–XIV 1100 5 2 5 4

С подъемом эксплуатационного оборудования

XV
1030
1
1
6
20

XII
1020
1
0
5
3,0

1,0 3,0

всего

212

Таблица 5.16

Результаты применения гипана на нефтяных месторождениях Западной Сибири

№ скважины?

Тип воды, поступающей в скважину

Объем закачанного гипана, м3

Количество дополнительно добытой нефти, т

444 728 731 16а 2258 779

Закачиваемая

То же

"

Подошвенная

То же

Нижняя

10,0 9,0 1,5 4,2 4,0 3,3

Итого

3540 2640 1625

22130 1800

285782

317586

Уменьшение

объема попутно

извлекаемой

воды, м3

16720 11210 11681 21500 3423 495200

544900

? Обработка пластов гипаном произведена в скв. 469а, 709, 778, 705, 728, 734, 764, 765, 37 и 547, обводненных закачиваемыми водами. Обработка оказалась безуспешной.

рующей массы в результате проникновения в пласт электролита и гипана в условиях высоких температур (350 К).

Опытно-промышленные работы с применением гипана в Западной Сибири проводились на Самотлорском, Шаимском и Усть-Балыкском месторождениях в скважинах, вскрывших нефтеносные пласты АВ, АВ8, ВС3, БС8, БС7. Наряду с неоднородностью и прерывистостью для этих пластов, в отличие от месторождений Урало-Поволжья, характерны: низкая минерализация воды (1010 – 1020 кг/м3) и высокая температура забоя (343 – 353 К). Ввиду низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод нагнетание гипана проводилось по технологическим схемам III и IV с предварительной закачкой в пласт от 15 до 50 м3 15%-ного раствора CaCl2. Значительно был увеличен объем электролита, закачиваемого за гипаном. Всего проведено 16 закачек в скважины, работающие при обводненности продукции от 80 до 99 %. В результате обработки обводненных пластов гипаном из них дополнительно извлечено 317 тыс. т нефти, объем попутной воды уменьшился на 544 тыс. м3 (см. табл. 5.16). Основной эффект от применения полимера был получен в скважинах, обводненных пластовой водой, успешность которых составляет 75 % при обводнении закачиваемой водой – 25 %. Ввиду быстрого обводнения эксплуатационного фонда закачиваемой водой эта технология не была рекомендована для условий месторождений Западной Сибири.

Кроме рассмотренных выше нефтяных регионов работы с применением гипана проводятся на месторождениях Республики Украина, Республики Беларусь, Краснодарского края, Саратовской области,

213

Республики Башкортостан и других нефтяных районов [205, 84, 179, 107, 101]. При использовании полимера в условиях, приведенных в табл. 5.13, эффективность технологии оказалась высокой. Опыт работы в условиях месторождений Западной Сибири и п-ова Мангышлак показал возможность применения гипана при температурах до 353 К и пластовых давлениях до 30 МПа. В карбонатных породах, где содержание ионов поливалентных металлов не превышает 8 мг?экв/л, и при pН = 5,6, применение гипана оказалось малоэффективным, поэтому область применения метода была ограничена тер-ригенными породами.

Извлечение такого количества нефти, которое приведено в табл. 5.16, показывает, что ограничение водопритоков в добывающие скважины закачиванием небольшого количества химреагентов является эффективным средством отбора нефти в наиболее слабо вырабатываемой части продуктивного пласта при разработке залежей заводнением. Обычно эта нефть не рассматривается как дополнительно добытая, хотя она извлечена в условиях предельного обводнения добываемой продукции, что в свое время привело к недооценке роли водоизоляционных работ при эксплуатации нефтяных месторождений. В целях оценки влияния их на нефтеотдачу пластов на некоторых участках Ново-Елоховского месторождения в группе скважин гипаном были обработаны водонефтяные пласты горизонта Д1. На рис. 5.14 показан один из таких участков, начальные извлекаемые запасы нефти которого составили 942 тыс. т. При текущем коэффициенте нефтеотдачи участка 0,11 в скв. 595 (11.74) и 596 (04.75) при обводненности добываемой продукции на 99 % проведе-на обработка пласта полимерным раствором в объеме 6 м3 через эксплуатационный фильтр скважины по технологической схеме II. В результате в скв. 595 содержание воды снизилось с 99 до 75 %, а в скв. 596 – с 98 до 20 %, что позволило продлить период рентабельной эксплуатации на 5 лет. Отбор нефти определялся из предположения о влиянии проводимых операций по ограничению водоприто-ков только на соседний ряд скважин. Излом на характеристике вытеснения, построенной по суммарным эксплуатационным показателям скважин участка (см. рис. 5.14), свидетельствует об извлечении дополнительной нефти. После обработки гипаном за счет заводнения нефтенасыщенного пласта за три года было извлечено дополнительно

214

Рис. 5.14. Схема размещения скважин опытного участка на Елховской площади и динамика характеристик вытеснения нефти до и после обработки водоизолирую-щими составами (скв. 594, 595, 596, 961)

216

28,3 тыс. т нефти. Прирост коэффициента нефтеотдачи по участку, рассчитанный по балансовому методу, составляет 1,5 %, охвата – 1,8 %. Аналогичные результаты были получены и на другом участке (скв. 419, 420, 421, 155, 475а) Елховской площади, где обработка гипаном была произведена (скв. 419, 420) при текущей нефтеотдаче, равной 0,26. Изменение гидродинамической обстановки в продуктивном пласте закачиванием гипана позволило извлечь из данного участка дополнительно 47,8 тыс. т нефти. Абсолютный прирост коэффициента нефтеотдачи составил 1,1 %, а охвата – 1,37 %.

Характеристики вытеснения на этих участках показывают, что повышение фильтрационного сопротивления обводненных зон водо-нефтяного пласта гипаном приводит к увеличению нефтеотдачи в результате улучшения охвата заводнением. Следует отметить, что приведенный метод оценки эффективности операций применим для определения успешности водоизоляционных работ в добывающих скважинах.

5.3. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА В СКВАЖИНЫ СЛАБОМИНЕРАЛИЗОВАННЫХ ВОД В ТЕРРИГЕННЫХ И КАРБОНАТНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ СОПОЛИМЕРОМ МАК-ДЭА

Сополимер метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью (МАК-ДЭА) по своим физико-химическим свойствам близок к гипа-ну. Готовый к применению реагент представляет собой 18 – 20%-ный водный раствор сополимера, который содержит небольшое количество (около 10 %) непрореагировавшего диэтиламина. Вязкость раствора составляет 100 – 120 мПа·с, а межфазное натяжение на границе с керосином – 8 – 9 мН/м. Наряду с ограничением притока воды растворы МАК-ДЭА снижают фильтрационное сопротивление пласта для нефти. Селективность воздействия полимера на обводненный пласт обеспечивает рост подвижности нефти и снижение проницаемости для воды. Структурирование МАК-ДЭА происходит при меньшей минерализации пластовой воды по сравнению с гипа-ном, что позволяет применять сополимер в пластах, обводненных слабоминерализованными водами и в карбонатных коллекторах.

По таким технологическим параметрам, как вязкость, плотность, фильтруемость, высаживание полимера электролитами, сополимер МАК-ДЭА идентичен с гипаном [27, 95, 61]. В связи с этим промысловые испытания его как водоизолирующего материала проводились в обводненных скважинах, эксплуатирующих продуктивные пласты верхнего карбона и девона, по технологическим схемам I, II

217

Таблица 5.17

Геолого-техническая характеристика объемов испытания МАК-ДЭА и технологические параметры закачки

№ скважины
Тип поступающей в скважину воды
Плотность пластовой воды, кг/м3
Пластовое
давление,
МПа
Объем МАК-ДЭА, м3
Давление закачки, МПа

1867 1807 1801
Подошвенная
Нижняя Подошвенная
1178 1142 1121
18,5 13,6 19,0
7 5 5
18,5 14,0
22,5

и V. Минерализация воды в этих горизонтах составляет от 110 до 220 г/л.

Первые испытания были проведены в скважинах Ново-Елховского месторождения, обводненных подошвенной и нижней водами по горизонту Д1 (табл. 5.17). Закачивание полимера производили по схеме I. После заполнения ствола скважины минерализованной водой горизонта Д1 и определения приемистости через насосно-компрессорные трубы, открытый конец которых был установлен на уровне верхних перфорационных отверстий, последовательно в пласт закачивалось 0,5 м3 пресной воды, расчетный объем сополимера МАК-ДЭА и повторно 0,5 м3 пресной воды.

За эффективный период эксплуатации опытных скважин (от 4 до 8 мес.) из обводненного пласта дополнительно извлечено 2523 т нефти, объем попутной воды сокращен на 23,67 тыс. м3 (табл. 5.18). На 1 м3 закачанного 12%-ного раствора МАК-ДЭА дополнительно добытое количество нефти составляет 109 т, объем изолированной воды – 1000 м3 [162]. Испытания данной технологии показали, что закачивание сополимера МАК-ДЭА как в карбонатных, так и терри-генных отложениях приводит к ограничению притока слабоминера-

Таблица 5.18

Результаты обработки обводненных пластов сополимером МАК-ДЭА в скважинах Ново-Елховского месторождения

№ скважины
Дебит скважины, т/ сут
Обводненность, %
Дополнительная добыча нефти, т
Объем изолированной воды, м3
Продолжительность эффекта, мес.

до после
до после

обработки

1867 1807 1801
0,3 0,6
3,7
2,9
9
6,3
99 99 96
87 73 83
126 1932 465
1410 7080 15810
4 8*
о**

? В скважине ?? Эффект изол
сделано д яции сох
ва ремо раняетс
нта с при я и после
менением МА восьми месяце
К-ДЭА. в.

218

лизованных и минерализованных вод и повышению отбора нефти [95]. В условиях месторождений Татарстана применение МАК-ДЭА наиболее эффективным оказалось в продуктивных пластах верхнего карбона СIв в, СI, в которых эффективность работ с гипаном снижается из-за недостаточной минерализации вод. Технологический эффект, определенный по сравнению с гипаном как с базовым реагентом, составляет 1128 т дополнительно извлеченной нефти на одну обработанную скважину при сокращении объема попутной воды на 27,5 тыс. м3. Внедрение разработанной технологии на 21-й скважине с обводненностью продукции 85 – 95 % позволило дополнительно извлечь 23,6 тыс. т нефти. Решением ведомственной комиссии Мин-нефтепрома от 26.08.84 селективный метод ограничения притока слабоминерализованных вод в скважины закачиванием сополимера МАК-ДЭА в терригенных и карбонатных продуктивных пластах принят к промышленному внедрению. Объем внедрения на 01.01.88 превышал 45 скважино-операций, по этим результатам полимер МАК-ДЭА был рекомендован к промышленному выпуску.

Результаты широких промышленных испытаний селективных во-доизолирующих материалов на месторождениях Урало-Поволжья, Западной Сибири и п-ова Мангышлак показали, что в определенных физико-геологических условиях технологический процесс ограничения притока вод в скважины можно производить без извлечения подземного оборудования. Этим достигается значительное сокращение затрат времени и средств на установку тяжелых подъемных сооружений на устье скважины и другие вспомогательные операции [48, 97, 132, 93].

