Содержание к диссертации
Введение
1. Исследование механизма вдопрошееник на оренбургском газоконденсатного месторождения 10
1.1. Особенности геологического строения и эксплуатации Оренбургского газоконденсатного месторождения 10
1.2. Причины обводнения скважин на различных участках основной газоконденсатной залежи 22
2. Некоторые аспекты совершенствования водоизолнщонных работ на месторшщениях с треищновато-пористыми 42
2.1. Анализ опыта проведения водоизоляционных работ на Оренбургском газоконденсатном месторождении.. 42
2.2. Разработка метода глубокого блокирования водо-притоков в трещиновато-пористых коллекторах 50
2.3. Лабораторное обоснование метода глубокого блокирования притока пластовых вод 57
3. Разработка тампонажных составов для глубокого блокирования водопритоков 72
3.1. Обоснование направления исследований 72
3.2. Лабораторное оборудование и методика исследований 80
3.3. Гидрофобная смоло-эмульсионная композиция 82
3.4. Гелеобразующий состав на основе полнакриламида.. 91
4. Прохождение испытания предлагаемых методов водопроявлениями 104
4.1. Разработка технологии проведения ремонтно-изоляционных работ 104
4.2. Результаты опытно-промышленных испытаний предла гаемых методов борьбы с водопритокаш 112
Литература 126
- Причины обводнения скважин на различных участках основной газоконденсатной залежи
- Разработка метода глубокого блокирования водо-притоков в трещиновато-пористых коллекторах
- Лабораторное оборудование и методика исследований
- Результаты опытно-промышленных испытаний предла гаемых методов борьбы с водопритокаш
Введение к работе
Актуальность проблемы» В решениях ХХУІ съезда КПСС и принятых на нем "Основных направлениях экономического и социального развития СССР на І98І-І985 годы и на период до 1990 года" [і] большое значение придается дальнейшему развитию минерально-сырьевой базы. В газовой промышленности к концу 1985 года предусмотрено добычу газа в стране довести до 600-640 млрд. м3 в год. Принятый высокий темп добычи газа можно обеспечить не только за счет освоения новых месторождений, но и обеспечением проектной добычи газа из старых, находящихся в эксплуатации, месторождений.
В 1974 году на базе Оренбургского газоконденсатного месторождения создан и пущен в эксплуатацию крупнейший в мире газохимический комплекс с годовой добычей газа 45 млрд. м3, достигнутый к началу 1979 года.
По проекту разработки вся продуктивная толща основной газоконденсатної! залежи, несмотря на многопластовое строение, рассматривалась как единая газодинамическая система, что послужило основанием для вскрытия ее единым фильтром, без выделения объектов разработки. Последующая разработка месторождения позволила выявить неравномерный приток газа к забою скважин из различных пластов, что предопределило различный темп снижения давления в них, создало условия для опережающего продвижения по наиболее проницаемым участкам пластовых вод.
Неравномерный отбор газа из различных частей продуктивной толщи и обводнение газовых скважин на ранней стадии разработки месторождения осложнили гидрогазодинамические условия в залежи. В сложившихся условиях возможен процесс образования целиков газа и неполный отбор газа из обводнившихся пластов. Кроме то го, эксплуатация многопластового разреза при значительном содержании воды в продукции газовых скважин, как правило, приводит к исключению из разработки отдельных пластов с меньшим пластовым давлением и пластов с низкими фильтрационными свойствами, что выводит скважину из заданного технологического режима ее работы. Добыча газа при наличии водно! фазы затрудняет не только технологический процесс эксплуатации скважин, но и процесс подготовки его к транспорту.
Содержащиеся в пластовой воде, добываемой из скважин вместе с газом, соли кальция и магния, а также агрессивные компоненты, основным из которых является сероводород, обусловливают отложение солей в насосно-компрессорных трубах (далее НКТ) и вызывают коррозию оборудования скважин.
Перечисленные выше особенности, сопровождающие разработку Оренбургского газоконденсатного месторождения, ставят задачу ограничения притока пластовых вод, а по возможности и полную их изоляцию. Важная роль в этом направлении принадлежит повышению качества ремонтно-изоляционных работ (РИР).
