Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Литературный обзор 8
1.1 Причины обводнения скважин и методы борьбы с ними 10
1.2 Тампонажные материалы, применяемые для водоизоляции 12
1.2.1 Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов - полимерные тампонажные материалы (ПТМ)
1.2.2 Гелеобразующие водоизоляционные материалы (ГВМ) 24
1.2.3 Цементно-полимерные тампонажные растворы 33
1.2.4 Углеводородные суспензии цементов (УСЦ) 45
Глава 2. Методы исследования 59
2.1 Методика приготовления УСЦ в лабораторных условиях 59
2.2 Методика оценки максимальной эффективной концентрации 59 ПАВ в модельной УСЦ
2.3 Методики исследования УСЦ 60
2.4 Методика фильтрационного эксперимента 69
Глава 3. Разработка составов УСЦ с регулируемыми физико- химическими свойствами
3.1 Применяемые реагенты 72
3.2 Подбор ПАВ и определение их оптимальных концентраций 73
3.2.1 Выбор дисперсионной среды и ПАВ 73
3.2.2 Определение максимальной эффективной концентрации ПАВ 74
3.2.3 Определение оптимальных концентраций ПАВ «АБР» и «АБСК» в УСЦ 76
3.2.4 Исследование свойств УСЦ с использованием смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-Н», «АБСК» и «ВКС-Н» 78
3.2.5 Определение межфазного натяжения растворов ПАВ
3.2.6 Определение межфазного натяжения комплексов ПАВ 84
3.2.7 Определение оптимального соотношения реагентов по технологическим параметрам УСЦ 85
3.2.8 Подбор тонкодисперсных добавок-регуляторов физико-химических свойств УСЦ 91
3.2.9 Подбор жидких добавок-регуляторов физико-химических свойств УСЦ 99
3.3 Разработка УСЦ с применением цементных смесей высокой дисперсности «ЦС БТРУО» марок «Медиум» и «Микро» 109
3.4 Фильтрационные эксперименты 117
Глава 4 Результаты проведения промысловых испытаний разработанных составов и технологий селективной изоляции и ликвидации заколонных перетоков 127
Основные выводы и рекомендации 137
Литература
- Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов - полимерные тампонажные материалы (ПТМ)
- Цементно-полимерные тампонажные растворы
- Методика фильтрационного эксперимента
- Исследование свойств УСЦ с использованием смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-Н», «АБСК» и «ВКС-Н»
Введение к работе
Актуальность проблемы
В настоящее время нефтяные компании мира добывают в среднем три тонны воды на каждую тонну нефти, извлекаемой из истощающихся пластов. Огромные средства тратятся ежегодно на подготовку и утилизацию добываемой воды. В процессе эксплуатации месторождения обводненность продукции постоянно увеличивается. В результате расходы на обработку воды достигают стоимости добываемой нефти, а обводненность — «экономического предела».
Поступление воды в скважину возможно как по каналам фильтрации по мере истощения залежи, так и за счет прорыва нагнетаемой воды, поступления ее посредством заколонной циркуляции сверху или снизу продуктивного горизонта, а также из-за нарушения целостности обсадной колонны.
Технологии ограничения водопритоков за счет закачки тампонирующих материалов снижают количество добываемой из скважины воды, но при этом снижают также и добычу нефти, так как неселективно кольматируют все поры коллектора.
При ремонтно-изоляционных работах (РИР) в добывающих скважинах необходимо применение таких водоизоляционных материалов, которые селективно снижают количество добываемой из скважины воды, не уменьшая при этом дебита нефти.
Эффективными тампонажными материалами для изоляции водопритоков, обладающими селективными свойствами, являются нефтецементы – суспензии цемента в нефти, широко применявшиеся в России и за рубежом. Однако нефтецементы обладают рядом недостатков, такими как высокая вязкость и фильтратоотдача, низкая седиментационная устойчивость.
Цель работы: Выявление механизма образования и стабилизации углеводородных суспензий цемента (УСЦ) с повышенной агрегативной устойчивостью, низкой вязкостью и высокой степенью образования цементного камня для разработки составов и технологий для РИР в добывающих скважинах.