5.4. МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ ОХВАТА ПЛАСТА ЗАВОДНЕНИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫХ СИСТЕМ

Методы ограничения притока вод из обводненных пластов путем закачивания водоизолирующих материалов через добывающие скважины по своему действию на коллектор носят локальный характер. Это обусловлено главным образом технологическими затруднениями воздействия на весь пласт через добывающую скважину и распределением остаточной нефти в заводняемых пластах. Проблемный характер решения этой задачи сохраняется в настоящее время в нефтедобывающей промышленности из-за отсутствия эффективных технологий ограничения движения вод в нефтеводонасыщенных пластах, а именно, в высокопроницаемых обводненных зонах независимо от расположения их относительно скважин.

219

Нефтяные пласты месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири по участкам и площадям имеют неравномерное распределение проницаемости, трещиноватости, закарстованности и т.п. Такая же неравномерность наблюдается и по толщине пласта – имеются локальные внутриформационные размывы, заполненные крупнозернистым, крупнообломочным или гравийным материалом [201, 30, 108, 126]. Из-за неоднородности продуктивного пласта происходит неравномерное продвижение вод при заводнении и образование обширных промытых зон в коллекторе. В этих условиях возникают особые требования к водоизолирующему составу: принцип действия его должен основываться на увеличении фильтрационного сопротивления обводненных зон без заполнения их по всему объему. Кроме того, он должен отвечать, во-первых, изменчивой естественной проницаемости от скважины к скважине, от подошвы пласта до кровли; во-вторых, изменяющейся во времени проницаемости в связи с динамическим коэффициентом фильтрации; в-третьих, условиям тампонирования в грубообломочных, сильнотрещиноватых породах с различной степенью раскрытости трещин. При нагнетании в пласт тампонирующий материал первоначально проникает в трещины, образующие отдельные блоки в коллекторе, и другие высокопроницаемые зоны, оконтуривает их, заполняет, осаждается или твердеет. Внутриблоковые части и менее проницаемые зоны пласта остаются открытыми, по которым образуются вторичные пути для продвижения воды [143, 144]. Следовательно, методы ограничения притока вод в добывающие скважины, основанные на применении небольшого количества водоизолирующего материала с определенными физико-химическими свойствами, не могут обеспечить одинаковую успешность работ в разнообразных условиях нефтяных коллекторов, при различных режимах заводнения и позволяют только частично решить задачу охвата коллектора заводнением. В зависимости от стадии разработки и эффективности методов заводнения объем не-выработанных зон может достигать 0,25 – 0,5 порового объема [30, 168]. В этих условиях для повышения охвата необходимо увеличить фильтрационное сопротивление промытых зон. Вследствие большого объема обводненной части коллектора и удаленности от скважины указанная цель не может быть достигнута посредством закачки малых объемов водоизолирующих реагентов.

Анализируя зарубежный опыт применения физико-химических методов воздействия на пласты, И.А. Сидоров, Ю.А. Поддубный и др. [177] отмечают, что для повышения охвата пласта заводнением практикуется закачка материалов двух типов:

1) химически активных веществ;

2) суспензий твердых частиц горных пород и других материалов.

220

К первому типу относятся карбоксиметилцеллюлоза и полиакри-ламиды со сшивающими агентами (Ca2+, Fe3+, Cu2+ и др.), растворы полиакриламидов катионного и анионного свойств для взаимодействия в пластовых условиях, а также другие реагенты, которые, реагируя между собой, образуют гели, например, силикаты щелочных металлов, растворы полиизоциануратовой соли и др. Они рекомендуются для пористых сред.

В трещиноватых коллекторах рекомендуется применять суспензии тонкоизмельченных легких твердых частиц, однако они очень неустойчивы в динамическом потоке воды. Закачивают микрогели, геометрические размеры которых препятствуют движению их через пористую матрицу пласта, образуя пленку на стенке трещин. Опытные работы с применением карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивающим агентом в пятиточечной системе разработки залежи с сеткой скважин 80?80 показали возможность повышения охвата таких участков на 10 – 11 %.

Однако широкому внедрению перечисленных методов препятствует дефицитность и дороговизна применяемых реагентов. Следует учесть, что образование обширных промытых зон на поздней стадии эксплуатации крупных залежей диктует необходимость обработки больших объемов пласта, а по этим технологиям требуется применять большое количество химреагентов. Поэтому желательно использовать высокоэффективные технологии на основе применения дешевых и недефицитных материалов, легко окупаемых экономически. Анализ проведенных в этом направлении работ на нефтяных месторождениях Татарстана показал, что они практически ограничивались выравниванием профиля приемистости скважин (табл. 5.19). Результаты работ оценивались без связи с добычей нефти и режимом разработки залежей. В то же время они позволили установить фильтруемость суспензий глины, извести, цемента и мела в продуктивные пласты терригенных отложений девона и верхнего карбона, что явилось основой для применения в этих условиях полимердис-персной системы.

221

Таблица 5.19

Сведения об использованных для выравнивания профиля приемистости скважин различных материалов в АО "Татнефть"

Материал
Частота при-мене-ния
Объем смеси на одну сква-жино-операцию, м3
Материал
Частота при-мене-ния
Объем смеси на одну сква-жино-операцию, м3

Мел
Глинистый раствор Мел – цемент Магний – соляная кислота – гипан
14 10
7 4
152,0 48,5 111,0 98,8
Латекс ДВХБ-70 Известь – мел Акриламид Эластичные шарики Дивинильные остатки
4 2 2 1 1
160,0 228,0 22,3 68,8 137,4

Методикой промысловых испытаний и с применением ПДС предусматривалось:

1) проведение опытных работ на высокообводненных участках пласта (80 – 99 %) с целью установления дальнейшего повышения нефтеотдачи после традиционных методов заводнения;

2) испытание технологии ограничения движения вод в терриген-ных отложениях девона и верхнего карбона;

3) изучение возможности ограничения закачиваемых вод нагнетанием ПДС через эксплуатационный фильтр добывающей скважины;

4) испытание воздействия ПДС на отдельный обводненный участок пласта по технологической схеме применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи, т.е. закачиванием через нагнетательную скважину;

5) проведение геофизических и гидродинамических исследований для оценки охвата пласта воздействием;

6) оценка эффективности воздействия ПДС на отдельный участок по характеристикам вытеснения.

На первом этапе промышленных испытаний полимердисперсной системой обрабатывали обводненные пласты через добывающие скв. 5799, 8003, 16375 (НГДУ "Альметьевскнефть") и 6627 (НГДУ "Джа-лильнефть") (табл. 5.20). Основная задача состояла в изучении возможности закачки ПДС в продуктивный пласт и влияния обработки на приток жидкости. Для приготовления полимерного раствора использовался полиакриламид РДА-1020. Глинистая суспензия приготовлялась из биклянской глины (Альметьевский завод глинопорош-ка). Оба компонента готовились на пресной воде р. Камы, используемой для заводнения пластов. В пласт последовательно закачивались раствор ПАА и глинистая суспензия. В каждый цикл закачивалось по 50 – 70 м3 технологической жидкости при производительно-

222

сти насосов 2,8 – 3,15 м3/мин. Давление нагнетания изменялось от 10 до 15 МПа в пластах девонского горизонта (скв. 8003, 6799) и в пределах 6 – 8 МПа – верхнего карбона (скв. 6627, 16375). При этих режимах в обводненные пласты было закачано 160 – 220 м3 ПДС.

Скважины осваивались через 48 – 72 ч после обработки. В трех из них произошло сокращение попутной воды на 10 – 22 % и прирост дебита нефти от 10 до 20 % (табл. 5.20). Одна обработка оказалась неэффективной (скв. 16375). За четыре месяца эффективной работы в скв. 8003 дополнительно из обводненного пласта было извлечено свыше 100 т нефти, объем попутной воды сокращен на 1700 м3, а в скв. 6627 добыто 388 т нефти при уменьшении объема попутной воды на 20,7 тыс. м3. Текущий водонефтяной фактор ? при этом снизился с 30 до 4 (см. рис. 5.14).

В скв. 13124 Холмовской площади ПДС закачивалась в полностью обводненную скважину в количестве 422 м3 при аномальном пластовом давлении 18,2 МПа, при объемном расходе 2 – 4 м3/мин (рис. 5.15, в). В результате интервалы приемистости претерпели большие изменения (см. рис. 5.15, б и г), что указывает на перераспределение потоков в призабойной зоне пласта.

Таким образом, промысловые испытания в добывающих скважинах подтвердили фильтруемость компонентов ПДС в терригенные продуктивные пласты с проницаемостью 0,38 – 0,68 мкм2 и показали избирательность их действия на обводненную часть пласта. Кроме того, эти результаты являются доказательством принципиальной возможности воздействия водоизолирующим материалом на частично обводненный пласт в сравнительно далеко расположенных от скважин зонах коллектора.

Таблица 5.20

Результаты применения ПДС для ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины на Ромашкинском месторождении

№ скважины
Индекс горизон-
Проницаемость,
Коли-чество
Обводненность, %
Дебит нефти, т/сут

до обра-
после
до обра-
после

та
мкм2
ПДС, м3
ботки
обработки
ботки
обработки

5799*
Д1
0,42
210
98,4
63,3
0,20
0,22

8073*
Д1
0,51
170
96,1
91,7
0,90
1,00

16375
dBB
0,68
160
99,0
99,0
0,03
0,03

6627
dBB
0,61
220
96,8
80,1
1,90
4,20

13124
Д1
0,38 длежащие л
422 иквидации
100,0 из-за высок
67,0?? ого обводн
ения.

? Скважины, по

?? Приток воды с
низился на
33 %.

223

Рис. 5.15. Геофизические (а) и промысловые рабочие характеристики (б, в, г) скв. 13124 Холмовской площади Ромашкинского месторождения до (б), во время (в) и после закачивания ПДС (г):

Рн – давление нагнетания ПДС; Q – объем закачанного раствора; q0 – объемный расход нагнетания ПДС; qп – приемистость пласта

На втором этапе опытно-промышленные работы с ПДС проводились по технологической схеме применения нефтевытесняющих агентов, т.е. полимердисперсной системой обрабатывались отдельные участки обводненного пласта с закачиванием ее через нагнетательные скважины. Основной характеристикой вытеснения, по которой определялись расчетная и дополнительная добыча нефти, была

224

зависимость логарифм накопленно-го водонефтяного фактора IgW -логарифм накопленной добычи воды lggв. Для проверки надежности полученных результатов определялась зависимость накопленная добыча нефти Qн - логарифм накопленной добычи воды lggв. После определения суммарных объемов накопленной нефти и воды по скважинам участка и построения графика выбранной характеристики по фактическому значению gвф на дату анализа находят lggвф и по линейной зависимости устанавливают прогнозное значение lg6пр как ординату абсциссы lg(ф По формуле

Qнп р = Qвф/Wпр (5.21)

находили прогнозную добычу нефти на дату анализа. Дополнительная добыча нефти вычисляется как разность между прогнозной и фактической

DQн = Qнф~Qнп р- (5.22)

Абсолютный прирост коэффициента охвата заводнением вычисляли по выражению

Дг|охв = Дг|/рвыт, (5.23)

где Дг| - прирост коэффициента нефтеотдачи, равный отношению Абн/ббал (где ебал - балансовые запасы нефти участка); рвыт - коэффициент вытеснения, взятый из проекта разработки месторождения.

Кроме того, коэффициент охвата оценивался по изменению работающей толщины пласта расходомерами.

Опытные работы проводились на участках Ромашкинского месторождения с обводненностью продукции до 78 - 86 % при текущих коэффициентах нефтеотдачи в пределах 0,279 - 0,595 от балансовых запасов (табл. 5.21), что указывает на поздние стадии эксплуатации.