Проведенные в период І975-І98І годов работы по изоляции водопритоков показали низкую их эффективность, которая снижается из года в год. Так в 1975 году успешность РИР достигала 100$, в 1976-1978 годах она снизилась до 45,5%, а к 1982 году положительные результаты были получены всего в 33,3% обработанных скважин. За тот же период времени количество обводненных скважин возросло с 10, по состоянию на I.01.1976 года, до 74 - к I.01.1980 года и далее фонд обводнившихся скважин стабилизировался на данном уровне. За это же время количество извлекаемой з ч с газом воды возросло с 400 м до 66433 м в год. Снижение успешности РИР обусловливается нарастанием интенсивности обводнения скважин и несоответствием применяемых методов РИР в изменившихся условиях обводнения залежи.
Отсутствие отечественного и зарубежного опыта проведения водоизоляционных работ в условиях многопластовых месторождений с большой толщиной продуктивного разреза послужило основой для проведения исследовании и изысканию методов РИР в СЛОЕНЫХ геолого-технических условиях разработки месторождений и определило их актуальность.
Как справедливо подчеркивалось в работе [2] , успешность водоизоляционных работ можно повысить путем подбора метода изоляции, соответствующего условиям обводнения не только в конкретной скважине, но и в целом обводнению залежи. К настоящему времени на Оренбургском газоконденсатном месторождении отсутствует единая теория механизма обводнения залежи, в связи с чем проведенный анализ водопроявлений позволил дополнить существующие концепции и оказался полезным при выборе мероприятий по борьбе с водопроявлениями.
В ходе исследований по разработке методов борьбы с обводнением скважин был предложен метод глубокого блокирования водопри-токов, осуществлен подбор тампонажних материалов и обоснована технология проведения работ на месторождениях с пористо-трещиноватыми коллекторами. В качестве новых тампонажних материалов предложены смоло-эмульсионная композиция, гелеобразующии состав на основе полиакриламида и гипано-сернокислотный состав.
Цель работы. Изучить характер и условия обводнения продуктивных пластов и скважин. Разработать метод изоляции водопри-токов в условиях месторождений с большой толщиной продуктивных отложений, приуроченных к пористо-трещиноватым карбонатным породам.
В соответствии с вышеизложенным, исследовательские работы выполнялись в следующей последовательности:
1. Изучение характера и условий обводнения продуктивных пластов и газовых скважин.
2. Обобщение и анализ проведенных РИР в скважинах Оренбургского газоконденсатного месторождения.
3. Обоснование направления разработки и совершенствования РИР в соответствии с условиями водопроявлений в газовых скважинах.
4. Изыскание новых тампонажних материалов, обеспечивающих проведение РИР в скважинах, обводнение которых связано с пористо-трещиноватыми карбонатными коллекторами.
5. Разработка технологии проведения РИР в геолого-технических условиях скважин Оренбургского газоконденсатного месторождения и ему подобных.
Научная новизна. Научная значимость предлагаемой работы связана с исследованием процесса обводнения газовых скважин и изучением механизма метода глубокого блокирования во до притоков. Основные научные положения формулируются следующим образом:
1. Показано, что обводнение Оренбургского газоконденсатного месторождения носит избирательный характер и классифицируется как очаговое.
2. Создан метод глубокого блокирования водопритоков. Впервые экспериментально изучен приток газа из пористо-трещиноватого пласта в зависимости от глубины установки водоизолирующей оторочки в трещине.
3. Установлено, что на длительность безводного периода работы скважины после проведения РИР существенное влияние оказывает протяженность водоизолирующей оторочки. Опытным путем установлен характер этого влияния.
4. Исследован механизм закупоривающего воздействия в пористых и трещиноватых средах смоло-эмульсионных композиций» ге леобразующего состава на основе полнакриламида и гипано-серно-кислотного состава.
Практическая ценность. Обобщение теоретических и экспериментальных исследований позволило рекомендовать к опытно-промышленному испытанию ряд мероприятий по устранению преждевременного обводнения газовых скважин. При этом решен ряд практических вопросов:
1. Показано, что пластовая вода поступает в газовые скважины по трещинам. Следовательно, переориентировка РИР на изоляцию трещин своевременна.
2. Предложен метод глубокого блокирования для изоляции притока пластовых вод в пористо-трещиноватых коллекторах, способствующий сохранению добычи газа и сопутствующих компонентов из изолируемого обводненного пласта.
3. Дан анализ проведенных в газовых скважинах РИР, что способствовало выявлению критериев к выбору тампонажних материалов.
4. Разработаны и усовершенствованы рецептуры тампонажних составов для проведения РИР в условиях карбонатных коллекторов.