Основные задачи исследований
-
Анализ существующих реагентов для селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах.
-
Научное обоснование выбора реагентов для углеводородной суспензии цемента (УСЦ): композиции ПАВ, дисперсионной среды, цемента различной дисперсности для регулирования вязкостных, седиментационных и фильтрационных свойств.
-
Обоснование применения цементов различной степени помола для изоляции водопритока в добывающих скважинах, работающих в условиях различного типа коллекторов (терригенный, карбонатный, смешанный) и приемистости скважин.
-
Разработка технических условий для производства специальных цементных смесей и реагентов для выполнения водоизоляционных работ (ВИР).
-
Разработка технологии изоляции водопритоков с применением УСЦ различной дисперсности.
-
Промысловые испытания разработанных УСЦ при РИР (ликвидация заколонной циркуляции и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны) и проведение селективной изоляции водопритоков, анализ полученных результатов.
Научная новизна
-
На основе изучения механизма образования и стабилизации углеводородных суспензий цемента установлено, что для повышения агрегативной устойчивости УСЦ и управления степенью гидрофобности поверхности частиц цемента необходимо сочетание анионоактивного маслорастворимого ПАВ – продукта конденсации жирных кислот и аминов (Гидрофобизатор АБР) и неионогенного водорастворимого ПАВ – оксэтилированного нонилфенола (Нефтенол ВКС-Н). Определены оптимальные соотношения между этими классами ПАВ для обеспечения седиментационной устойчивости суспензий.
-
Разработана методика определения селективности УСЦ.
-
Экспериментально показано, что для управления фильтратоотдачей и седиментационной стабильностью УСЦ необходимо в суспензию добавлять тонкодисперсный минеральный наполнитель – микрокремнезем и маслорастворимый полимер – полиизобутилен или их сочетания.
-
Экспериментально доказана возможность проникновения УСЦ в высокопроницаемые зоны коллектора. Определены глубины проникновения углеводородных суспензий цемента в модель пласта в зависимости от дисперсности применяемой цементной смеси (ЦС) и проницаемости модели пласта.
-
Экспериментально установлена необходимость закачки буфера углеводородной жидкости в количестве не менее одного объема пор перед закачкой УСЦ в пористую среду, насыщенную водой.
Практическая ценность и реализация в промышленности
1. Разработаны новые УСЦ «Безводный тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО)» с применением ЦС «БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро» для проведения РИР и селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах, обладающие низкой фильтратоотдачей, высокой седиментационной устойчивостью.
2. Разработана новая комплексная технология селективной изоляции водопритоков в добывающих скважинах с использованием углеводородного раствора ПАВ, обратной эмульсии с докреплением УСЦ «БТРУО» с использованием ЦС с различной степенью дисперсности в зависимости от типа коллектора и степени дренированности пласта.
3. Разработаны ТУ на новые реагенты для УСЦ «БТРУО»: «ДС БТРУО», «ПАВ БТРУО», «ЦС БТРУО» марок «Стандарт», «Медиум» и «Микро», а также налажен их выпуск в ЗАО «Петрохим».
4. Разработанные реагенты и комплексная технология изоляции водопритоков успешно внедрены на объектах ОАО «Оренбургнефть» (проведено 12 операций с успешностью 67 %); ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз» (проведено 4 операции с успешностью 85 %), ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (проведено 9 операций с успешностью 80 %).
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:
- на 7-ой научно-технической конференция «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2007 г.);
- на IV, V, VI Всероссийских научно-практических конференциях «Нефтепромысловая химия» (г. Москва, 2008, 2009, 2010 гг.);
- на Международных научно-технических конференциях «Геопетроль- 2008», «Геопетроль -2010» (г. Закопане, г. Краков 2008, 2010 гг.);
- на XIII, XIV, XV Международных научно-практических конференциях «Эфиры целлюлозы и крахмала. Опыт и особенности применения на предприятиях нефтегазового комплекса» (г. Владимир, 2009, 2010, 2011 гг.);
- на VIII Всероссийской научно-технической конференции, посвященной 80-летию Российского университета нефти и газа имени И.М. Губкина
(г. Москва, 2010 г.).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано: 6 статей, в том числе 3 статьи в научных изданиях, включенных в перечень ВАК, 10 тезисов докладов. Получен 1 патент на изобретение.