Технология закачки ПДС, состоящая в последовательном нагнетании в пласт компонентов ПДС, практически в обоих пластах одинакова, за исключением давления нагнетания ПДС, которое в девонском горизонте на 18 - 23 % выше, чем в бобриковском (рис. 5.16, г). Влияние закачки ПДС на участке нагнетательной скв. 11228 с добывающими скважинами 2312, 2328, 2329, 11229, 20796 проявилось через 4 - 5 мес. - возросли дебиты нефти при снижении содержания воды в добываемой продукции (см. рис. 5.16, д). На участках горизонта С\в указанное время составило 1 - 3 мес, а в отдельных случаях -0,5 - 0,8 мес. (см. рис. 5.16, д). В результате ограничения движения воды по пласту на участке скв. 11228 за 16 мес. эффективной работы дополнительно извлечено 6738 т нефти, а на участках скв. 16353, 6628, 16671 - соответственно по 6968, 5575 и 7872 т нефти за 14 - 19

225

Таблица 5.21

Характеристика объектов внедрения и технологические параметры закачивания ПДС на опытных участках Ромашкинского месторождения

Показатели

Площадь участка, га Плотность сетки скважин, га/скв. Балансовые запасы участка, тыс. т Проницаемость, мкм2 Пористость, доли ед. Вязкость нефти, мПа?с

Обводненность продукции, добываемой с участка, %

Текущий коэффициент нефтеотдачи, доли ед. Среднесуточный дебит жидкости всех скважин участка, т/сут

Плотность закачиваемой воды, кг/м3 Коэффициент вытеснения, доли ед. Объем закачанной ПДС, м3

Участки нагнетательных скважин

по пласту Д1
по пласту С1вв

11228
16553
6628
16671

140,5 28,1 1959,1 0,324 0,188
3,7
78
0,595 300
1000 0,72 1200
95,3 23,8 1000,3 0,803 0,212
4,3
82
0,279 131
1050 0,65 1000
50,8 16,9 305,5 0,768 0,324 3,8 86
0,339 152
1125 0,62 1890
71,1 17,8 472,8 0,768 0,224
3,7
86
0,404 187
1125 0,62 1890

Приемистость при давлении, (м3/сут)/МПа: до закачки после закачки
340/9,5 288/10,5
720/13,0 770/14,2
-
-

мес. Эти данные получены по трем характеристикам вытеснения, которые дали расхождение в пределах 3 – 5 %, что указывает на достоверность результатов. Абсолютный прирост охвата пласта, определенный по балансовому методу с использованием фактического прироста добычи по формуле (5.9), составил 0,5 – 2,7 % (табл. 5.22).

На основании результатов промысловых испытаний 22.12.83 технология принята к внедрению в отрасли по решению ведомственной комиссии Миннефтепрома.

Второй этап промысловых исследований был направлен на решение задач о применении полимердисперсных систем в по-

226

Рис. 5.16. Диаграммы геофизических исследований (а), профили приемистости до закачки (б) и после закачки ПДС (в), графики изменения рабочих параметров нагнетания (г) и прирост добычи нефти (д) по скв. 11228 Ромашкинского месторожде-

лимиктовых коллекторах нефтяных месторождений Западной Сибири и п-ова Мангышлак. Исследования на линейных моделях с образцами пород продуктивного пласта подтвердили идентичность механизма воздействия ПДС на неоднородный пласт, состоящий как из кварцевого песка, так и из полимиктовых песчаников А1–2, т.е. с увеличением неоднородности коэффициент отдачи при обработке ПДС возрастает. Первые ОПР с применением ПДС были начаты на Само-тлорском, Урьевском и Локосовском месторождениях. Опытно-промышленные работы проводились по методике, разработанной для терригенных отложений месторождений Урало-Поволжья. Результаты оценивались с применением термометрии по изменению профиля приемистости и притока нефти в добывающие скважины

ния

227

Таблица 5.22

Технико-экономические показатели обработки ПДС на опытных участках Ро-машкинского месторождения (в ценах 1991 г.)

Показатели
Участки нагнетательных скважин

по
пласту
Д1
по пласту С1в в

11228
16353
6628
16671

Дополнительная добыча нефти, т:
приведенная на 1м3 ПДС, т/м3
приведенная на 1т ПАА, т/т Затраты на внедрение, тыс. руб. Затраты на закачку 1м3 ПДС, тыс. руб. Затраты на внедрение для дополнительной добычи 1 т нефти, руб/т Экономический эффект, руб.
Экономический эффект на 1 руб. затрат на внедрение, руб.
Повышение коэффициента нефтеотдачи, % Увеличение коэффициента охвата заводнением, % Продолжительность эффекта, мес
6738
5,2 9243 13,002
10,0 1,930
320,4 24,65
0,3 0,5 16
6968
7,0 16590 7,133
7,1 1,024
340,7 47,77
0,7 1Д 18
5575 3,0
7240
7,605 4,0
1,838
276,9 36,42
1,8 2,9 19
7872
4,2 10223 3,978
2,0 0,505
397,8 100,00
1,7 2,7 14

участка. Как видно из данных табл. 5.20 и рис. 5.17, изменения притока жидкости и профиля притока в скважинах носят аналогичный характер с месторождениями Татарстана, т.е. закачивание ПДС приводит к увеличению работающей толщины пласта и росту добычи нефти, подтверждая правомерность приведенных выше объяснений механизма действия ее и в полимиктовых коллекторах.

В целях уточнения характера действия ПДС на продуктивный пласт и глубины проникновения компонентов водоизолирующей системы по радиусу проведен анализ результатов комплекса геофизических и гидродинамических исследований, выполненных на опытных участках. Этот комплекс включает термометрию, измерение профиля приемистости до и после обработки скважин ПДС, пластовые и забойные давления, по которым строятся индикаторные диаграммы и кривые восстановления давления, а также определяются изменения притока жидкости в добывающие скважины и обводненности добываемой продукции.

Данные исследований РГД и термометрии (см. рис. 5.17), изменения профиля приемистости как на месторождениях Татарстана, так и Западной Сибири носят различный характер при сравнительно одинаковых результатах. Их можно объединить в три группы:

228

Рис. 5.17. Стандартный каротаж (а) и результаты геофизических исследований нагнетательных скважин до (б) и после обработки ПДС (в, г)

1) скважины, в которых локальные значения работающей толщины продуктивного пласта возрастают за счет подключения в работу ранее разрабатываемых пропластков. В скв. 573 и 15829 Урьевского и Ромашкинского месторождений (см. рис. 5.17) после закачивания ПДС произошло двукратное увеличение работающей толщины пласта. Такие изменения наблюдались и в скв. 15844, 26150, 5891, 16671 и др.;

229

Рис. 5.17. Продолжение

2) при неизменной работающей толщине пласта происходит перераспределение фильтрационных потоков вследствие уменьшения приемистости высокопроницаемых и увеличения ее в малопроницаемых пропластках (скв. 1740, 11228, 16982, 6428 и др.);

3) полное прекращение приемистости высокопроницаемых про-пластков после обработки ПДС при подключении в работу новых пропластков (скв. 15829, 15752, 16671, 14840 и др.).

230

Таблица 5.23

Результаты обработки ПДС обводненных участков Ромашкинского и Урьевского месторождений

№ скв.
Нефтеносная площадь
Индекс горизонта
Обводнен-ность продукции, %
Дополнительная добыча нефти, т

15844
Чишминская
С1вв
68
7917

16671
То же
С1вв
79
10849

15829
"
С1вв
98
524

26150
"
С1вв
96
477

16232
"
С1вв
79
2964

6628
"
С1вв
86
8776

5891
Миннибаевская
С1вв
77
667

17401
Сев.-Альметьевская
С1вв
84
6635

11228
Альметьевская
Д1
78
6738

14840
То же
Д1
98
96

21500
"
Д1
92
11193

15752
Березовская
С1вв
96
8099

573
Урьевское мест-е
БВ6
84
15541

538
То же
БВ6
54
7261

15829
Чишминская
С1вв
90
8666

Несмотря на различный характер изменения профиля приемистости скважин на этих участках дополнительно извлечено до 7 – 11 тыс. т нефти (табл. 5.23), что указывает на подключение в работу ранее не работавших нефтенасыщенных прослоев.

Изучение индикаторных диаграмм нагнетательных скважин до и после обработки ПДС показывает, что изменение коэффициента приемистости скважин главным образом носит линейный характер. При этом происходит (рис. 5.18):

1) увеличение коэффициента приемистости (скв. 15752), которое в основном связано с подключением в работу новых пропластков (скв. 13566, 15752, 16672 и др.);

2) снижение коэффициента приемистости, как в скв. 11228, в которой произошло перераспределение потоков при неизменной толщине работающей части пласта (скв. 27036, 27061, 10024, 17401);

3) коэффициент приемистости остается неизменным (скв. 3068) при колебании количества дополнительной нефти в широких пределах (скв. 21500, 3068, 15712, 14840, 16353, 27061);

4) коэффициент приемистости после закачки ПДС резко увеличивается, как в скв. 13443, индикаторные диаграммы имеют выпуклость к оси давления после достижения некоторого значения забойного давления, что характерно для трещиноватых коллекторов.

На участках первых трех групп скважин в результате обработки ПДС дополнительно извлечено от 96 до 11000 т нефти (см. табл.

231

5.23), что указывает на перераспределение потоков во всех трех случаях. Исключение составляет участок скв. 13443 с вогнутой индикаторной диаграммой, где добыча нефти не изменяется, что дает основание предположить интенсивное увеличение поглощения ПДС по заколонному пространству.

Рис. 5.18. Индикаторные диаграммы скважин до (1) и после (2) обработки ПДС

232

Рис. 5.19. Изменения коэффициента продуктивности, обводненности добываемой жидкости (а) и пластового давления (б) до и после закачки ПДС:

15754 – номер скважины; – – – – обводненность; – продуктивность; – ? – ? – пластовое давление

Результаты гидродинамических исследований, проведенные в добывающих скважинах экспериментальных участков, позволяют установить: после обработки нефтеводонасыщенного коллектора происходит увеличение пластового давления, что приводит к росту коэффициента продуктивности скважин. Тенденция уменьшения этого коэффициента и пластового давления до обработки после закачивания ПДС сменяется на возрастание этих параметров во времени при снижении обводненности добываемой продукции (рис. 5.19).

233

Как показали исследования методом кривых восстановления давления (КВД), такой характер изменения притока жидкостей основывается на изменении фильтрационных характеристик пласта. Так, на участке скв. 4094 (Самотлорское месторождение) коэффициент гид-ропроводности в добывающих скважинах изменяется в скв. 4095 от 8,00 до 1,86 мкм2-м/мПа-с, в скв. 7181 - от 20 до 2,7 и в скв. 12160 - от 0,64 до 0,46. Повторное исследование методом КВД через три месяца после обработки ПДС показало увеличение гидропроводности пласта в скв. 12160 до 1,3 мкм2-м/мПа-с и рост притока нефти. Анализ кривых восстановления давления показал, что встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициента гидропроводности после обработки ПДС. На участках скв. 17401 и 16671 (Ромашкин-ское месторождение) гидропроводность после обработки ПДС при постоянной величине работающей толщины пласта увеличилась соответственно от 0,095 до 0,4 и от 0,0015 до 0,196 мкм2-м/мПа-с. На участках указанных скважин в результате обработки дополнительно извлечено от 6,6 до 10,6 тыс. т нефти.