5. Разработана технология проведения РИР, учитывающая особенности геологического строения и обводнения продуктивных пластов Оренбургского газоконденсатного месторождения.
6. Для проведения РИР в обводненных скважинах под руководством и непосредственном участии автора составлена и утверждена в ордена Ленина всесоюзном промышленном объединении "Орен-бурггазпром" "Временная инструкция по применению гелеобразуго-щего раствора полиакриламида для изоляции пластовых вод в скважинах Оренбургского месторождения".
Выявленные в ходе разработки Оренбургского газоконденсатного месторождения особенности водопроявлений и исследования в области глубокого блокирования водопритоков могут оказаться полезными при возникновении аналогичной ситуации на других месторождениях, приуроченных к карбонатным коллекторам большой толщины - Вуктыльском и Карачаганакском. В этой связи данная работа также имеет определенное научное и практическое значение.
Причины обводнения скважин на различных участках основной газоконденсатной залежи
Среди исследователей не вызывает сомнений факт обводнения газовых скважин водами артинско-среднекаменноугольного гидро-. - -геологического комплекса. Б таблице I.I [з] приведены химические характеристики солевого состава пластовых ЕОД различных гидрогеологических комплексов и данные химического анализа вод, добываемых из газовых скважин при полном их обводнении. Как видно из таблицы, они идентичны артинско-среднекаменноугольным водам. В то же время наличие нефтяной оторочки должно было бы служить экраном на пути внедрения пластовых вод в газоконденсатную залежь. Однако такое предположение впоследствии не подтвердилось. Следовательно, встал вопрос о механизме преодоления пластовыми водами зоны низкой Фазовой проницаемости, обусловленной нефтенасыщенными породами. М.И. Колосковой и Н.В. Савченко [l5J показано существование переходной зоны двухфазного насыщения, толщина которой определяется физическими параметрами пористой среды. Эти авторы считают, что нефтяная оторочка содержит подвижную воду, а трещиноватость карбонатного коллектора способствует ее водопроницаемости.
Проводимые с целью интенсификации притока газа соляно-кис-лотные обработки призабойной зоны газовых скважин определяют первоочередную очистку трещин и высокопроницаемых коллекторов, расположенных ближе к забою скважин. В работе [3J проведен анализ соляно-кислот-ных обработок и показано отсутствие зависимости между временем проведения обработок и временем обводнения скважин.
Среди авторов, изучающих характер обводнения месторождения, единого мнения относительно механизма водопроявлений нет. К настоящему времени оформились две точки зрения на механизм обводнения основной газоконденсатной залежи. Первое направление объединяет различные концепции продвижения краевых вод по напластованию коллекторов, обладающих более высокими фильтрационными свойствами [б,16J .Вторая точка зрения выражает представления вертикальном продвижении подошвенных вод [9,11,17,18 J . Кроме того, в работах [3,19,20] сделана попытка объяснить водопроявления дренированием целиков и линз остаточной воды, содержащейся в газонасыщенных коллекторах продуктивного разреза месторождения. Действительно, такая вода может присутствовать в продукции газовых скважин, но вряд ли ее дебит может превысить1 м3/сут. По данным А.А. Ханина [21J в купольной части Оренбургского месторождения отмечается малое содержание остаточной воды. В работе [ 22J на примере ряда газовых месторождений показана подчиненная роль остаточных и целиковых вод в обводнении газовых скважин. Таким образом, выделение третьего типа обводнения скважин нецелесообразно.
Пластовый характер притока контурных вод возможен при условии распространения депрессионной воронки в законтурную зону. К началу водопроявлений из газовой залежи было отобрано не более 4% запасов газа при падении пластового давления лишь на 2Л% от первоначального его значения. Кроме того, обводнению оказались в первую очередь подвержены скважины, расположенные ближе к купольной части структуры. С этих позиций продвижение контурных вод по отдельным шсокопроницаемым пластам выглядит недостаточно обоснованным. Далее следует отметить, что имеющиеся данные по выделению обводненных интервалов в скважинах фиксируют приток воды с забоя или из-под грязевой пробки на забое.