Структура и объем работы
Содержание диссертационной работы включает введение, 4 главы, заключение, список литературы из 103 наименований и приложения.
Общий объем работы – 165 страниц машинописного текста, в том числе 38 рисунков, 36 таблиц и 1 приложение.
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю профессору д.т.н. Магадовой Л.А., к.т.н. Магадову Р.С., заведующему лабораторией к.т.н. Ефимову Н.Н., к.т.н. Мариненко В.Н., с.н.с. ООО «НИПИморнефть» к.т.н. Акопян Р.А., аспиранту Черыговой М.А., м.н.с. Мазурову В.А. за помощь, оказанную при работе над диссертацией, заведующему лабораторией к.т.н. Губанову В.Б. за помощь в организации и проведении фильтрационных экспериментов, сотрудникам кафедры «Технологии химических веществ для нефтяной и газовой промышленности» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина за поддержку и ценные замечания.
Тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материалов - полимерные тампонажные материалы (ПТМ)
В работе [5] показана классификация технологий РИР, позволяющая унифицировать тампонажные составы и технологии РИР исходя из гидродинамической характеристики объекта изоляции. Показано, что на основании данной классификации все тампонажные составы можно разделить на две группы по типу изоляции (герметизации заколонного пространства и внутрипластовая изоляция).
Классификация тампонажных материалов (растворов) по разным признакам приведена в книгах [6, 7]. По температурным условиям применения тампонажные материалы подразделяются: для низких температур ( 15 С), для нормальных температур (15 - 40 С), для повышенных температур (40 - 90 С), для высоких температур (90 - 160 С), для сверхвысоких температур ( 160 С). По плотности: легкие - 1400 кг/м3, облегченные - 1400 - 1700 кг/м3, нормальные - 1650 - 1950 кг/м3, утяжеленные - 1950 - 2300 кг/м3, тяжелые - 2300 кг/м3. По жидкости затворения: водные, водоэмульсионные (водо-нефтяные), нефтецементные, дизельцементные. От рода добавок-наполнителей: песчаные, бентонитовые, волокнистые, пуццолановые, трепельные, гель-цементы, гематито-магнетитовые, шлаковые, перлитовые и др.
По срокам схватывания: быстросхватывающиеся с началом схватывания 40 минут, ускоренно-схватывающиеся - 40 минут - 1 час 20 минут, нормально схватывающиеся - 1 час 20 минут - 2 часа, медленно схватывающиеся с началом схватывания более 2 часов.
По коррозионной стойкости к определенным средам. По особым свойствам тампонажные материалы классифицируются на: расширяющиеся, с закупоривающими свойствами, с особо высокой подвижностью, с низкой водоотдачей, армированные волокнами.
К общим требованиям относятся: гомогенность, низкая вязкость, регулируемая плотность, чтобы не было поглощений, гидроразрывов и газоводопроявлений, достаточная прочность тампонажного камня. Существуют и специфические требования, например: надежная изоляция пресных вод, высокая селективность, водорастворимость, возможность применения в условиях низких температур на поверхности до - 50 С.
Результативность водоизоляционных работ определяется свойствами используемых тампонажных композиций, поэтому для успешности проводимых работ необходимо учитывать их преимущества и недостатки.
К перспективным водоизолирующим тампонажным материалам относят полимеры.
Благодаря изучению процессов структурирования полимеров в поровом объеме горных пород в присутствии пластовых флюидов, выдвинуты следующие основные требования к полимерным материалам, рекомендуемым для проведения водоизоляционных работ в зависимости от геолого-технических условий: осадкообразующие и гелеобразующие полимерные материалы должны взаимодействовать с пластовыми водами; размеры образующихся в растворах ассоциатов должны быть достаточными для перекрытия поровых каналов и трещин и адсорбироваться на породе для формирования в поровом пространстве пристенных слоев, уменьшающих фазовую проницаемость по воде; олигомеры полимерных материалов должны отверждаться на основе реакции поликонденсации, поскольку степень конверсии их в поровом объеме пласта выше, чем при других видах полимеризации.