Закачивание ПДС в пористую среду приводит к изменению проводимости продуктивного пласта. Для оценки глубины фильтрации ПДС по радиусу были использованы такие параметры, как гидропроводность и пьезопроводность. Наиболее полную информацию о фильтрационных свойствах пласта дает кривая восстановления давления, которая позволяет определить не только средние значения фильтрационных характеристик в некоторых областях пласта, но и их изменения в удаленных зонах, и оценить само расстояние до места определения характеристики пласта. Когда нефтяной пласт имеет зональную неоднородность, появляется возможность разделения комплексного гидродинамического параметра - гидропроводности на отдельные составляющие, не проводя дополнительных исследований. Известно, что [102, 123] неоднородность пласта фиксируется в виде изломов на преобразованных КВД. Расстояние до излома КВД можно оценить по формуле

R = 2^б + л/тгкт , (5.24)

где гпр - приведенный радиус скважин; к - пьезопроводность ближней к нагнетательной скважине зоны; т - время, за которое волна возмущения, вызванная остановкой или пуском скважин, дошла до границы неоднородности.

Вне зоны релаксационных процессов высокого порядка, где появляется возможность определения границы неоднородности пласта или глубины проникновения технологической жидкости, изменение гидродинамической характеристики после закачки ПДС можно найти по соотношению

234

к1/к2 =т1/т2,

(5.25)

где индексы 1 и 2 соответствуют значениям параметров до и после обработки ПДС.

Из формулы 5.25 следует, что по изменению времени прихода волны возмущения до границы неоднородности в пласте можно оценить изменение коэффициента пьезопроводности в данной зоне.

Процесс уменьшения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта за счет воздействия ПДС происходит за относительно короткий интервал времени, и мала вероятность изменения коэффициента сжимаемости пористой среды и вязкости насыщающей жидкости в исследуемой зоне. Это позволяет сделать допущение, что изменение коэффициента пьезопроводности в рассматриваемом интервале обусловлено только изменением проницаемости пласта. Последнее, в свою очередь, дает возможность расчленить на составляющие коэффициент гидропроводности, определяемый по КВД.

На рис. 5.20 представлены КВД нагнетательной скв. 15829 (НГДУ "Джалильнефть") до и после закачки ПДС. В данной скважине обработка ПДС произведена дважды через достаточно большой интервал времени. До обработки ПДС на расстоянии lg?1 = 3,5 по оси времени наблюдается излом КВД. После первой обработки ПДС происходит смещение точки излома КВД в сторону больших времен – lg?2 = 3,61. Отношение времени волны возмущения до границы

Рис. 5.20. Кривые восстановления забойного давления в нагнетательных скважинах Ромашкинского месторождения до и после обработки ПДС:

1 и 3 – до обработки ПДС; 2 и 4 – после обработки ПДС

235

неоднородности до и после закачки ПДС равно х21х\ = 1,26, что соответствует, как следует из формулы 5.25, уменьшению коэффициента проницаемости данного участка в 1,26 раза. Уменьшается и коэффициент гидропроводности в 1,9 раза - от 0,21 до 0,11

В призабойной зоне с радиусом до 50 - 60 м многозвенный характер КВД обусловлен релаксационными процессами высоких порядков, что осложняет изучение этой области. Однако резкое изменение гидропроводности в призабойной зоне пласта после закачивания до 2 - 3 тыс. м3 ПДС (см. рис. 5.20, кривые 2 и 4). Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150, 15184 и появление излома на других участках по оси lgx показали возможность оценки параметров фильтрации ПДС. Расчеты, проведенные с использованием формулы (5.24), показывают, что эти изменения в вышеуказанных скважинах наблюдаются на расстоянии 70 - 85 м от точки обработки (lgx = 3,1-ьЗ,4), т.е. вне релаксационных процессов высоких порядков.

При анализе КВД опытных участков после обработки ПДС встречаются случаи неоднократного увеличения коэффициен- та гидропроводности. Например, по данным КВД участка скв. 17401 Ро-машкинского месторождения значения Ш\и в ближней зоне после обработки ПДС возрастают с 0,005 до 0,41 мкм2-м/мПа-с, а по РГД происходит только перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины. На участке скв. 16671 коэффициент гидропроводности изменяется с 0,0015 до 0,195 мкм2-м/мПа-с после закачки ПДС. Эта скважина находится в водо-нефтяной зоне. Как показывают результаты термометрии и исследований расходомерами в скважине, водонефтяная зона с толщиной 1 м, поглощающая всю закачиваемую воду, после обработки ПДС перестает принимать, что приводит к подключению в работу всей неф-тенасыщенной части пласта толщиной 7 м. На этих участках через добывающие скважины было дополнительно извлечено 6,6 и 10,8 тыс. т нефти. По-видимому, многократное возрастание величины гидропроводности в призабойной зоне в несколько раз (см. рис. 5.20, кривые 3 и 4) указывает на проникновение ПДС на значительное расстояние от забоя скважин. При наличии узких промытых зон или литоло-гических каналов существует вероятность проникновения ее на большие расстояния.

Анализ характера изменения кривых КВД скв. 15150 и 15844 показал появление излома после закачки ПДС на расстоянии 70 - 85 м от нагнетательной скважины (lgx = 3,1-кЗ,4), т.е. вне релаксационных процессов высоких порядков. Образование их можно объяснить неравномерным проникновением ПДС в пористую среду из-за ее неод-

236

нородности, так как в обратном случае 2?3 тыс. м3 ПДС не распространилось бы по радиусу более чем на 30?35 м от нагнетательной скважины.

Анализ результатов геофизических и гидродинамических исследований показал, что под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходят различного рода положительные эффекты. Увеличение фильтрационного сопротивления промытых водой зон нефтеводона-сыщенного коллектора после закачивания полимердисперсной системы на основе ПАА и глинистой суспензии приводит к росту пластового давления, коэффициента продуктивности добывающих скважин и в итоге – к извлечению дополнительной нефти, подтверждая тем самым выводы теоретических исследований на модели неоднородного пласта, приведенные в формулах (1.2) – (1.4). При этом полученные результаты практически не зависят от характера изменения профиля приемистости скважин и индикаторных диаграмм, хотя они в целом характеризуют состояние призабойной зоны пласта.

Разработанная технология на первых этапах по состоянию на 01.01.80 была внедрена на 87 участках нефтяных месторождений Татарстана, на 13 – Башкортостана и на 18 – Западной Сибири. Значительная часть этих работ проводилась в НГДУ "Джалильнефть" и "Альметьевнефть" после заводнения методом циклического воздействия.

Уже на первом этапе внедрения из 30 высокообводнен- ных участков месторождений Татарстана было дополнительно извлечено 99,2 тыс. т нефти при экономическом эффекте 5,043 млн руб. в ценах 1980 г. (табл. 5.24), что подтверждает наличие больших резервов совершенствования методов заводнения. На это указывает и то, что технология воздействия с ПДС не увязана с системой разработки и в основном применялась при очаговом заводнении. Как известно [81], в сильно-неоднородных пластах нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В этом отношении усилить эффективность воздействия можно применением ПДС, позволяющей локально изменить направления потоков. На поздней стадии разработки месторождений ПДС может способствовать извлечению нефти из целиков, исключая в определенных случаях бурение дополнительных скважин.

237

Таблица 5.24

Технико-экономическая эффективность применения ПДС

на 30 участках нефтяных месторождений Татарстана на 01.01.88

НГДУ

Альметьев-нефть Джалиль-

Показатели


нефть
Всего

Горизон
вв
С1
т

Д1
вв
С1

Количество обработанных скважин
8
7
15
30

Дополнительная добыча нефти, т:

всего
28353
27979
42854
99216

на 1 обработанный участок
3544
3997
2857
3307

на 1 м3 ПДС
1,56
2,65
1,59
1,79

на 1 т ПАА
3982
6891
3174
4033

Расход материала на обработанный участок:

ПДС, м3
2265
1506
1793
1852

ПАА, т
0,89
0,58
0,90
0,82

глинопорошка, т
48,4
38,2
58,4
51,1

Затраты на внедрение, руб.:

всего
113697
60310
103430
277437

на 1 обработанный участок
14212
8616
6895
12581

на закачку 1 м3 ПДС
6,27
5,72
3,84
4,99

на 1 т дополнительно добытой нефти
4,01
2,16
2,42
2,80

Экономический эффект, тыс. руб.:

всего
2441,4

2601,6
5043,0

на 1 обработанный участок
162,8

173,4
168,1

на 1 руб. затрат на внедрение, руб.
14,0

25,2
18,2

П р и м е ч а н и е. Цены 1991 г.

Результаты широких испытаний и внедрения технологий повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов с применением полимердисперсных систем на месторождениях Татарстана, Западной Сибири и других регионов подтвердили эффективность нового направления ПНП (табл. 5.25).

Развитием данного направления явилась разработка технологий ПНП с применением модифицированных ПДС (табл. 5.26).

Научно-исследовательские работы по модификации ПДС проводились в следующих направлениях: повышение эффективности ПДС как базового метода на основе усовершенствования ее характеристик; регулирование реологических свойств, совмещение эффекта увеличения охвата с улучшением нефтевытесняющих свойств ПДС. Создание технологий комплексного действия, основанных на закачивании за водоизолирующими

238

Таблица 5.25

Результаты внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов с применением полимердисперсных систем (ПДС) на нефтяных месторождениях РФ в период 1981–1997 гг.

Вид

Дополнительная

Начало
Кол-во

сква-
Длитель-
добыча нефти, тыс.

№ п/п
Название технологии
Регион внедре-ния, ПО, АО
Месторождение
внедре-ния, год
участ-ков
Пласт
жины для об-
ность эф-фекта, мес.

т.

на 1 об-

работки

работку

Западная Сибирь

1
Технология ПНП с применением поли-мердисперсных систем (ПДС)
"Лукойл-Ланге-паснефтегаз"
Локосовское, Урь-евское, По-точное, Лас-Еганское, Покачевское, Ю.-Покачевское
1986
218
Полимик-товые
Нагнетатель-ная
4-32
4,180
911,200

"Нижневартовск-
Самотлорское
1986
123
”
То же
5? и бо-лее
5,400
664,1

нефтегаз"

"Сургутнефтегаз"
Федоровское
1988
91
”
"
В сред. 9,5
2,731
248,683

"Красноленинск-
Талинское
1990
13
”
"
3-9*
2,477
32,200

нефтегаз"

"Когалымнефтегаз"
Повховское
1990
8
”
"
2-12*
0,785
6,280

Всего:


453



4,111
1862,463

2
Технология ПНП с применением ПДС
"Варьеганнефть"
Варьеганское
1989
3
”
Добывающая
7*
1,960
5,880

со стабилизирующи-
"Сургутнефтегаз"
Федоровское
1989
2
”
То же
Более 4?
0,911
1,822

ми добавками (СПДС)

Русскинское
1994
2
ЮС11
Нагнетательная
4-8*
1,650
3,300

"Лукойл-Ланге-
Нивагальское,
1995
5
В8, А5, А1–2
То же
4*
0,270
1,352

паснефтегаз"
С.-Урьевское

"Ноябрьскнефтегаз" Всего:
Новогоднее
1995
3

"

0,687
2,060

15



0,957
14,360

3
Технология ПНП с
"Нижневартовск-
Самотлорское
1989
11
А1, А2–3
Нагнета-
6-26*
11,92
131,200

239

4
применением ПДС с
ПАВ
Технология ПНП с
применением ПДС с
Na2CO3
нефтегаз"
"Ноябрьскнефтегаз"
Всего:
Холмогорское
1989
6
17
БС8, БС„
тельная То же
2-14*
1,680 4,160
10,080 150,442

И т о г о п о З а п а д н о й С и б и р и:
485

2017,983

1
2
3
4
5 6
7
Технология ПНП с применением ПДС
Технология ПНП с применением модифицированной ПДС
Технология ПНП с применением ГОК с ПДС
Технология ПНП с применением ПДС с CaCl2
Технология ПНП с применением СПДС Технология ПНП с применением ПДС с щелочами Технология ПНП с применением системно-циклич. ПДС
"Татнефть" "Тат-нефтеотдача"
"Татнефть"
"Татнефтеотдача"
"Татнефтеотдача"
"Татнефтеотдача"
"Татнефть"
"Татнефтеотдача"
"Татнефть"
Татарстан
Ромашкинское, 1981 Ново-Елховское, Бавлинское
Архангельск, Ер- 1992 субайкинское, ИМ-Сульчинское, Бавлинское Ромашкинское 1992
Ромашкинское 1993
Ромашкинское 1995
Ерсубайкинское, 1996 Ямашинское, Ро-машкинское Ромашкинское 1997
504 17
45
20
5 5
2
Девон, бобрик
Карбонат
Девон, бобрик
”
”
Карбонат, девон
Девон
Нагнетатель-ная То же
"
"
Добывающая Нагнетатель-ная То же
6-48* 12-48*
4-48*
4-36*
3-11* 7-14*
12*
2,321 1,194
3,859
1,799
0,173 0,091
2,356
1169,713 20,295
173,644
35,979
0,863 0,455
7,992

В с е г о п о Т а т а р с т а н у:
598

1408,901

Продолжение табл. 5.25

240








Вид

Дополнительная

Начало
Кол-во

сква-
Длитель-
добыча нефти, тыс.