В работах О.М. Севастьянова и Н.И. Чернова [3,20j весь фонд обводнившихся скважин подразделяется на три типа: обвод-нивпшеся за счет конусообразования, по наиболее проницаемым пластам и работающие с ЕОДОЙ за счет выноса остаточной, целико-вой и порово-капиллярной воды. В тех скважинах, в которых забой по стратиграфическому положению совпадает с водопроявляющим горизонтом и в этом же горизонте прослеживается газо-жидкостный - -контакт, причиной обводнения скважин является образование у забоя конуса подошвенной воды. Далее отмечается, что начало обводнения может колебаться в широком диапазоне - от нескольких суток до нескольких лет. В скважинах, забои которых приурочены к вышележащим стратиграфическим подразделениям, нежели газожидкостный контакт, обводнение объясняют за счет продвижения контурных вод по отдельным пластам. В скважинах с незначительными водопроявлениями присутствие воды в продукции скважин объясняют дренированием целиков и линз остаточной воды. Отметим, что подавляющее большинство обводнившихся скважин эксплуатируют III объект разработки и имеют подошвенную воду. Следовательно преимущественная роль отводится в данном случае процессам конусообразования.
В работе [ 3J проведено исследование влияния соляно-кислотных обработок призабойной зоны скважин на процесс обводнения. Обводнение после проведения соляно-кислотных обработок отмечено в пяти скважинах. В остальных обводненных скважинах прямой связи их обводнения с работами по интенсификации притока газа не выявлено. Призабойная зона скв. 174, первой из обводнившихся скважин, вообще не подвергалась физико-химическому воздействию с целью интенсификации притока газа. Ряд скважин обводнился до проведения соляно-кислотных обработок. Таким образом, однозначно не установлено взаимосвязи обводнения скважин с проведением в них соляно-кислотных обработок призабойной зоны.
В работе [23J , анализируя причины обводнения Коробковско-го газоконденсатного месторождения, приуроченного, как и Оренбургское, к карбонатным коллекторам большой толщины, авторы указали, что обводнение Оренбургского месторождения должно быть связано с вертикальным перемещением подошвенной воды. Основными водопроводящими путями следует считать зоны развития трещинова - -тости. В.Н. Корценштейн в работах [9,II,17J характер водопро-явлений объясняет подтягиванием конусов подошвенной воды к забоям газовых скважин. Причем, отмечая приуроченность первых обводнившихся скважин к центральной части залежи, небольшие депрессий, с которыми работали скважины до обводнения, полностью отрицает возможность внедрения контурных вод в залежь в начальной стадии разработки месторождения. Конусообразование он связывает с подъемом воды по трещинам. Однако, из теории кону-сообразования следует, что при длительной остановке скважины деформированная поверхность ГВК должна нивелироваться. После возобновления добычи газа скважина некоторое время должна работать в безводном режиме. В действительности мы этого не наблюдаем. На месторождении имеется ряд скважин - 170, 171, 172, 506, 560 -, простаивающих в течение нескольких лет, но установившийся статический уровень жидкости в них практически не опускается. Следовательно объяснение обводнения образованием конусов подошвенной воды в классическом
Разработка метода глубокого блокирования водо-притоков в трещиновато-пористых коллекторах
Особенности обводнения трещиновато-пористого коллектора требуют изменения существующей технологии РИР. При обводнении скважин Оренбургского месторождения и ему подобных с неоднородными коллекторами газонасыщенные пласты содержат еще от 60 до 80% газа от дренируемых запасов. В этих условиях широко распространенный способ установки против обводнившегося пласта моста с последующим его разбуриванием нельзя считать приемлемым. Данный способ оправдан при отключении из разработки полностью отработанного пласта или при переводе скважин на эксплуатацию вышележащих объектов разработки.
Несколько лучшие результаты могут быть получены путем создания по периметру скважины в обводненном пласте водоизолирую-щей оторочки, расчеты которой наиболее полно приведены И.И. Кравченко и Н.Г. Иманаевым [29J , а техническое и технологическое исполнение - у В.А. Елажевича и Е.Н. Умрихиной [зо] . Формирование подобной оторочки дает лучшие результаты также при отключении обводнившейся части неоднородного пласта. Использование высокопроводящих каналов в обводнившемся пласте с целью увеличения добычи нефти или газа в послеремонтный период вышеуказанная технология производства РИР не предусматривает. В неоднородных пластах, например, трещиновато-пористых, эффективность способа снижается - уменьшается добыча углеводородов. В . - -"связи с незначительной протяженностью оторочки, материал, используемый для ее создания, должен обладать высокими прочностными свойствами, способными обеспечить целостность оторочки на путях внедрения пластовой воды.