Общими требованиями для полимерных материалов, независимо от вида структурирования, является достаточная адгезия к породе в присутствии пластовых флюидов; способность к селективной адсорбции по отношению к гидрофильным минералам с образованием хемосорбционных связей; способность противостоять агрессивным воздействиям пластовых жидкостей и другим факторам [8].
К вязкоупругим составам относятся составы, содержащие сшитые полимеры и их смеси - полиакриламид (ПАА) или его сополимеры. В качестве сшивателей используют соединения шестивалентного хрома (бихромат натрия или калия, ацетат хрома) и др. Такой ВУС разработан во ВНИИКРнефть - ВУГ-2.
Известен другой ВУС, представляющий собой смесь 1 %-ного водного раствора ПАА и 2 %-ного раствора гексорезорциновой смолы (ГРС) и 38 %-40 %-ной концентрации формалина в соотношении объемов соответственно 1:0,1:0,02 м3. После конденсации ВУС превращается в упругую гелеобразную массу, образуя в пористой среде или стесненных зазорах непроницаемый экран.
На месторождениях РУП ПО "Белоруснефть" успешно применяют ВУС, состоящий из ПАА марки ДР и сульфата алюминия, в результате взаимодействия этих компонентов образуется вязкоупругий гель с высокими структурными и адгезионными свойствами [11].
Цементно-полимерные тампонажные растворы
Для получения должного эффекта от применения раствора SOS при цементировании под давлением необходимо полностью удалить воду из всей системы «обвязка устья-скважина». Для этого вначале в системе буровой раствор заменяют нефтью, а затем перед закачкой раствора SOS закачивают буферную жидкость (порция сырой нефти с добавкой 1 % ПАВ Freflo, предназначаемого для предотвращения образования и для разрушения различных водных блоков). Раствор SOS продавливают нефтью.
Применение высоких давлений в конце продавливания, к которым обычно прибегают при цементировании под давлением в случае применения раствора SOS, не требуется.
Из современных реагентов, представляющих собой углеводородные суспензии цементов, можно выделить состав МОС/Опе компании Halliburton для селективной водоизоляции.
Состав представляет собой суспензию ультратонкого цемента в дизельном топливе, стабилизированного ПАВ МОС-А, применяемого при температурах до 205 С. ПАВ МОС-А представляет собой соль органической кислоты и добавляется в количестве 2 % от объема дизельного топлива. При контакте с водой в пласте суспензия остается прокачиваемой в течение 20-30 минут. Размер частиц цемента составляет 10 микрон и меньше, это позволяет ему проникать в щели размером до 0,05 мм.
Рекомендуется к применению для ликвидации заколонных перетоков, микроканалов, негерметичностей колонны, а также изоляцию водоносного трещиноватого горизонта. По данным Halliburton в течение 2008-2010 гг. состав МОС/Опе был использован на 100 обработках по всему миру и показал отличные результаты.
На основании анализа литературы, посвященной УСЦ и требованиям к тампонажным растворам на водной основе [100] были разработаны технологические требования к составу УСЦ: - состав должен обладать селективностью, т.е. образовывать цементный камень только в водонасыщеннои части продуктивного горизонта при контакте с водой; - состав должен обладать низкой пластической вязкостью (пластическая вязкость не должна превышать 60 мПа-с при 40С) для снижения гидравлических потерь, при нагнетании суспензии в скважину; - состав должен иметь высокую седиментационную стабильность (показатель стабильности должен быть не более 20 кг/м3) во времени (24 часа); - состав композиции ПАВ, входящего в состав УСЦ, должен обеспечивать наиболее полное замещение углеводородной жидкости на воду для образования прочного и непроницаемого цементного камня. Степень замещения дисперсионной среды водой должна быть не менее 70 %, степень образования цементного камня должна быть не менее 90 %; - ПАВ и минеральные добавки, входящие в состав УСЦ должны обеспечивать минимальные фильтрационные потери (до 200 мл/30 мин) для увеличения глубины проникновения УСЦ в трещины и водопроводящие каналы.