№ п/п
Название технологии
Регион внедре-ния, ПО, АО
Месторождение
внедре-ния, год
участ-ков
Пласт
жины для об-
ность эф-фекта, мес.

т.

на 1 об-
Всего

работки

работку

Другие регионы

1
Технология ПНП с применением ПДС
“Башнефть”
Четырманское, Аргеевское, Сата-евское, Серафи-мовское, Игров-ское, Арланское, Туймазинское, Южно-Максимов-ское, Шкаповское, Воядинское
1986
21
DI, С1, DIV
Нагнетатель-ная

1,457
30,6

“Пермнефть”
Павловское
1994
3
Тульск
То же
3*

1,0

Уньвиньское
1994
1
Карбонат
"
5*
0,71
0,71

Всего:

25




32,31

2
Технология ПНП с
“Пермнефть”
Уньвиньское
1994
1
Карбонат
"
5*
0,800
0,800

применением моди-
“Удмуртнефть”
Мишкинское
1994
1
”
"
8*
0,800
0,800

фицированной ПДС
“Коминефть”
Возейское Всего:
1993
9 11
”
"
В сред. 10,3
1,272
11,447 12,247

В с е г о:
36

44,557

И Т О Г О П О В С Е М
Р Е Г И О Н А М
Р Ф:

1119
1 3,102
3471,481

? Эффект продолжается.

241

Таблица 5.26

Комплекс технологий для повышения нефтеотдачи пластов на основе ПДС

Наименование технологии ботки

способ разра-

Неоднородных пластов с применением

ПДС

Неоднородных пластов с применением

ПДС со стабилизирующими добавками

Обводненных месторождений с применением ГОК и ПДС

Обводненных пластов с применением ПДС с регулируемыми свойствами Неоднородных пластов с применением ПДС с хлористым кальцием Неоднородного нефтяного пласта с применением ПДС с карбонатом натрия Неоднородных пластов с применением ПДС с СТА

Геолого-технические условия применения

В терригенных и карбонатных отложениях

1. В терригенных и карбонатных отложениях

2. Для ограничения притока высоконапорных закачиваемых вод добывающих скважин

В терригенных отложениях, в пластах с алевролитами В терригенных и карбонатных отложениях

В терригенных отложениях, в пластах с

опресненными водами

В терригенных и карбонатных отложениях

В терригенных отложениях

материалами типа ПДС нефтевытесняющих агентов: ПАВ, композиций ПАВ, кислот и щелочей – ПДС–ПАВ, ПДС–СТА (стабилизированный тощий абсорбент), СНПХ-95М, алюмохлорид–ПДС. Эти технологии основываются на перераспределении нефтеотмывающих реагентов в менее проницаемые пропластки и доотмыв нефти в основном канале.

Разработанные технологические схемы воздействия модифицированных ПДС на продуктивные пласты прошли испытания на опытных участках нефтяных месторождений Татарстана и Западной Сибири, находящихся на поздней стадии эксплуатации при обводненности добываемой продукции 95 – 98 %.

Полимердисперсные системы и их модификации являются эффективным средством повышения нефтеотдачи карбонатных пластов – дополнительная добыча нефти на 27 обработанных участках месторождений АО "Татнефть", "Коминефть", "Удмуртнефть" за период 1991 – 1995 гг. составила 32397 т, в среднем на 1 обработку – 1200 т.

Модификация полимердисперсных систем применительно к извлечению нефти в более сложных геолого-физических условиях на поздних стадиях разработки месторождений позволяет повысить эффективность по сравнению с базовой технологией (ПДС) по дополнительной добыче нефти на 17 %.

Результаты промышленного внедрения комплексной технологии ПНП на месторождениях Татарстана приведены в табл. 5.25.

242

5.5. ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД

В СКВАЖИНЫ ПРЕВРАЩЕНИЕМ КОМПОНЕНТОВ

НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННОГО ПЛАСТА

СЕРНОЙ КИСЛОТОЙ В ВОДОИЗОЛИРУЮЩУЮ

МАССУ

5.5.1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ СЕРНОЙ КИСЛОТЫ С КОМПОНЕНТАМИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА ДЛЯ СОЗДАНИЯ ВОДОИЗОЛИРУЮЩЕЙ МАССЫ

Как известно, концентрированная серная кислота H2SO4 в пластовых условиях может вступать во взаимодействие с обоими компонентами системы горная порода – пластовая жидкость [150]. Наряду с образованием различных сульфокислот при реагировании H2SO4 с нефтью процесс сопровождается окислением и конденсацией наиболее высокомолекулярной части ее с переходом в кислый гудрон, формирование которого происходит сравнительно интенсивно (в течение 6 – 12 мин).

Количество образующегося кислого гудрона зависит от соотношения нефти и серной кислоты и повышается с увеличением содержания асфальто-смолистых веществ в нефти. Свежий гудрон, содержащий до 16 – 19 % силикагелевых смол и 5 – 7 % асфальтенов, представляет собой подвижную массу с вязкостью 60 мПа?с, которая увеличивается в результате окисления, конденсации и структурирования. В процессе закачки серной кислоты, по мере продвижения ее по пласту, происходит искусственное обогащение пласта сульфат-ионами. Введение в насыщенные жесткими хлоркальциевого типа водами пласты сульфат-ионов приводит к выпадению гипса и коль-матации заводненных каналов. Гипс образуется также при взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими нефтена-сыщенной породы.

Экспериментальные исследования взаимодействия серной кислоты с нефтью применительно к решению задач ограничения движения вод в пластах описаны в работах [192, 155 и др.]. Основные положения, использованные в разработке новых технологий, состоят в следующем.

Большая часть продуктов реакции серной кислоты с нефтью входит в состав кислого гудрона. На первом этапе исследования продуктов реакции серной кислоты с компонентами пласта изучалось изменение вязкости кислого гудрона во времени с использованием

243

прибора "Реотест". Методика исследований состояла в смешивании серной кислоты с нефтью в стеклянном сосуде и получении образцов нефтесернокислотной смеси (НСКС), выдерживаемых в статических условиях при температуре 293 – 313 К. По истечении расчетного времени отстой сливался, и образцы загружались в измерительный цилиндр "Реотеста". Определялась вязкость образовавшейся массы и ее среднее значение по результатам пяти измерений различных образцов, приготовленных в одинаковых условиях. Максимальное отклонение измерений, установленное по методу Стьюдента, не превышало 3,8 %.

В экспериментах по определению вязкости кислого гудрона, находящегося в динамических условиях, приготовленные образцы сразу погружались в измерительный цилиндр, после чего включали прибор.

В качестве взаимодействующих компонентов системы использовалась нефть бобриковского горизонта С1в в Ромашкинского месторождения (см. табл. 3.9), а также отработанная на нефтеперерабатывающих заводах алкилированная серная кислота (АСК). Наиболее интенсивно вязкость в статических условиях повышается в первый час после приготовления, затем кривая несколько выполаживается и через 7 ч достигает значения 11300 мПа?с (рис. 5.21). Зависимость вязкости от времени, полученную обработкой данных экспериментов, можно выразить формулой

\i = 12275,8 - 12173ех- 0,26т,

(5.26)

где ? – время выдержки нефтесернокислотной смеси (НСКС) при заданной температуре.

При постоянной нагрузке (Dr = 1с–1) вязкость кислого гудрона,

Рис. 5.21. Зависимость динамической вязкости кислого гудрона от скорости сдвига (1) и времени покоя (2)

244

полученного смешением компонентов при том же соотношении, достигает 305 - 309 мПа-с и стабилизируется на этом уровне. Это можно объяснить разрушением структуры, формирующейся при взаимодействии серной кислоты с асфальтено-смолистыми веществами в динамических условиях. Изменение вязкости кислого гудрона в динамических условиях следующее.

Время выдержки кислого гудрона, ч........................... 0,1 1 3 5

Вязкость, мПа-с 190 228 305 309

Приведенная на рис. 5.21 кривая зависимости вязкости от величины скорости сдвига описывается уравнением

М-

= 1721,87 ДГ0,60. (5.27)

Перепад давления АР, при котором кислый гудрон начинает фильтроваться в пористой среде как вязкопластическая жидкость, определяется по формуле

а~т„

a 0

V к

АР = JL± [ц - jz) , (5.28)

где аг - 0,017; т0 - предельное напряжение сдвига; гк и гс - радиусы соответственно контура распространения кислого гудрона и скважины; к - проницаемость пласта.

Для обеспечения фильтрации кислого гудрона из пласта в скважину должно выполняться условие АР > АР0 (где АР - перепад давления, приложенный к зоне распространения кислого гудрона). Вытеснение кислого гудрона из пласта с дебитом q при заданных параметрах пористой среды и флюидов достигается при разности давлений в пласте и на забое скважины [121]:

а~т0 / 2 / <ЗН-~ д/ JS + gx / mnh

AD = аг (yjc + дт /mnh — 2^) -\-------— In----------------------

Vк 2nkh %

I______

---------------

(5.29)

'ЗИ-ге ¦%

2nkh \ "А , „_ / т , ¦у 2^ + дх / тпп

где h - толщина пласта; q - расход жидкости; т - время фильтрации; Цг и Цж - вязкость соответственно кислого гудрона и пластовой жид-кости (воды); т - пористость.

По мере увеличения проницаемости пористой среды значения перепада давления, при котором начинается фильтрация жидкостей рассматриваемой системы, снижается. Увеличение фильтрационного сопротивления пористой среды с ростом проницаемости для предот-

245

+

вращения вытеснения кислого гудрона, как следует из анализа формулы (5.20), можно обеспечить увеличением радиуса распространения его в пласте с применением большого количества НСКС или использованием нефти с более высоким содержанием смол и асфаль-тенов. Как показала практика применения НСКС в терригенных и карбонатных продуктивных пластах нефтяных месторождений Татарстана, для этой цели можно использовать девонскую нефть, содержащую 8 – 10 % смол и 3 – 4 % асфальтенов. Однако при температурах 293 – 333 К наиболее эффективны нефти верхних горизонтов, содержание в которых смол и асфальтенов соответственно 15 и 5 %.

При химическом взаимодействии серной кислоты с компонентами минерализованной воды образуются малорастворимые в воде сульфаты и сульфонаты кальция, что позволяет рассматривать серную кислоту в пластовых условиях как осадкообразователь. При растворении одного объема карбоната кальция в серной кислоте получается около двух объемов малорастворимого гипса. В карбонатных коллекторах или терригенных, скелет которых содержит карбонатные составляющие, образующийся при реакции серной кислоты с нефтью, кислый гудрон наполняется кристаллами гипса и других соединений серной кислоты с горными породами и солями пластовой воды, увеличивая тем самым объем закупоривающей массы.

Таким образом, уплотнение, коагуляция асфальтенов и конденсация смол при взаимодействии серной кислоты с нефтью приводит к образованию кислого гудрона с вязкостью 30 – 60 мПа?с, который через 1 – 1,5 ч при температуре 303 К превращается в нетекучую массу с вязкостью (7 – 10)?103 мПа?с. Наполнение его продуктами реакции кислоты с карбонатными составляющими пород в пластовых условиях увеличивает объем образующейся массы и создает дополнительный эффект изоляции. Этот механизм взаимодействия серной кислоты с минералами пород и пластовыми жидкостями с частичным превращением их в водоизолирующую массу был использован для разработки новой технологии ограничения движения вод независимо от их минерализации для температурных условий 273 – 333 К [13].

На этой же основе разработан и другой способ для пластов с температурой 373 – 423 К [14]. В пласт закачивают отходы процесса алкилирования парафиновых углеводородов олефиновыми фракциями в присутствии концентрированной серной кислоты в качестве катализатора следующего состава, % (масс.): смолисто-масляные вещества – 6 – 10; сульфокислота – 9 – 11; серная кислота – 80 – 85. Этот состав по своим свойствам близок к истинным растворам, поэтому легко прокачивается в низкопроницаемые пласты. Исследова-

246

ниями установлено, что при высоких температурах (373 К и выше) через определенное время (5 ч и более) в результате реакции сульфирования, разложения сульфосоединений, окисления и уплотнения происходит образование твердого продукта, который представляет собой смесь из смол, асфальтенов, карбонов и других соединений.

5.5.2. ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД

В ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НСКС

При разработке технологии ограничения водопритоков в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты в смеси с нефтью учитывались следующие основные требования:

1) сохранение проницаемости нефтенасыщенной части пласта для нефти, т.е. обеспечение селективности изоляции путей водоприто-ков;

2) получение кислого гудрона в призабойной зоне пласта или на устье скважины;

3) соблюдение оптимального соотношения между серной кислотой и нефтью для получения необходимого количества кислого гудрона;

4) исключение возможности обратного вытеснения кислого гудрона из пласта;

5) освоение скважин после водоизоляционных работ без дополнительного или повторного вскрытия пласта.

В ТатНИПИнефть и АО "Татнефть" были проведены экспериментальные работы по применению НСКС в промысловых условиях [154, 192, 155, 92].

Для реализации описанных выше механизмов образования водо-изолирующей массы в пластовых условиях разработаны технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор (рис. 5.22). Схема I применяется для получения кислого гудрона непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насос-но-компрессорным трубам и нефти по кольцевому пространству. Схема II основывается на закачивании ранее приготовленной на устье НСКС с известными параметрами через НКТ в обводненный пласт нефти по кольцевому пространству для сохранения проницаемости верхней части пласта. В отдельных случаях предусматривается использование пакера. Схема III, как и схема I, связана с получением кислого гудрона на забое скважины, но с последующим закреплением интервалов перфорации цементом или отверждающимися смолами типа ТСД-9 с формалином.

247

Рис. 5.22. Технологические схемы применения НСКС для ограничения притока вод в скважины:

1 – серная кислота; 2 – нефть; 3 – тампонажный материал; 4 – нефтекислотная смесь; 5 – глинистые породы; 6 – водонефтяной контакт; 7 – вода

Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти, так как в промытых водой зонах количество остаточной нефти не превышает 10 – 28 % порового объема [40, 150]; 2) сохранение проницаемости пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние под действием гравитационных сил – плотность серной кислоты в 2 – 2,5 раза превышает плотность нефти.

Объем кислого гудрона W, необходимый для закупоривания обводненных зон пласта, определяется по формуле

W = 0,785d2hm, (5.30)

248

где d - диаметр зоны распространения кислого гудрона по пласту; h - толщина обводненной части пласта; да - эффективная пористость пласта.

При постоянных значениях /гида значение радиуса распространения кислого гудрона, как следует из формулы (5.30), является функцией параметров а, ц, т0, к и АР, где АР - перепад давления, возникающий в призабойной зоне при добыче нефти из пласта. Объ-ем закачиваемого кислого гудрона можно представить в виде функции

W = fbi, т0, к, АР, q, h, m). (5.31)

Известно, что зависимость первых пяти членов между собой описывается уравнением [121]

АР = акь, (5.32)

где а и Ъ - коэффициенты, выражающие зависимость градиента давления от скорости фильтрации и вязкости жидкостей в пласте.

Для предотвращения фильтрации жидкости из пласта, заполненного кислым гудроном, необходимо, чтобы

grad P(J/2)>AP, (5.33)

где grad P - градиент давления, при котором начинается вытеснение кислого гудрона из пористой среды.

Тогда при подстановке значения d > 2AP/gradP в формулу (5.30) получим минимально необходимый объем НСКС:

2

пптАР W =---------. (5.34)

2 2Ъ

а к

Остальные технологические параметры применения НСКС определяются опытным путем в промысловых условиях.

Испытания разработанных технологий проводились в обводненных скважинах Ромашкинского, Ново-Елховского, Бавлинского, Ямашевского, Ульяновского и других месторождений Татарстана, приуроченных к терригенным и карбонатным отложе-

249

Рис. 5.23. Результаты геофизических исследований, параметры закачки НСКС и рабочие характеристики скв. 1639 Ромашкинского месторождения:

а - диаграмма стандартного электрокаротажа; б - графики изменения давления Р, расхода кислоты и нефти при закачивании НСКС; в - изменение дебита нефти и воды до и после проведения работ по ограничению движения воды в пласте; 1 - определение приемистости пласта; 2 - подготовка скважины к закачке НСКС; 3 - замена нефти в НКТ на АСК; 4 - закачка НСКС в пласт

ниям девона и верхнего карбона. Ниже, на примере скв. 1639, приводится описание технологических операций, типичных для разрабатываемой технологии. Нефтекислотная смесь закачивалась для ограничения притока подошвенной воды. До обработки НСКС скважина работала с дебитом нефти 0,5 т/cут при обводненности 95 % (рис. 5.23). По технологической схеме I закачано через НКТ в скважину 6 м3 отработанной серной кислоты, по кольцевому

пространству – 15 м3 безводной нефти бобриковского горизонта. Для 250

м3 безводной нефти бобриковского горизонта. Для предотвращения смешения серной кислоты с водой до и после нее в НКТ закачано по 200 л дизтоплива. Весь цикл работ по закачке НСКС составил 1 ч 23 мин (см. рис. 5.23). После этого, приподняв трубы на 85 м выше перфорационных отверстий, скважину оставили под давлением на 24 ч для взаимодействия кислоты с пластом.

Скважина освоена без повторного вскрытия пласта перфорацией при помощи насоса СНГН-2-43, спущенного на глубину 938 м. После нагнетания НСКС суточный дебит нефти увеличился с 0,5 до 6,5 т/сут, а содержание воды уменьшилось в 5,8 раза. Накопленная добыча нефти за 20 мес. эксплуатации скважины после закачки НСКС составила 1500 т, уменьшение объема попутной воды – 16,8 тыс. м3.

Опытно-промышленные работы с применением НСКС по разработанным технологическим схемам проведены в скважинах, эксплуатирующих продуктивные горизонты девонского ДI, Д0 и верхнего карбона СIв в, СII, CII I. Особенность применения НСКС по этим горизонтам заключается в том, что значительная часть работ проведена в скважинах, эксплуатирующих карбонатные коллекторы, где способы цементирования практически не дают результатов, т.е. успешность их не превышает 20 – 30 %. В группу опытных были включены скважины с предельным обводнением продукции (скв. 256, 1379), подлежащие ликвидации (скв. 15890, 16023, 15108, 15899), в которых известные методы цементирования и закачивания смол не давали результатов. Отклонения в методике допускались лишь в зависимости от применяемых схем: по схеме II через НКТ закачивалась готовая смесь нефти с кислотой, а по схеме III производилось цементирование. Для получения НСКС использовалась дегазированная нефть бобриковского и турнейского горизонтов с содержанием асфаль-тенов до 8 и смол до 23 %, алкилированная серная кислота Уфимского НПЗ. Скважины осваивались без дополнительного вскрытия эксплуатационных колонн перфорацией.

Анализ результатов опытно-промышленных работ позволил установить возможность извлечения дополнительной нефти из высо-кообводненных пластов с применением новой технологии, основанной на превращении компонентов нефти и пород в водоизолирую-щую массу, подтверждая тем самым обоснованность выдвинутых в данной работе теоретических положений. Наиболее ярким подтверждением их является достижение высоких показателей в карбонатных коллекторах, проницаемость пород которых не превышает 0,1 мкм2. Успешность процессов ограничения притока вод в них достигает 75 % (табл. 5.27), что намного превышает показатели способа цементирования. В результате на каждую скважино-операцию до-

251

Таблица 5.27

Результаты применения НСКС для ограничения притока закачиваемой воды в добывающих скважинах АО "Татнефть"

НГДУ
Количество ремонтов
Количество дополнительно добытой нефти, т
Уменьшение объема попут-ной воды, м3
Длительность эффекта, мес.

всего
из них успешных
всего
на один
успешный
ремонт
всего
на один
успешный
ремонт
всего
на одну скважи-ну

Альметьев-нефть Елхов-нефть Ленино-горскнефть Сулеев-нефть Азнакаев-нефть Иркеннефть
16 6
8 6
28 9
9
2 4 4 19
2
18368 5697 3599 759 83347 24691
2041 2848 900 189 4386 12645
167493
95187
31883
350089
133081
7 41530
18610 47599 7971 87522 70000 20765
147 14 57 174 344 12
16,8 7,0 16,2 43,2 28,0 6,0

полнительно извлечено в среднем 736 т нефти, а объем попутно добываемой воды уменьшился на 36,2 тыс. м3.

Высокие результаты были получены с применением НСКС и в терригенных отложениях верхнего карбона (табл. 5.28). При обводненности продукции до 95 – 98 % в 58 скважинах было извлечено дополнительно 29 тыс. т нефти при уменьшении количества попутно извлекаемой воды на 1,02 млн м3. Такие же результаты были получены и в более сложных условиях ограничения притока подошвенных вод.

Таблица 5.28

Технологические показатели применения НСКС в терригенных и карбонатных продуктивных пластах

Тип коллектора
Изолируемая вода
Количество скважино- операций
Прирост добычи нефти и объем изолированной воды на 1 сква-

всего
из них успешных
жино-операцию

количество
%
нефть, т
вода, м3

Карбонатный Терригенный
Подошвенная Нижняя Подошвенная Нижняя
8 11 43 15
6
5
26 9
75 45 60 60
452 406 542 386
11100 29184 18798 14424

Итого
77
46
59,7

252

Технология ограничения притока вод с применением НСКС в добывающих скважинах в терригенных и карбонатных коллекторах решением ведомственной комиссии Миннефтепрома от 15.12.1977 г. принята к промышленному внедрению в нефтедобывающей промышленности [92].

Дальнейшее развитие работ с НСКС было направлено на решение задач по ограничению притока в скважины закачиваемых вод при разработке залежей с применением высоких давлений на линии нагнетания. Фильтруемость в пористую среду НСКС при постоянном поступлении нефти в верхние перфорационные отверстия эксплуатационного фильтра скважины позволяет решать эту задачу в значительной части скважин без отключения обводненного пласта из разработки, применив I и II из разработанных технологических схем. Главная особенность процесса в отличие от ограничения пластовых вод заключается в нагнетании НСКС в пласты с высоким давлением с предварительным дренированием пластов и применением других вспомогательных операций с использованием пакера.

За 1980 – 1982 гг. ограничение высоконапорных закачиваемых вод с применением нефтесернокислотной смеси по предложенной технологии было проведено в 73 скважинах Ромашкинского и Ново-Елховского месторождений (табл. 5.29). Среднее пластовое давление составляло 19,2 МПа. Средняя величина успешности равняется 54,8 %, что на 22 – 25 % выше, чем при отключении пластов цементированием. Дополнительная добыча нефти из отремонтированных скважин достигает 136,39 тыс. т, объем изолированной воды – 2,017 млн м3.

Полученные результаты позволяют внедрять разработанную технологию с применением нефтесернокислотной смеси при обводне-Таблица 5.29

Технологические показатели эффективности применения НСКС в зависимости от характера обводненности скважин

и геологического строения пластов

Изолиру-емая вода
Количество ремонтов
Количество дополнительно добытой нефти, т
Объем изолированной воды, м3
Средняя продолжительность эффекта, мес.

всего
из них успешных
всего
на один
успешный
ремонт
всего
на один
успешный
ремонт

Подошвенная
Нижняя Закачиваемая
30
129
73
16
76 40
22207
258564 136391
1388
3402 3425
198366
900554 1613840
12398
11984
40372
16,0
21,5 18,4

253

нии как пластовой, так и закачиваемой водами.

Эффект от воздействия НСКС на обводненный пласт по ряду скважин продолжается более 2 – 2,5 лет, добыча дополнительной нефти достигает более 2500 т, объем изолированной воды – более 4200 м3 на одну скважино-операцию.

5.5.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЛАСТИ ЭФФЕКТИВНОГО ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОД В СКВАЖИНЫ С ПРИМЕНЕНИЕМ НСКС

Одна из задач промысловых исследований состоит в определении оптимальных условий эффективного применения НСКС в зависимости от:

геологического строения продуктивного пласта;

коллекторских свойств;

обводненности добываемой продукции;

технологических параметров нагнетания НСКС в пласт.

Методически решение задачи основывается на статистическом анализе результатов обработки НСКС обводненных пластов в 232 скважинах. За основной критерий оптимальности технологических параметров и условий применения приняты технологические и экономические показатели (см. табл. 5.29).

Ограничение притока подошвенных вод из водонефтяных пластов с применением НСКС позволило извлечь из каждой успешно обработанной скважины 1388 т дополнительной нефти. В литологи-чески неоднородных пластах этот показатель составляет 3402 т, т.е. в этой разнице проявляется зависимость эффективности применения разработанной технологии от неоднородности коллектора. В целом указанные работы экономически оправданы – расчетами установлено, что среднегодовой эффект от внедрения метода составляет 3,44 млн руб., а на одну обработку – 27,6 тыс. руб. в ценах 1991 г., что позволяет использовать технологию в обоих случаях.

С увеличением проницаемости коллектора в определенных пределах успешность применения НСКС возрастает, а затем начинает снижаться. Статистическая зависимость, полученная математической обработкой фактических данных для терригенных пород (табл. 5.30), описывается уравнением Y = 204vkЅ exp(–1,19k), (5.35)

где k – проницаемость пород, мкм2.

Расхождение между фактическими данными (см. табл. 5.30) и расчетными по формуле (5.35) не превышает 3,8 %. Экстраполируя значения успешности в пределах изменения проницаемости от 0 до

254

Таблица 5.30

Успешность обработок скважин с применением НСКС при различной проницаемости пласта

Показатели

Успешность обработок фактическая, %

Успешность обработок, рассчитанная по формуле (5.35), %

Коэффициент проницаемости, мкм2

од
0,3
0,5
0,7
0,9
1

62
57
74 78
75 79
71 74
68 66
64 62

1,5 мкм2 по уравнению (5.35), при помощи критерия Ymax/2 (где Y – успешность работ) определяем, что Ymax = = 80 % при k = 0,42 мкм2, а наиболее эффективная область применения НСКС располагается в пределах 0,2 – 0,7 мкм2.

Проведенный сравнительный анализ по результатам применения гипана в тех же условиях показал, что наиболее эффективная область применения гипана соответствует проницаемости, равной 0,4 мкм2 и более. Следовательно, при заполнении пор обводненного пласта кислым гудроном, образующимся при экзотермическом процессе взаимодействия концентрированной серной кислоты с нефтью, успешность работы в менее проницаемых пластах выше, чем при использовании ионогенных полимеров типа гипана. Объем массы в этих условиях достаточен для изменения проницаемости пористой среды. С увеличением проницаемости и водопроводящих каналов частичное заполнение кислым гудроном крупных пор и трещин не обеспечивает достаточного фильтрационного сопротивления для снижения подвижности воды. При структурировании гипана отвер-жденная масса располагается по всему объему. Хотя и в этом случае поры заполняются частично, подвижность воды снижается значительно больше, чем при НСКС, подтверждая тем самым вывод о зависимости эффекта воздействия не только от количества реагента, но и от механизма образования водоизолирующей массы.

Анализ успешности ограничения притока вод с применением НСКС в зависимости от обводненности добываемой продукции подтверждает ранее выработанный критерий определения области эффективного применения методов ограничения водопритоков по содержанию воды в извлекаемой жидкости, обводненность должна быть более 70 % [154, 192, 155].

Эффективность применения НСКС для ограничения притока вод зависит от следующих технологических параметров: давления нагнетания, объема закачиваемой смеси, соотношения нефти и кислоты и от приемистости скважины. Изменение давления нагнетания в насосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве ме

сосно-компрессорных трубах и кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной при одновременно-раздельной закачке кислоты с нефтью и постоянной производительности агрегатов характеризует процесс фильтрации жидкостей через эксплуатационный фильтр в пласт. Стабильные значения давления в кольцевом пространстве скважины после выхода на режим свидетельствуют о равномерной фильтрации тампонирующей смеси и нефти в каналы фильтра. Повышение его по сравнению с установившимся указывает на увеличение фильтрационного сопротивления в каналах поступления воды из-за закупоривания их кислым гудроном и содержащимися в нем минеральными наполнителями и уменьшение поглощающего интервала фильтра. Дальнейший рост давления приводит к задав-ливанию НСКС в нефтенасыщенную часть пласта и снижению его проницаемости относительно нефти. Величина приведенного давления | (в отн. ед.) определяется по уравнению

%= PJPo, (5.36)

где Pi - текущее давление нагнетания; P0 - давление нагнетания нефти в кольцевом пространстве скважины в процессе исследования ее на приемистость по нефти.

Безразмерное время определяется из соотношения

6 = тi/тв, (5.37)

где тi - время, соответствующее определенной стадии нагнетания жидкости; тв - время выравнивания давления в НКТ и кольцевом пространстве скважин.

Кривые 1 и 2 (рис. 5.24) характеризуют изменение давления соответственно в заливочных трубах (НКТ) и кольцевом пространстве при исследовании приемистости скважин нагнетанием воды; кривая 3 - при закачивании нефти по кольцевому пространству при открытой линии к НКТ; кривая 4 - при заполнении кислотой насосно-компрессорных труб. После указанных операций начинается нагнетание кислоты по НКТ и нефти по кольцевому пространству в пласт. Кривые 5 и 6 показывают типичное изменение давлений в кольцевом пространстве и НКТ при одновременной закачке нефти и кислоты. Однако давление нагнетания при одинаковых условиях проведения процесса может отклоняться от расчетного в сторону увеличения (кривые 7 и 8). Такой характер изменения давлений указывает на ограниченную фильтрацию нефти и кислоты в пласт, что является следствием нагнетания жидкостей в скважину при производительно-сти агрегатов, превышающей ее приемистость, или резкого закупоривания путей водопритоков. В обоих случаях необходимо снизить производительность агрегатов, а при продолжении роста давления

256

процесс прекратить, чтобы исключить закупоривание нефтенасы-щенной части пласта кислым гудроном.

Рис. 5.24. Графики изменения давления на устье скважины в процессе нагнетания жидкости в скважину:

1 и 2 – давление в НКТ и в кольцевом пространстве; 3 – при закачивании нефти по кольцевому пространству; 4 – при заполнении НКТ кислотой; 5 и 6 – в кольцевом пространстве; 7 и 8 – то же при ограниченной приемистости пласта

Для оценки влияния режимов нагнетания на успешность проводимых работ и затрат времени на освоение скважин проведен анализ скважин, обработанных НСКС (табл. 5.31). Скважины разделены на три группы в зависимости от изменения давления в точке О, т.е. на пересечении линий 5 и 6 при одновременной закачке нефти и кислоты. При стабилизации значений давления нагнетания или небольшом отклонении их от линии ДО (не более 10 %) скважины отнесены в первую группу. Во вторую – отнесены скважины, в которых процесс закачки прекращается при превышении этого предела на 11 – 25 %; в третью – скважины со значительным превышением критических давлений (заштрихованная зона на рис. 5.24).

257

Таблица 5.31

Показатели успешности ремонтов по группам скважин с различным режимом нагнетания НСКС

Группа скважин
Количество скважин
Затраты времени на освоение, скв.-ч

всего
из них успешных

1
2 3
60 18
4
32 12
2
26,0 28,8 192,0

Динамика изменения давлений, выраженная кривыми 5 и 6, характерна для 76 % обработанных скважин. Максимальное отклонение фактических давлений от расчетных составляет 9,8 %. Максимальная успешность воздействия НСКС достигается во второй группе скважин. При проведении работ в режиме, который описывается кривыми 7 и 8, резко увеличиваются затраты на освоение скважин.

Анализ кривых изменения относительного давления во времени (?) показывает, что после стабилизации режима закачки (кривая 5) давление изменяется по линейной зависимости

l = a + bxQ.

(5.38)

Аналогичный характер изменения имеет увеличение давления в НКТ (кривая 6), т.е. к завершению технологического процесса

§ = b2 (9- сe),

(5.39)

где b1 и b2 – характеризуют угол наклона указанных линий относительно оси времени; а и с – отрезки, отсекаемые этими линиями на оси координат.

В точке О ?5 = ?6, тогда a + b1? = b2(? – с?). Решая эти уравнения относительно ?, находим

6 = a + b2сe/(b2 - bx).

(5.40)

Подставляя в уравнение (5.38), получим давление, соответствующее времени выравнивания его в НКТ и кольцевом пространст-

ве:

55 = bi(a + biсe)/(b2 - bi).

(5.41)

Коэффициенты b1 и b2 соответствуют значениям тангенса угла наклона прямых к оси ординат, т.е. b1 = tga и b2 = tgb. Тогда

§5 = tgP(a + сtgoc)/tgP - tga.

(5.42)

258

Значения коэффициентов а и с определяются по величине отсекаемых на осях координат отрезков (см. рис. 5.24).

Максимально допустимые давления в кольцевом пространстве не должны превышать более чем на 20 % давление, фиксированное в процессе определения приемистости изолируемого пласта при работе агрегатов, участвующих в закачивании жидкости в пласт (на рис. 5.24 заштрихованная зона). Тогда

|тах = 1,2 tgP(a + сtga)/tgP - tga, (5.43)

по которому определяется ожидаемое конечное давление и регулируется режим нагнетания компонентов.

Методом статистического анализа на основании данных, полученных по 232 скважинам, установлены пределы закачивания НСКС в зависимости от приемистости обводненного пласта (табл. 5.32). При объемных соотношениях кислоты и нефти 1:1, 1:2, 1:3, 1:4 успешность РИР соответственно составляет 54, 59, 67 и 57 %, максимальная успешность получена при соотношении 1:3.

Результаты применения цементирования пласта после закачивания НСКС согласно схеме III (см. рис. 5.22) показывают, что это приводит к увеличению стоимости работ при одинаковых технологических показателях.

По результатам проведенных исследований определены следующие граничные условия эффективного применения метода:

1) проницаемость пород: терригенные - 0,2 - 0,7 мкм2; карбонатные - 0,1 мкм2 и более;

2) обводненность добываемой продукции - до 99 %;

3) минерализация воды - не ограничивается;

4) дебит скважины по жидкости - 1 т/сут и более;

5) пластовая температура - не выше 323 К;

6) характер обводнения - нижняя, подошвенная и закачиваемая воды.

Таким образом, с применением серной кислоты с учетом граничных условий можно реализовать предложенный механизм превращения компонентов продуктивного пласта в водоизолирующую мас-

Таблица 5.32

Рекомендуемые объемы НСКС в зависимости от приемистости

Приемистость скважины, м3/ч
Объем нефтесернокислотной смеси на 1 м толщины пласта, м3

при 10 МПа
при 8 МПа

< 20 > 20
5 7
3,5 5,0

259

су. Такими компонентами в коллекторе являются асфальтены и смолы, содержащиеся в нефти, карбонатные составляющие горных пород или растворенные в пластовой воде соли кальция. Основным материалом в новой технологии является кислый гудрон, образующийся при взаимодействии серной кислоты с асфальтенами и смолами нефти, при недостатке последних в пласте они подаются дополнительно по трубам. В условиях терригенных и карбонатных коллекторов месторождений Урало-Поволжья при температуре в пласте 293 – 333 К наиболее эффективно использование нефтей с массовым содержанием смол и асфальтенов более 15 %.

Технология ограничения притока вод в добывающие скважины внедрена на промыслах АО "Татнефть". Общий объем внедрения на 01.01.87 составил 910 скважино-операций. Анализ технико-экономических показателей применения НСКС в 220 скважинах показывает, что применение метода позволило извлечь дополнительно из обводненных пластов 0,754 млн т нефти, сократить объем попутной воды на 19,1 млн м3. Фактический экономический эффект составил за 1976 – 1982 гг. 15,77 млн руб. (в ценах 1991 г.).

5.5.4. ВНЕДРЕНИЕ РАЗБУРИВАЕМЫХ ПАКЕРОВ-ОТСЕКАТЕЛЕЙ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕВОДОНАСЫЩЕННЫЕ ПЛАСТЫ

Развитие методов разработки нефтяных месторождений, основанных на применении повышенных давлений, и переход основных нефтяных месторождений на позднюю стадию эксплуатации ставят новые задачи по созданию технологического оборудования, способствующего повышению надежности методов ограничения притока вод в пластах и отключению высокообводненных зон. Отключение таких пластов с высокой проводимостью приводит к уменьшению степени неоднородности коллектора и, как следствие, к увеличению охвата их заводнением и, как показано в работах [73, 124, 144], повышает текущую и конечную нефтеотдачу пластов.

Технология отключения обводненных пластов и пропластков в принципе сводится к тампонированию обводненного интервала закачиванием цемента отверждающими смолами. При этом она может осуществляться с использованием и технических средств – пакеров, летучек и других устройств [7, 54, 145, 156, 202, 216 и др.]. Анализ современных методов отключения обводненных пластов, применяемых в нефтепромысловой практике (рис. 5.25), выявил следующие недостатки:

260

низкую успешность отключения обводненных пластов тампонированием через заливочные трубы: в нижних интервалах пласта – 50 – 70 %, в "верхних" и "средних" – 30 – 35 % [50];

отсутствие надежных пакерующих устройств для закачивания тампонирующих смесей [54, 145]. Применение пакеров многоразового пользования не устраняет разбавление смеси при снятии их с установленного места. Пакеры одноразового действия отечественного производства не обеспечивают достаточную надежность при современных методах разработки залежей заводнением [138, 202];

взрывные пакеры с резиновыми и металлическими уплотнитель-ными элементами при больших преимуществах по ускорению процесса не решают задачу при отключении пластов, обводненных высоконапорными водами;

применение перекрывающих патрубков, гофр, что сужает диаметр ствола, при повторной перфорации снижается качество разобщения пластов;

мосты из дисперсных материалов и отверждающихся систем, которые применимы только для отключения нижних пластов или носят вспомогательный характер.

Для решения задач своевременного отключения обводненных высоконапорными водами пластов и закачивания в них водоизолирую-щих материалов была разработана новая технология с использованием специальных разбуриваемых пакеров-отсекателей, детальное описание конструкции которых приводится в работах [15, 89, 94]. Основная конструктивная особенность, в отличие от известных в нефтяной практике, заключается в том, что они позволяют соединять заливочные трубы с подпакерной зоной на любом этапе процесса при помощи хвостовика и выполнять ряд других вспомогательных операций. С целью ускорения посадки пакера, упрощения технологии эксплуатации и охраны окружающей среды разработано устройство для опрессовки колонн труб в скважине, исключающее излив жидкости во время подъемных операций [15].

261

Опытно-промышленные работы по испытанию технологии проводились на заводняемых с применением высоких давлений закачки площадях Ромашкинского месторождения. Как видно из данных табл. 5.33, эксперименты проводились в сложных гидродинамических условиях при аномальных пластовых давлениях:

262

Таблица 5.33

Результаты отключения обводненных пластов разбуриваемыми пакерами-отсекателями на Ромашкинском месторождении

№ скважи-
Интервал перфорации, м
Отключаемый
Давление отключаемого
Глубина установки пакера, м
Давление закачки тампо-
Тампонажный мате-

ны


пласт
пласта, МПа

нажного мате-риала, МПа


до отключения
после отключения
тип
объем, м3

13459
1836,8-1838,0
1832,8-1835,2
Нижний
18,5
1836,0
11-12
Смола Цемент
1,2 0,8

576
1636,0-1638,0 1640,0-1641,0
1636,0-1638,0
То же
21,0
1638,5
18-20
"
3,0

4818
1777,0-1780,0 1784,0-1787,0
1770,0-1780,0
"
19,5
1782,0
18
"
0,4

5445а
1729,0-1732,0 1735,0-1737,0
1735,0-1737,0
Верхний
18,0
1720,0
16
"
4,5

5418
1745,0-1748,0 1759,0-1762,0
1745,0-1748,0
Нижний
19,4
1756,0
16
"
0,8

7384
1692,0-1696,0 1700,0-1704,0
1700,0-1704,0
Верхний
19,6
1698,0
21
"
2,0

12415
1634,0-1637,0 1640,0-1644,0
1634,5-1637,0 1644,0-1645,0
Нижний
19,0
1639,0
18
" Смола
3,0 1,0

2187
1604,0-1608,0 1618,0-1621,0
1604,0-1608,0 1618,0-1621,0
Верхний
20,6
1598,0
16-21
" Цемент
3,0 1,0

7303
1691,0-1692,0 1696,0-1698,0
1691,2-1692,0 1696,5-1698,0
Закачиваемый
25,0
1676,0
14
"
3,2

263

Рис. 5.26. Технологические схемы отключения пластов с применением разбуриваемых пакеров-отсекателей:

б, в, е – закачивание тампонирующей смеси; а, г, д, ж – с использованием заглушки без тампонирующей смеси; 1 и 2 – колонны НКТ; 3 и 4 – пакеры ПР-Г и ПР-К; 5 – место нарушения колонны

264

Таблица 5.34

Условия применения разработанных технологий и водоизолирующих составов

Технологии, методы, водоизолирующие составы
Минерализация воды, мг?экв/л
Проницаемость, мкм2
Тип коллектора
Пластовое
давление,
МПа
Температура, К
Обводненность добываемой про-
дукции, %

терригеный
карбонатный

Ограничение притока минерализо-

ваннных вод в скважины с приме-

нением:

гипана
Не менее 880
0,35-0,6
+
-
20
278-353
70-99

сополимера МАК-ДЭА
Не менее 300
Более 0,30
+
+
20
278-370
Более 70

Ограничение притока вод в сква-

жины с применением:

НСКСj
Не ограничивается
0,2-0,6
+
—
20
273-353
Более 70

НСКС2
То же
0,2-0,6
+
+
50
373-473
70-99

Составы:

композиция на основе акрилами-
"
Более 0,2
+
-
27,5
273-373
До 99

да и гипана (АА-Г)

композиция на основе сополиме-
"
Более 0,2
+
+
23
283-373
До 99

ра по полиметакриловой кислоты

с акриламидом (ПМАК-АА)

Увеличение охвата пластов воздей-
Не более 800
Более 0,35
+
+
25
278-353
70-99

ствием с применением

ПДС

Отключение обводненных пластов
Не ограничи-
Не ограни-
+
+
30
До 373
Не ограничи-

с использованием пакеров-
вается
чивается




вается

отсекателей

265

а) в скв. 5445а, 7384, 2187 из разработки отключались "верхние" (в литологической колонке) пласты с давлением до 20,6 МПа;

б) в скв. 13459, 576, 4818, 5418, 12415 – нижние пласты с давлением выше 18 МПа;

в) в скв. 7303, 9967 устранена затрубная циркуляция и произведено отключение пласта при давлениях 23 – 25 МПа.

Из указанных скважин в девяти успешно отключены пласты с высоким давлением. В двух нагнетательных (скв. 7303, 9967) устранены сильные перетоки между смежными пластами по заколонному пространству, достигающие до 212 м3/сут. Аналогичные результаты были получены на Узеньском месторождении п-ова Мангышлак и Урьевском месторождении Западной Сибири при температурах забоя до 353 К. По результатам проведенных опытно-промышленных работ к внедрению рекомендованы следующие технологические схемы применения пакеров-отсекателей (рис. 5.26). Определены условия эффективного применения технологии в зависимости от пластового давления, температуры забоя и технических условий в скважинах. На 01.01.87 технология внедрена в 24 скважинах месторождений Татарстана и Западной Сибири, что позволило сократить затраты времени на отключение пластов на 65,7 %.

По результатам опытно-промышленных работ и внедрения в производство разработанных методов в различных физико-химических и геологических условиях определены следующие оптимальные условия эффективного применения их при разработке нефтяных месторождений (табл. 5.34).

В табл. 5.34 не приведена система заводнения, при которой наиболее эффективно применена ПДС. Обобщение результатов внедрения ее на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья показывает, что использование ПДС наиболее целесообразно при площадном и очаговом методах заводнения.

266

Скачать эту главу в формате PDF

Всё про нефть и газ / Литература(каталог книг)