Для изоляции притока подошвенных вод были разработаны и испытаны на месторождениях Башкирии методы, предусматривающие установку экрана-трещины и экрана-пропластка большой протяженности выше положения ШК [ 30J . Однако данные методы в геолого-технических условиях Оренбургского газоконденсатного месторождения не приемлемы, так как открытый забой скважин делает это технически невыполнимым.
Условия отбора газа на Оренбургском месторождении в первую очередь связаны с трещиноватыми и трещиновато-пористыми коллекторами. Теория фильтрации жидкостей и газов в трещиноватых и трещиновато-пористых пластах рассматривалась в работах Г.И. Баренблатта, Ю.П. Желтова, Ю.ЇЇ. Коротаева, В.Н. Майдебора, С.Н. Закирова, Р.В. Шаймуратова [31,32, 33,34,35J . Согласно их представлениям трещиновато-пористую среду можно представить как некоторую сплошную среду, состоящую из двух систем - системы трещин и системы пористых блоков, вложенных одна в другую. Подразумевается, что пористые блоки обладают большим, по сравнению с, трещинами, объемом. Фактически запасы газа или нефти сосредоточены в них. Однако, по сравнению с трещинами, пористые блоки обладают низкой проницаемостью. В работающем трещиновато-пористом пласте газ сначала поступает из пористых блоков в трещины, а затем по ним движется к забою скважины. Аналогичная фильтрация, сопровождаемая массообменом, наблюдается и в неоднородных пористых пластах, но механизм фильтрации в этом случае более сложный. Согласно представлениям, изложенным в работе [Зб] , неоднородную пористую среду можно представить комплексом трубок - тока, отличающихся длиной и проницаемостью. Энергетической основой существования массообмена в неоднородных средах с двойной пористостью и проницаемостью служит различие в потенциальных энергиях флюидов в каждой из систем.
Высокие дебиты скважин, эксплуатирующих трещиновато-пористые пласты, объясняются большой поверхностью площади фильтрации.
Приток газа из трещиновато-пористого пласта можно описать используя закон Дарси. При фильтрации газа закон Дарси сохраняется, если скорость фильтрации не превышает критической величины. Учитывая, что в трещинах нарушение линейного закона происходит раньше, чем в пористых блоках, достаточно выяснить границы существования линейного закона фильтрации в трещинах. Согласно работам), 37,38J критерий Рейнольдса для фильтрации в трещинах имеет следующее выражение:где 1/ - скорость фильтрации; /?г - коэффициент проницаемости трещин; і) - кинематическая вязкость; ГПт - коэффициент трещино-ватости. Ф.И. Котяхов считает [ 37 ] , что для трещин с различной раскрытостью значение критерия Рейнольдса находится в пределах 0,4-400, а по данным Г.М. Ломизе верхняя граница отодвигается до значения 2000. Для газовых месторождений с большой толщиной продуктивных отложений скорости фильтрации газа соизмеримы с критической их величиной и нарушение линейного закона может наблюдаться только вблизи ствола скважины. Так, для Оренбургского месторождения значение указанного критерия составляет 21400-2500. Таким образом, радиус призабойной зоны, в которой нарушен линейный закон фильтрации, при установившейся пло гдеЦ -дебит газа;5Г- 3,1416; п - толщина трещиновато-пористого пласта; Д - коэффициент проницаемости пористых блоков; 6 -раскрытость трещин; Мт- коэффициент трещиноватости;/й - коэффициент вязкости газа (динамической) при начальном значении пластового давления; 20- коэффициент сверхсжимаемости газа при начальном значении пластового давления; 7#іл и Тег- абсолютная температура газа в пластовых и стандартных условиях ( =760 мм рт. ст. и =20С); рц- давление газа при атмосферных условиях и пластовой температуре; гк и / - давление на контуре питания и на забое скважины; с - радиус скважины.
При обводнении трещиновато-пористого пласта вода движется по трещинам. Заполняя трещинную емкость, она блокирует приток газа из пористых блоков в трещины. При проведении водоизоляци-онных работ, закупоривающий реагент поступает преимущественно
Исходя из неразрывности потока и приравнивая выражения (2.7) и (2.8) находим давление на внешнем контуре водоизолирующеи оторочки. Подставив найденное значение давления в выражение (2.7) получим дебит газа из изолированного трещиновато-пористого пласта:
В выражениях (2.5)-(2.9) г - пластовое давление на контуре водоизолирующеи оторочки; Rom- радиус контура оторочки.
Установка водоизолирующеи оторочки при глубоком блокировании водопритоков достигается продавливанием тампонажного реагента вглубь призабойной зоны. Применение глубокого блокирования водопритоков в условиях недостаточно ясного механизма обводнения скважины обеспечивает изоляцию притока краевой воды, равно как и подошвенной. Сравнение рис. 2.2.а и 2.2. б показывает, что в условиях как горизонтального, так и вертикального притока воды обеспечивается достижение поставленной цели.
Наибольшую актуальность способ глубокого блокирования во-допритоков приобретает на месторождениях с карбонатными коллекторами, в условиях переслаивания высокопроницаемых коллекторов с низкопроницаемыми. В работе [40] рассмотрен механизм фильтрации и массообмена в слоистых средах на примере Оренбургского газоконденсатного месторождения. Показано, что отработка низкопроницаемого коллектора возможна лишь через высокопроницаемую
Лабораторное оборудование и методика исследований
Оценка водоизолирующих свойств предлагаемых тампонажных реагентов является важным звеном в разработке технологии проведения РИР в скважинах. Нами принята следующая схема лабораторных испытаний: изучение физических свойств реагентов, специфики закупоривающего воздействия на обводненные карбонатные породы и особенностей перехода тампонажного реагента в закупоривающий материал. Исследования обеспечивались приборами, широко известными в физике нефтяного и газового пласта [45,49,50, 51 ] , а также визуальными наблюдениями.
Реология жидкостей определяет характер течения их в пористой и трещиноватой средах. Вязкость измеряли на вискозиметрах БГШ-І и ЕШК-2. Реологическую характеристику изучали по методике [ 75 J . Схема лабораторной установки для изучения реологической характеристики жидкостей приведена на рис. 3.1. Установка состоит из вискозиметра ВПЖ-2, образцового манометра с пределом измерения до 0,1 МПа и класса точности 0,16, источника давления и редуктора-стабилизатора давления. Сжатый воздух из баллона проходит через редуктор, стабилизируется до заданного давления. Заданное давление поддерживается на протяжении всего опыта с точностью до 0,0001 МПа. Заданное давление подается на колено I вискозиметра, наполненного испытуемым реагентом. Измерения проводили при 5-6 перепадах давления в пределах ОД МПа. На каждом режиме исследования соблюдалось условие ламинарного . течения исследуемого реагента в капилляре. Для определения статического напряжения сдвига и изучения реологической характеристики исследуемого тампонажного реагента, а такав регистрации физических состояний при его химических превращениях строили реограммы в координатах--/(а9) , где -=г - величина, обратная -времени истечения испытуемого реагента между отметками А и Б в колене I вискозиметра, л Р - перепад давлений. Исследования процесса превращения реагента в тампонажний материал проводили путем сравнения временных реограмм.
Закупоривающие свойства, селективность тампонажних реагентов и фильтруемость их через пористые и трещиноватые среды изучали на установке, описанной в разделе 2.3.
При изучении закупоривающих свойств предлагаемых тампонажних реагентов пользовались теми же критериями подобия, что и в разделе 2.3. Теглпература в процессе исследования поддерживалась на уровне пластового значения. Модели изготавливали из мраморной крошки или дробленых непроницаемых кернов Оренбургского месторождения. Естественными кернами не пользовались, так как высокопроницаемых образцов мало.
С целью изучения закупоривающих свойств тампонажних реагентов, проводили определение водопроницаемости модели до и после прокачивания изучаемого состава. Закачивание тампонажного реагента в модель осуществляли в направлении, обратном фильтрации воды. В случае, когда изучаемый реагент обладает и селективными свойствами по воздействию на водонасыщенные среды, то дополнительно определяли газопроницаемость модели до и после фильтрации изучаемого реагента в сухих кернах. В работе [76] эффект ИЗОЛЯЦИЙ предложено рассчитывать по формуле:где Э - эффект изоляции В процентах, К, - проницаемость модели по пластовой воде до изоляции в мгаг, Кг - проницаемость модели по пластовой воде после изоляции в мкм .
В связи с тем, что в технической литературе по изоляции водопритоков в скважинах эта формула используется часто, нами .формуле.
Ряд тампонажних реагентов обладает при определенном перепаде давления 100/» изоляционным эффектом, но при превышении определенной депрессии происходит фильтрация воды и В0Д0И30ЛЯЦЇЇ-онный эффект снижается. Следовательно, другим важным показателем водоизоляционных свойств тампонажних материалов служит величина перепада давления к началу фильтрации воды через изолированные среды.
Давление начала фильтрации воды определяли по манометру, установленному на входе в модель, постепенным увеличением давления в колонке с водой. Давление прорыва воды через закупоренную модель определяли по его падению во времени.
В разделе 3.1 было показано, что наиболее важным преимуществом применения смоло-эмульсионных композиции является сокращение расхода дорогостоящей и дефицитной смолы.
Известные у нас в стране нефтеполимерные эмульсии [77 , 78 ] представляют собой дисперсию латекса в нефти и значительно уступают зарубежным по прочности закупоривающего материала, так как образуют лишь эластичную резиноподобную массу.
Разработанная нами смоло-эмульсионная композиция составлена из з леводородной жидкости и водорастворимых синтетических смол. Смоло-эмульсионная композиция в общем виде имеет следующий состав, ов%\смоло-эмульсионная композиция является обратной эмульсией, в которой смола диспергирована в нефти.
В зависимости от термодинамических условий в скважине и коллекторских свокств обводненного пласта выбирается марка синтетической смолы. Так, для пористого коллектора с пластовой температурой до 40С рекомендуется применять смолу ТСД-9, имеющую вязкость 60-90 ест. Для этой же пластовой температуры, но трещиноватого коллектора более оправдано применение смолы ФР-І2 и ТС-10 как имеющих в 2-3 раза большую вязкость. Температурному режиму пласта от 40С до 80С более соответствуют смолы ТС-10 и ФР-І2. Отвердителем для перечисленных смол является формалин, количество которого добавляется в зависимости от типа смолы и необходимого времени отверждения тампонажной смеси. Подробное исследование вышеперечисленных смол и отвервдающихся на их основе тампонажных смесей представлено в работах [2,28, 77.79J и в данной работе не рассматриваются. Для удобства проведения лабораторных исследований формалина в смолу добавляли из расчета срока отверждения смеси 3-7 часов.
В качестве утлеводородной жидкости, составляющей внешнюю среду эмульсии, испытывали различные нефти, мазут, дизельное топливо и керосин. Смоло-эмульсионную композицию готовили перемешиванием на миксере со скоростью вращения смешивающего узла 10000 об/мин. Высокосмолистые и асфальтеновые нефти с содержанием асфальтенов более 5%, плотностью 0,88-0,90 г/см3 и вязкостью 8-15 ест легко образуют эмульсию при растворении в них эмульгатора 1-2/6 от объема смоло-эмульсионной композиции.
Добавка эмульгатора необходима не только для стабилизации эмульсии, а также для образования трехфазной эмульсии на контакте с пластовой водой. В связи с данной необходимостью в состав смоло-эмульсионной композиции эмульгатор введен в избыточ
Результаты опытно-промышленных испытаний предла гаемых методов борьбы с водопритокаш
В связи с тем, что предлагаемый метод глубокого блокирования водопритоков ни на одном месторождении не применялся, массовому внедрению этих работ должны предшествовать опытно-промышленные испытания.
Наиболее полно условию промыслового эксперимента удовлетворяли бы РИР, одновременно проведенные на одном из очагов обводнения, не являющегося особенно крупным. Однако в большинстве обводненных скважин РИР по ликвидации водопритоков были проведены ранее, поэтому для опытно-промышленных испытаний были выбраны скважины, в которых РИР не проводились. Такими скважинами оказались 490,523 и 802.
Скважина 490 - пробурена до забоя 1812 м. Эксплуатационная 177,8 мл колонна спущена до глубины 1620 м и зацементирована до устья. Для добычи газа спущены 114,3 мм НКТ, межколонное пространство которых загерметизировано пакером, установленным в интервале 1592-1598 м. Скважиной вскрыты отложения 1,11 и частично III объектов разработки. Открытым стволом вскрыто 181 м продуктивной толщи, из которых суммарная эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 31,8 м.
Скважина введена в эксплуатацию 14.09.1980 года с дебитом газа 520 тыс.м3/сут. Работ по интенсификации притока газа на скважине не проводили.
Первые Еодопроявления отмечены к концу 1380 года, в связи с чем дебит газа в скважине сократился до 300-400 тыс.м сут. С ноября 1981 года пластовой энергии оказалось недостаточно для выноса пластовой воды и скважина переведена в режим периодической работы с дебитом газа 50 тыс.м3/за 10 сут.Перед про -ведением РИР по предлагаемой технологии скважина простаивала.
К моменту проведения РИР из скважины добыто 154,26 млн.м3 газа при удельном объеме дренирования 3,4 млрд.м3, подсчитанных по зависимости - i (Q) Таким образом, по этой скважине оказались блокированныгли основные запасы газа, что послужило основанием для проведения водойзоляционных работ.
В январе 1982 года проводились геофизические исследования по определению газо-водоотдающих пластов. По заключению геофизической конторы, приток газа отмечен в интервалах 1658-1704 м и 1725-1726 м и уровень жидкости зарегистрирован на глубине 1749 м. Бодопроявления отмечены из пласта, находящегося в интервале 1749-1754 м и с забоя скважины из-под пробки.
РИР было решено проводить методом глубокого блокирования - -водопритоков. Перед проведением РИР отбили исскуственный забой, который оказался на глубине 1751 м. Для очистки призабой-ной зоны скважины 18.05.1982 года провели аэрацию с целью удаления воды из ствола скважины, затем 19.05.1982 года провели спирто-пенокислотнуїо обработку призабойной зоны в объеме 30 м3 22/ь раствора соляной кислоты и 20 м3 метанола, растворенного в 15 м3 воды, содержащей 200 кг ПАВ.20.05.1982 года провели водоизоляционные работы по предложенной технологии. Стравили газовую шапку, в результате чего давление на устье скважины снизилось с 9,0 МПа до 0,1-0,2 МПа. Учитывая, что фильтрационные свойства коллекторов в описывае -мой скважине несколько ниже, чем в скважинах центральной части основной газоконденсатной залежи, ремонт решили проводить с использованием гелеобразующего состава на основе полиакриламида [ 82J . Предварительно технология приготовления и закачивания в скважину тампонажного реагента была опробована при ликвида -ции межколонных давлений в четырех скважинах Совхозной станции подземного хранения газа. Для ремонта скв.490 заранее приготовили 79 м3 2% водного раствора полиакриламида и жидкого стекла в соотношении 5:1, 9,5 м3 смеси 40% раствора формалина и со -ляной кислоты при соотношении 2:1 и 78 м3 1% водного раствора марвелана /ПАВ/ .
Расставили специальную технику согласно схемы, представ -ленной на рис. 4.1. Нагнетательная линия от цементировочных агрегатов до устья скважины составила 150-180 м, так как по -ставить технику на площадку около скважины не позволяли посевы пшеницы. Опрессовали нагнетательную линию давлением 10,0 МПа и прокачали двумя агрегатами 20 м3 1% годного раствора марвелана с целью исключить контакт тампонажного реагента с пластовок водой. Давление, при котором закачали раствор ПАВ, не превышало - -0,2-0,4 МПа. Во время закачивания раствора ПАВ отрегулировали подачу агрегатов с расходами объемов 8:1. Затем, перед закачиванием тампонажного реагента, сделали выдержку в течение 20 минут с целью образования пены в газонасыщенных пластах. После проделанных операций приступили к закачке смесей 2% ЕОД-ного раствора полиакриламида с жидким стеклом и формалина с соляной кислотой. Смешивание двух исходных компонентов для получения тампонажного реагента осуществлялось через тройник, установленный между агрегатами, в процессе закачивания, а за -тем готовый тампонажний реагент, с индукционным периодом геле-ообразования 4-5 часов, поступал по нагнетательной линии в скважину. Соотношение исходных компонентов тампонажного реагента удалось выдеркать 6:1. давление на устье скважины во время закачивания тампонажного реагента выросло с 0 до 13 МПа. За время роста давления было закачано около 35 м3 реагента и даль -нейшее его закачивание продолжалось при давлении 13 МПа, После закачивания 58 м3 тампонажного реагента кончился завезенный на скважину запас смеси формалина и соляной кислоты. Последние 20 м3 раствора полиакриламида и жидкого стекла закачивались без отверждающего компонента одним агрегатом при давлении 7,0 МПа. Продавку тампонажного реагента осуществляли двумя агрегатами при давлении нагнетания 10-12 МПа, а в качестве про-давочной жидкости использовали 1% водный раствор марвелана. За 10 минут до окончания обработки вышел из строя один из агрегатов и продавку продолжали другим при давлении 7,0 МПа. Через 7 минут после прекращения продавки давление на устье скважины снизилось до 5,5 МПа. Поэтому ствол скважины заполнили газом из шлейфа при давлении 9,0 МПа. По окончании работ скважину оставили под давлением на 48 часов.