Проанализировав литературные данные по углеводородным суспензиям цементов, можно выделить их основные преимущества и недостатки.
Преимуществами УСЦ является селективность действия, при использовании специальных ПАВ, низкая вязкость раствора и большое время сохранения прокачиваемости, быстрый выход скважины на режим, низкая стоимость по сравнению с кремнийорганическими соединениями.
К недостаткам УСЦ относятся: низкая проникающая способность в пласт в следствие применения традиционных тампонажных цементов; фильтрация углеводородной жидкости при высоких перепадах давления; непродолжительный эффект обработки (3-6 месяцев) из-за малых объемов закачки.
Таким образом, для повышения качества проводимых РИР разрабатываемые УСЦ должны обладать высокой седиментационной устойчивостью, низкой фильтратоотдачей и высокой проникающей способностью. Технология РИР с применением УСЦ должна обеспечивать эффект от обработки более 6 месяцев. Это возможно достичь благодаря разработке новых специальных составов УСЦ, обладающих вышеуказанными свойствами, а также применению в качестве дисперсной фазы цементов высокой дисперсности.
Методика фильтрационного эксперимента
На изотерме межфазного натяжения в координатах а - InC (рис. 3.5) точкой 1 обозначен переход криволинейного наклонного участка к прямолинейному, который соответствует концентрации насыщения адсорбционного слоя (Ст) - 0,0025 % (масс). При данной концентрации достигается предельная адсорбция Гт и зависимость а - InC согласно уравнения Гиббса становится линейной. Межфазное натяжение в точке 1 (am) составляет 20,14 мН/м. Перегиб изотермы с выходом на участок, практически параллельный оси абсцисс обозначен точкой 2 и соответствует ККМ (Сккм) - 0,05 % (масс). Межфазное натяжение после достижения ККМ (аккм) составляет 4,77 мН/м.
Одним из практически важных направлений по регулированию основных свойств концентрированных углеводородных суспензий является совместное использование водо- и маслорастворимых ПАВ.
Известно, что при смешении анионного и катионного ПАВ будет происходить реакция нейтрализации, вследствие электростатического притяжения между молекулами ПАВ. Наибольший интерес представляют сочетания анионных ПАВ с неионогенными, катионных ПАВ с неионогенными.
На рис. 3.6 показано изменение межфазного натяжения на границе вода-керосин в зависимости от концентрации ПАВ. Из графика видно, что смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-Н» (1:1), «АБСК» и «ВКС-Н» (1:1) создают значительное снижение межфазного натяжения по сравнению с индивидуальными ПАВ. Т.е. наблюдается синергетический эффект в действии комплекса выбранных ПАВ. Рис. 3.6 - Зависимости межфазного натяжения индивидуальных ПАВ («АБР» и «АБСК») и их смесей с «ВКС-Н» (1:1) на границе керосин-вода от концентрации ПАВ в керосине
Основная функция тампонажного раствора - образование высокопрочного цементного камня, при этом помимо оптимальных реологических и фильтрационных характеристик он должен обладать высокой седиментационной стабильностью для достижения высокой эффективности проводимых работ. Поэтому для получения суспензии цемента на углеводородной основе с параметрами, удовлетворяющими всем заданным требованиям, необходимо было провести исследования по уточнению оптимального соотношения реагентов УСЦ «БТРУО».
АБР; для уточнения оптимальной концентрации «АБР» совместно с «ВКС-Н» в УСЦ была взята постоянная концентрация «ВКС-Н» равная 0,15 %масс. и исследованы растворы со следующей концентрацией «АБР» % масс: 0,02; 0,05; 0,1; 0,125; 0,15.
На рис. 3.7 и 3.8 представлены зависимости пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, фильтратоотдачи и степени образования цементного камня в УСЦ, содержащей ПАВ «ВКС-Н», от содержания «АБР».
Как видно из рис. 3.7 и 3.8 введение ПАВ «АБР» в суспензию, содержащую ПАВ «ВКС-Н» значительно снижает пластическую вязкость УСЦ. Превышение концентрации «АБР» более 0,05 %масс. ведет к уменьшению динамического напряжения сдвига, седиментационной стабильности и, как следствие этого, уменьшению фильтратоотдачи. Превышение концентрации «АБР» ОД %масс. ведет к значительному уменьшению степени образования цементного камня из-за гидрофобизирующего действия ПАВ «АБР».
Анионактивные ПАВ, одни из наиболее доступных ПАВ, представляющие собой мыла поливалентных металлов и жирных кислот, приводят к значительному повышению агрегативной устойчивости системы. Однако из-за повышенной степени адсорбции мыл синтетических жирных кислот на поверхности цементных частиц, имеющих большое количество активных центров, происходит полная гидрофобизация поверхности частиц цемента, при концентрациях близких или превышающих ККМ. При этом частички цемента, после полного или частичного замещения в суспензии углеводородной жидкости на воду, в реакцию с водой не вступают, хотя суспензии могут обладать хорошей агрегативной устойчивостью.
Анализируя данные всех проведенных исследований, определили оптимальную концентрацию «АБР», необходимую для получения седиментационно устойчивой УСЦ, способной образовывать прочный гидрофобный цементный камень в большем объеме, она составляет 0,05 % масс. ВКС-Н: исследовали растворы со следующей концентрацией «ВКС-Н» %масс: 0,03; 0,06; 0,1; 0,15; 0,25; 0,3; 0,4. УСЦ готовили с постоянной концентрацией «АБР» 0,05% масс, компонентный состав и физико-химические свойства которых представлены в табл. 3.11.
Смесь анионоактивного ПАВ «АБР» и неионогенного ПАВ «ВКС-Н» обладает синергетическим эффектом стабилизирующего действия. Механизм этого эффекта обусловлен образованием смешанного адсорбционного слоя, в результате чего увеличивается вклад адсорбционной и структурной составляющих факторов устойчивости структурно-механического барьера [102].
Следует отметить, что ввод неионогенного водорастворимого ПАВ «ВКС-Н», кроме снижения вязкости и улучшения седиментационной стабильности УСЦ, способствовал более быстрому и полному замещению углеводородной жидкости на воду, вследствие образования на цементной частице защитной пленки ПАВ, в силу своей природы, легко смываемой водой. При комнатной температуре полное замещение происходит за 4 часа, в отличие от 16 часов с одним «АБР», а степень замещения дисперсной среды на воду составляет 92-94 %.
Композиция ПАВ также способствовала повышению агрегативной устойчивости суспензий. Суспензии седиментационно устойчивы в течение нескольких суток, стабильность через сутки соответствует требованиям к буровым утяжеленным растворам и не превышает 20 кг/м3. Камни, полученные из суспензий с композицией ПАВ, по прочности на сжатие превосходят на 10-30 % прочность камня полученного из водной суспензии одинаковой плотности. Возможно, это связано с тем, что с частичками цемента вступает только то количество воды, которое необходимо для реакции гидратации.
Исследование свойств УСЦ с использованием смеси ПАВ «АБР» и «ВКС-Н», «АБСК» и «ВКС-Н»
Серии экспериментов на водонасыщенных моделях пласта, показали, что в процессе закачки УСЦ «БТРУО» без углеводородного буфера происходила реакция цементного состава с водой, и он приобретал высокую вязкость, что вызывало резкий рост давления закачки и невозможность продолжения опыта. Экспериментально установлен необходимый минимальный объем буферной жидкости. Для линейной модели это один поровый объем, для радиальной модели - двукратный объем УСЦ «БТРУО».
Испытания УСЦ БТРУО «Стандарт» на месторождениях с карбонатными коллекторами, в 2008-2009 гг. совместно с ЗАО «НТЦ Геотехнокин» на месторождениях Оренбургской области, показали высокую успешность на тех скважинах, где перед тампонажным раствором закачивали двухкратный нефтяной буфер или же скважину полностью переводили на нефть.
После анализа испытаний, была проведена корреляция по изменению технологии проведения РИР селективными составами на углеводородной основе. Это связано с тем, что в процессе эксплуатации скважины призабойная зона пласта неоднократно подвергается воздействию воды как за счет обводнения добываемой продукцией, так и при глушении скважины. С ростом водонасыщенности проницаемость для воды растет, а для нефти падает как в силу капиллярных сил, так и из-за физического блокирования призабойной зоны связанной водой. При такой водонасыщенности прискважинной зоны, вести речь о селективности действия безводного тампонажного раствора на углеводородной основе нельзя, так как образование камня происходит по всему интервалу перфорации с образованием небольшого по толщине изоляционного экрана, при этом невозможно закачать достаточный объем раствора из-за резкого возрастания вязкости изоляционного состава при контакте с водой.
Замена нефтяного буфера на углеводородный раствор ПАВ, кроме обеспечения гарантированной закачки расчетного объема безводного тампонажного раствора, обеспечивает снижение сопротивления фильтрации для нефти и рост сопротивления для воды как за счет гидрофобизации каналов фильтрации, так и за счет образования высоковязкой обратной эмульсии в водонасыщенной части пласта.
После выбора геологической службой скважины, пригодной для селективной изоляции, на первом этапе подготовительных работ необходимо провести ГИС по определению профиля притока и профиля приемистости, уточнить источник поступления воды. Зачастую в одной скважине может быть несколько источников обводнения, например, прорыв нагнетаемой воды и заколонная циркуляция снизу, или наряду с пластовой водой может поступать вода с забоя или через негерметичность обсадной колонны. Далеко не всегда совпадают профиля притока и приемистости. Один интервал может давать определяющий приток, но при этом иметь ограниченную приемистость. Такие случаи требуют индивидуального подхода к проведению РИР. Непосредственно на скважине перед производством работ инженер-технолог должен самостоятельно, еще раз, определить приемистость скважины (на трех режимах).
По результатам замера приемистости скважины принимается окончательное решение об объемах и типе первого цикла закачки жидкости для селективной водоизоляции (нефти, нефтяного раствора ПАВ, либо обратной эмульсии), а также необходимого объема УСЦ «БТРУО».
В табл. 4.1 приведены данные о скважинах, на которых проводились в 2010 году РИР по селективной изоляции водопритоков.
Результаты испытаний технологии селективной изоляции с применением составов на углеводородной основе на месторождениях ОАО НК «Роснефть-Пурнефтегаз» и ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» представлены в табл. 4.2. Видно, что взятые для ремонта скважины отличаются высокой степенью обводненности, в основном, за счет закачиваемой воды. Проведенные РИР позволили снизить добычу воды при сохранении уровня добычи нефти. При наличии потенциала по запасам нефти, например как в скв. 1449 Сугмутского месторождения, после ремонта происходит снижение обводненности продукции с увеличением дебита по нефти. На рис. 4.1. показана динамика изменения обводненности.
Исходя из полученного опыта и учитывая данные по скважинам, можно рекомендовать выбор марки, объема БТРУО и необходимого углеводородного раствора ПАВ или буфера нефти. Рекомендации представлены в табл. 4.3. Эти объемы ориентировочные, так как невозможно найти двух одинаковых скважин и выбрать факторы, определяющие успешность РИР. На наш взгляд это объемы и типы буферной жидкости, размер частиц цементной смеси и объем БТРУО. Желательно при производстве РИР по селективной изоляции продавливать объем БТРУО в изолируемый интервал, не допуская срезки.
Для повышения эффективности РИР селективными составами БТРУО была разработана комплексная технология селективной изоляции водопритоков с применением растворов на углеводородной основе, т.е. перед закачкой УСЦ «БТРУО» необходима закачка оторочки селективного водоизолирующего материала - углеводородного раствора ПАВ «Гидрофобизатора АБР» и (или) обратной эмульсии на его основе, в зависимости от приемистости скважины.
На первом этапе подготовительных работ необходимо определить приемистость скважины (на трех режимах). По результатам замера приемистости скважины принимается окончательное решение об объемах и типе первого цикла закачки жидкости для селективной водоизоляции (раствора ПАВ, либо обратной эмульсии), а также необходимого объема БТРУО.
Похожие диссертации на Разработка углеводородных суспензий цемента, стабилизированных ПАВ, для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах
