Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние проблемы регулирования смачиваемости коллектора. Обоснование тематики исследований 10
2. Экспериментальные исследования по разработке и совершенствованию технологии гидрофобизации 29
2.1. Выбор химических реагентов для исследований 29
2.2. Методы оценки гидрофобизирующей способности растворов химических реагентов 31
2.3. Методика проведения экспериментов методом самопроизвольного впитывания воды 33
2.4. Результаты экспериментальных исследований 40
2.5. Изучение породорастворяюрей .способности химических веществ с целью разработки композиции для улучшения фильтрационных характеристик ПЗП 45
2.6. Изучение фазового поведения систем 49
2.7. Определение межфазного натяжения на границе растворов 56
2.8. Микровизуальные исследования перераспределения флюидов в пористой среде в процессе ее гидрофобизации 59
2.9. Экспериментальные исследования влияния смачиваемости на
фильтрационно-емкостные характеристики пород-коллекторов 63
2.10. Анализ литолого-структурных особенностей пород-коллекторов 76
3. Промысловые испытания и практика применения технологии гидрофобизации 83
3.1. Характеристика технологии гидрофобизации 83
3.2. Выбор скважин для проведения промысловых испытаний технологии гидрофобизации 87
3.3. Подготовка к обработке скважины. Материалы, применяемые в технологическом процессе 88
3.4. Технология осуществления метода гидрофобизации прискважинной зоны пласта 90
3.5. Промысловые испытания технологии гидрофобизации. Оценка технологической эффективности проведенных работ 90
3.6. Анализ результатов обработок призабойных зон скважин гидрофобизирующими композициями 101
4. Статистический анализ геолого-технологических факторов, влияющих на эффективность технологии гидрофобизации 112
Заключение 139
Библиографический список
- Методы оценки гидрофобизирующей способности растворов химических реагентов
- Методика проведения экспериментов методом самопроизвольного впитывания воды
- Выбор скважин для проведения промысловых испытаний технологии гидрофобизации
- Технология осуществления метода гидрофобизации прискважинной зоны пласта
Введение к работе
Актуальность проблемы. В настоящее время на многих месторождениях России, в которых сосредоточены основные запасы нефти, значительная часть фонда добывающих скважин работает существенно ниже своих потенциальных возможностей. Одной из основных причин этого является техногенный фактор высокой водонасыщенности призабойной зоны пласта (ПЗП). Повышенная водонасыщенность прискважинной зоны существенно снижает проницаемость по нефти в этой зоне, и, следовательно, ограничивает приток нефти из пласта в скважину. Поэтому все более актуальной является задача поиска путей решения проблемы интенсификации притока нефти из добывающих скважин, связанная с удалением воды из прискважинной зоны. Для постановки исследований в этом направлении имеются объективные основания.
Коллектора большинства нефтяных месторождений, в частности в терри-генных отложениях Западной Сибири, характеризуются преимущественной гидрофильностью. В ходе строительства и освоения скважин, а также при ремонтах и в процессе эксплуатации скважин в призабойную зону попадает вода (из фильтрата бурового раствора, из жидкости вторичного вскрытия пласта, из жидкости глушения, из композиций химических реагентов на водной основе, пластовые воды и т.д.). В силу гидрофильных свойств поверхности коллектора вода, поступающая в прискважинную зону, впитывается в пласт и прочно там удерживается капиллярными силами. Со временем область, сформированная капиллярно удерживаемой водой, может значительно увеличиваться в размерах, оттесняя нефть из призабойной части вглубь пласта. Это приводит к трудностям при освоении скважин и резкому уменьшению притока нефти в процессе эксплуатации.
Создавшееся положение требует разработки и внедрения технологии, регулирующей смачиваемость коллектора и способствующей удалению капиллярно удерживаемой воды из прискважинной зоны. Основным элементом та-
кой технологии может быть применение катионоактивных ПАВ, обладающих гидрофобизирующим эффектом. Данное направление имеет ряд преимуществ с точки зрения многообразия возможностей комбинирования с другими физико-химическими методами интенсификации нефтедобычи с целью повышения эффективности воздействия.
При этом вышеуказанная задача требует выработки такого подхода к воздействию на прискважинную зону пласта, который позволил бы осуществлять его с наибольшей эффективностью, оптимально сочетая с реальными промысловыми условиями.
Цель диссертационной работы - исследование механизма регулирования смачиваемости прискважинной зоны пласта композициями ПАВ и разработка комплексной технологии ОПЗ на их основе.
Основные задачи исследований.
Обобщение современных представлений о процессе и физико-химических методах регулирования смачиваемости коллектора с целью интенсификации нефтедобычи.
Формулирование и обоснование основных критериев, определяющих возможность и эффективность применения гидрофобизирующих растворов для управления смачиваемостью пород в ПЗП.
Проведение экспериментальных исследований по изучению влияния характеристик пористой среды и пластовых жидкостей на эффективность процесса гидрофобизации с разработкой рецептур композиций на основе промыш-ленно выпускаемых реагентов.
Разработка, испытание и практическое внедрение технологического процесса обработок добывающих скважин с терригенными коллекторами композициями гидрофобизирующих ПАВ.
5. Изучение влияния геолого-технологических факторов на эффектив
ность применения данной технологии с целыо выявления оптимальных условий
ее осуществления.
Методы решения поставленных задач.
Обобщение и анализ современной научно-технической литературы, а также проведение аналитических исследований по обоснованию применения гидрофобизирующих растворов для интенсификации добычи нефти.
Проведение лабораторных исследований по обоснованию условий и критериев применимости гидрофобизирующих растворов ПАВ для регулирования смачиваемости коллектора.
Проведение промысловых испытаний с целью отработки оптимальных параметров технологического процесса по закачке композиций ПАВ в приза-бойную зону пласта.
Математико-статистический анализ промыслового опыта работ с определением геолого-технологических факторов, влияющих на эффективность применения разработанной технологии.
Научная новизна.
Разработан способ сравнительной оценки смачивающей способности растворов химреагентов, позволяющий выбрать композиции, обладающие высокими гидрофобизирующими свойствами.
Проведены лабораторные исследования гидрофобизирующих свойств водных и углеводородных растворов промышленно выпускаемых катионоак-тивных ПАВ Дон-52 и ИВВ-1, а также кремнийорганических соединений КТС-2 и КТС-8. В результате исследований обосновано применение углеводородных растворов, содержащих 0,1-1% реагента Дон-52, в качестве высокоэффективных гидрофобизирующих композиций.
В результате экспериментальных исследований, проведенных на естественных кернах, установлено, что обработка породы, в соответствие с комплексной технологией гидрофобизации, ведет к перераспределению фаз «нефть-вода» в коллекторе, снижению общей водонасыщенности и удалению капиллярно защемленной воды из низкопроницаемых участков пористой среды.
Анализ литологических и петрофизических факторов показал, что на величину адсорбции гидрофобизирующего реагента решающее влияние оказывают параметры, характеризующие сложность структуры эффективного пустотного пространства и определяющие величину удельной поверхности скелета породы-коллектора.
В результате исследований обоснована композиция химреагентов для обработки ПЗГІ, включающая полигликоль в виде отработанного продукта. Композиция обладает высокими гидрофобизирующими свойствами, а за счет снижения скорости растворения кварцсодержащих пород позволяет увеличить глубину охвата воздействием (Пат. РФ № 2119579).
6. Методами математической статистики выявлены основные геолого-
промысловые и технологические факторы, определяющие эффективность об
работок скважин композициями гидрофобизаторов и долговременность эффек
та, что позволяет конкретизировать условия применения технологического
процесса и регулировать режимные параметры его проведения.
Практическая ценность работы.
Установлена практическая эффективность метода гидрофобизации с использованием углеводородных растворов катионоактивного ПАВ Дон-5 2 для регулирования смачиваемости прискважинной зоны в терригенных коллекторах кварцевого и полимиктового состава с температурами от 20 до 80С в условиях пластовых вод сильной и слабой минерализации.
Выполнен анализ литолого-структурных особенностей низкопроницаемых терригенных пород-коллекторов и промысловых геолого-физических факторов с позиций эффективного применения технологии гидрофобизации. Полученные в диссертационной работе результаты позволяют повысить обоснованность применения в скважинах гидрофобизирующих композиций.
Разработан новый состав на основе КПАВ Дон-52 и полигликоля для обработок призабойных зон скважин, обладающий высокими гидрофобизирующими свойствами.
Для практической реализации предложенных технологических решений разработана и утверждена «Инструкция по применению технологии обработок призабойных зон добывающих скважин с применением гидрофобизи-рующих веществ» (РД 153-39Н-021-97).
Технология реализована на месторождениях Западной Сибири и Татарстана при непосредственном участии автора во внедрении и промысловых испытаниях. В результате обработок, проведенных на 99 добывающих скважинах, дополнительно добыто 297,3 тыс. тонн нефти, величина удельного технологического эффекта составила 3,0 тыс.тонн нефти на 1 скважино-операцию при средней длительности эффекта 13 месяцев.
6. Установлена высокая эффективность применения гидрофобизирую-
щих композиций в комплексе с химической изоляцией обводнившихся интер
валов пласта путем закачки раствора силиката натрия (жидкого стекла). Допол
нительная добыча нефти от обработок 8 скважин составила 77,4 тыс. тонн.
Апробация работы.
Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ «Самотлор-нефть» и «Нижневартовскнефть» (г. Нижневартовск), научных семинарах лаборатории физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов ВНИИ нефть, научных семинарах научно-производственного центра РМНТК «Нефтеотдача», секции Ученого Совета ВНИИнефть.
Публикации.
По теме диссертации опубликовано 12 работ, в том числе 10 статей, 3 из которых написаны без соавторов, получен 1 патент и составлен руководящий документ на технологический процесс.
Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») и Открытом Акционерном Обществе «Научно-
Технологическая Компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс «Нефтеотдача».
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю - академику РАЕН, д.т.н., профессору А.Т.Горбунову за большую помощь и ценные советы в процессе работы над диссертацией.
Искреннюю признательность автор выражает В.Д.Москвину, Ю.А.Поддубному, Е.М.Дзюбенко, Ю.Э.Ивиной, А.В.Старковскому и ТА. Султанову за большое внимание к работе и оказанное содействие. Автор искренне благодарит за участие в обсуждении полученных результатов исследований и консультации А.Г.Дябина, В.Е.Ступоченко, А.Я.Соркина, А.Б. Погосяна, В.В.Белова, В.А.Козаченко, И.А.Сидорова, И.Р.Сулейманова, А.Н.Иванова, В.Б.Губанова, Е.О.Серебрякову, А.А.Муталенко, В.Ю. Маслянцева, А.К.Гарифова, а также коллектив лаборатории технологий физико-химических методов увеличения нефтеотдачи ВНИИнефть и коллектив научно-производственного центра РМНТК «Нефтеотдача» за поддержку при выполнении настоящей работы.
Автор выражает благодарность сотрудникам ОАО «Нижневартовскнеф-тегаз»: К.Л.Матвееву, Ф.Ф.Галиеву, Л.С.Корбут и Ф.Я.Канзафарову за помощь в организации промысловых работ и исследований.
Методы оценки гидрофобизирующей способности растворов химических реагентов
Одним из перспективных направлений в области восстановления и увеличения естественной проницаемости призабойной зоны пласта является применение физико-химических технологий, позволяющих регулировать смачиваемость пород, слагающих коллектор. Известно, что растворы определенных ПАВ могут с успехом использоваться с целью увеличения притока нефти из пласта и снижения депрессии, в том числе и при освоении скважин, законченных бурением, где получен малый приток. Растворы ряда кагионоактивиых ПАВ способны вызывать инверсию смачивания поверхности пористой среды, обладая гидрофобизирующими свойствами. Есть основания полагать, что адсорбция гидрофобизирующего вещества на поверхности поровых каналов должна препятствовать взаимодействию водной фазы с породой и образованию сольватных оболочек, снижающих радиус поровых каналов, что положительно будет влиять на процессы вытеснения воды и водных растворов из ПЗ ГЇ углеводородной жидкостью.
Для экспериментальных исследований целесообразен выбор таких КПАВ, которые являются недефицитными, промышленно выпускаемыми в России и безопасными с точки зрения санитарных норм. Такими веществами являются Дон-52 и ИВВ-1.
Продукт «Дон-52», выпускаемый по ТУ 2484-00-04706205-93, представляет собой преимущественно углеводородорастворимую соль алифатических аминов с концентратом низкомолекулярных кислот (НМК) в растворе изопро-пилового спирта.
Продукт ИВВ-1, выпускаемый по ТУ 2482-013-013164401-94, представляет собой водорастворимое четвертичное аммониевое основание в растворе изопропилового спирта.
Другим классом веществ, представляющим интерес для экспериментальных исследований, являются кремнийорганические соединения, которые широко используются в самых различных отраслях народного хозяйства благодаря своим уникальным свойствам [24, 88, 98]. Так, в частности, весьма эффективным гидрофобизатором является кремнийорганическая жидкость 136-4). Однако ее дефицитность и высокая стоимость ограничивает ее широкое внедрение в промышленности. Известные в нефтедобывающей промышленности кремнийорганические гидрофобизаторы класса метилсиликонатов натрия являются недостаточно эффективными.
В связи с этим в качестве гидрофобизирующих веществ в настоящей работе были приняты к опробованию кремнийорганические жидкости КТС. Данные продукты получены на основе ранее не утилизируемых отходов кремний-органической подотрасли. Кремнийорганические продукты КТС представляют собой подвижные жидкости с нейтральной реакцией среды (рН-7) принадлежащие к классу олигоалкилалкоксисилоксанов.
Продукты КТС медленно гидролизуются в водной среде с образованием мазеподобных гелей, растворимы в органических растворителях (в том числе нефтяных) и являются веществами 2V класса опасности по токсичности (то есть малоопасными веществами).
Отмеченные свойства, а также недефицитность и относительно низкая стоимость продуктов КТС позволили использовать их для изучения и апробирования в качестве гидрофобизирующих агентов.
Таким образом, для проведения экспериментальных исследований гид рофобизирующей способности химических реагентов были выбраны вещества из класса катионоактивных ПАВ (Дон-52, ИВВ-1) и из семейства кремнийор-ганических соединений (КТС-2, КТС-8).
Обычно для характеристики степени смачиваемости твердых тел используется, так называемый, краевой угол смачивания, то есть угол, образованный жидкостью на горизонтальной поверхности твердого тела, и отсчитывают его в сторону более плотной контактируемой с твердым телом фазой. Величина равновесного угла определяется степенью взаимодействия жидкой фазы с твердой и служит его характеристикой. Условие равновесия поверхностных сил (поверхностных натяжений) на границе твердое тело-жидкость { Ттж), твердое тело-газ (сгтг ) и жидкость-газ {ржг ) описывается уравнением Юнга: cos0 = - - (1) Условия равновесия при контактном смачивании характеризуются косинусом краевого угла смачивания - COS в, который является критерием взаимодействия жидкости и твердого тела при смачивании или характеристикой равновесия при вытеснении одной жидкой фазы на твердом теле другой.
Методика проведения экспериментов методом самопроизвольного впитывания воды
Проведение экспериментов по оценке гидрофобизирующих свойств химических продуктов и их композиций осуществлялось методом самопроизвольного впитывания воды по специально разработанной методике путем оценки смачиваемости породы после ее обработки. Согласно этой методике, гидрофобизирующую способность реагентов оценивали на насыпных пористых средах, помещенных в стеклянные модели диаметром 6-7 мм, длиной 140-150 мм, внутренняя поверхность которых предварительно была гидрофобизи-рована орган ох лорсиланами. Подготовленную пористую среду заполняли под вакуумом раствором исследуемого реагента и выдерживали его в ней не менее 12 часов при атмосферном давлении. Оценка смачиваемости пористой среды осуществлялась на специально созданной установке для измерения кинетики пропитки.
Исследования проводились на кварцевом песке, дезинтегрированной породе Самотлорского, Лянторского и Мало-Балыкского месторождения той же фракции. Подготовка кварцевого песка состояла в удалении окислов железа и глинистых частиц обработкой его 10-15% раствором соляной кислоты, согласно [91]. Дезинтегрированный керновый материал подготавливали, очищая от углеводородов, цементирующих и загрязняющих частиц, путем кислотной обработки и экстракции спиртобензольной смесью.
В соответствии с нижеприведенной методикой были проведены количественные исследования степени гидрофобизации поверхности твердого тела, оценены минимальные концентрации реагентов, необходимые для достижения гидрофобного эффекта.
На основе экспериментальных данных были построены кинетические кривые самопроизвольного впитывания воды в пористую среду (зависимость массы впитавшейся воды от времени). По этим кривым оценивали параметры пропитки: среднюю скорость впитывания воды {Ущ], г/мин) в исследуемом интервале времени и максимальную массу воды, впитавшейся в пористую среду (MQ , г) за то же время.
По результатам испытаний определялся характер смачиваемости пористой среды, и делалось заключение о гидрофоб изирующей способности исследуемых реагентов. Эксперименты по оценке гидрофобизирующих свойств химических про дуктов и их композиций проводились на двух специально созданных установках.
Первая - установка для гидрофобизации твердых пористых сред, представленная на рис. 2.1. На данной экспериментальной установке осуществляется заполнение испытываемым составом пористой среды под вакуумом и гидрофобизации последней. Для проведения исследований на установке используется следующее оборудование и материалы: колба коническая вакуумная с отводом емкостью не менее 1 л; защитный экран или металлическая сетка для колбы; пробка резиновая для колбы с отверстием для установки воронки и крепления пробирки; воронка стеклянная с одноходовым краном для регули 35 1 -Колба коническая с защитной сеткой; 2 -Пробирка; 3 -Трубочка с пористой средой; 4 -Воронка с гидрофобизирующим составом; 5 -Резиновая пробка; 6 -Гидрофобизирующий состав; 7 -Вентиль для регулирования подачи реагента; 8 -Граница впитавшегося состава. рования ввода гидрофобизирующего состава; пробирка стеклянная емкостью 20 мл, диаметром не менее 13 мм; модель стеклянная с внутренним диаметром 6-7 мм, длиной 140-150 мм, толщиной стенки не менее 1 мм с металлической сеткой (0,1x0,1 мм) на одном конце; вакуумная линия с вакуумметром и подводящими вакуумными шлангами; исследуемый гидрофобизирующий состав.
Вторая - установка по измерению кинетики пропитки, представленная на рис. 2.2. Данная экспериментальная установка служит для получения количественных данных при оценке смачиваемости пористых сред методом самопроизвольного впитывания воды. Для осуществления исследований необходимо следующее оборудование и материалы: весы типа «SARTOR1US» 1602 MP, точностью измерения 0,1 мг; стакан стеклянный емкостью не менее 50 мл, диаметром 40 мм; модель стеклянная с внутренним диаметром 6-7 мм, длиной 140-150 мм, толщиной стенки не менее 1 мм с металлической сеткой (0,1x0,1 мм) на одном конце; кронштейн с нерастяжимой нитью на штативе лабораторном с системой блоков; дистиллированная вода; пористая среда.
Лабораторные эксперименты на модели пористой среды включали в себя следующие этапы: 1. Насыпную пористую среду фракции 0,1-0,2 мм помещают в две стек лянные модели (по 5 г исследуемого материала), на нижних концах которых установлены металлические сетки. Пористую среду уплотняют легким посту киванием равномерно по всей длине модели в течение одной минуты, добива я«ь уплотнения тюриетвй ереды де поетоянноге объема. 2. Заполняют обе модели снизу под вакуумом деаэрированным раство ром исследуемого реагента и выдерживают его в пористой среде не менее 12 часов при атмосферном давлении и комнатной температуре (уровень иссле дуемой жидкости над пористой средой должен быть не менее 5 мм).
Выбор скважин для проведения промысловых испытаний технологии гидрофобизации
Правильный выбор скважин для обработки химическими композициями является важным этапом в комплексе промысловых мероприятий. Этому вопросу уделялось большое внимание в ряде публикаций [39, 79, 90, 101].
Выбор объектов для проведения промысловых работ по испытанию и внедрению технологии гидрофобизации осуществлялся совместно с геологическими службами НГДУ на основании разработанной технологической инструкции. Основными критериями подбора добывающих скважин для ОПЗ гидрофо-бизирующими композициями являются признаки снижения или отсутствия притока нефти из-за проникновения в продуктивные пласты воды и формирования в прискважинной части пласта зоны повышенной водонасыщенности.
При выборе скважин для проведения обработок обращалось внимание, в первую очередь, на следующие факторы: - существенное занижение дебита нефти по сравнению с потенциальным, определяемым эффективной мощностью, коллекторскими свойствами и нефтенасыщенностью вскрытого пласта; - отсутствие вблизи перфорированного нефтяного пласта водоносных горизонтов, из которых возможен переток воды; - малая или средняя расчлененность пласта; - расположение скважины, которая должна находиться в зоне, имеющей запас пластовой энергии, необходимой для включения пласта в работу после ОПЗ.
С целью определения критериев выбора скважин и осуществления технологического процесса проведен статистический анализ геолого-технологических факторов, который представлен следующей главе. В результате проведенного анализа оценены области оптимальных и неблагоприятных величин значимых факторов, влияющих на эффективность технологии гидрофобизации.
Для проведения работ по закачке гидрофобизирующей композиции в добывающую скважину она должна иметь герметичную эксплуатационную колонну, качественное цементное кольцо за колонной, исключающее заколонные перетоки, и исправную устьевую арматуру. Забой скважины должен быть чистым и иметь зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс ГИС.
Подготовка к обработке скважины включает в себя следующее.
1. Подготовка к обработке включает в себя проведение предварительных исследований, уточнение гидрофобизирующей композиции в лабораторных и промысловых условиях, расчет необходимых количеств материалов и технических средств, а также завершающие подготовительные операции.
2. На выбранной скважине перед обработкой производят следующие виды исследований и операций: контрольные замеры дебита, буферного, линейного и затрубного давлений, отбор 2-3 проб жидкости с последующим уточнением обводненности продукции, отбой забоя, снятие КВД и построение индикаторной диаграммы с последующим уточнением коэффициента продуктивности. При использовании комбинированной технологии проводится комплекс геолого-геофизических исследований с целью определения профиля приемистости по нефти и уточнения обрабатываемого интервала.
3. Уточнение состава гидрофобизирующей композиции в лабораторных и промысловых условиях, при необходимости, проводят путем исследований фазового поведения системы «нефть - композиция - вода - порода» и межфазного натяжения на границах жидкостей системы.
4. Производится расчет необходимых количеств материалов и технических средств.
Необходимое количество дегазированной безводной нефти для проведения одной обработки определяют как сумму объема эксплуатационной колон ны на интервале колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) при обработке призабойной зоны, объема колонны НКТ и дополнительно 5 м .
Необходимое количество кислотного состава определяют из расчета: 0,5 м3 на 1м эффективной толщины. В кислотном составе3 содержится % масс: соляная кислота - 14, плавиковая кислота - 5, КЛАВ ИВВ-1 - 0,1 , НПАВ АФ9.12 - 0,2 , вода - остальное.
Необходимое количество водоудаляющей композиции определяют с учетом известного значения эффективной толщины обрабатываемого интервала и удельного расхода композиции на 1 м эффективной толщины пласта. Например, расход композиции на углеводородной основе в целом - 1,0 м3/м, из них товарной формы маслорастворимого неионогенного ПАВ (например, АФ9-6) - 5,0 л/м, углеводородного растворителя - 0,995 м3/м. При использовании в качестве водоудаляющей композиции таких растворителей, как ацетон, полигликоль (ТУ-01-1-326-85), изопропанол (ГОСТ 9805-84), их расход составляет также 1,0 м3/м.
Технология осуществления метода гидрофобизации прискважинной зоны пласта
Непосредственно проведение обработки скважины состоит из следующих основных этапов: 1. В насосно-компрессорные трубы при открытой затрубной задвижке закачивают кислотный состав до башмака НКТ, после чего затрубную задвижку закрывают. 2. Через НКТ кислотный состав продавливают 0,5 м3 безводной нефти (буфер), затем водоудаляющей композицией, вслед за ней закачивается первый составом гидрофобизирующей композиции, который затем продавливается вторым гидрофобизирующим (закрепляющим) составом. 3. Гидрофобизирующую композицию продавливают дегазированной безводной нефтью, взятой в количестве одного объема НКТ. 4. Скважину закрывают на реагирование (гидрофобизацию). После проведения закачки в скважину спускают подземное оборудование и подключают скважину к системе сбора.
Обработка скважины может осуществляться с использованием пакерую-щего устройства, которое должно предварительно быть проверено на герметичность. В том случае, когда используется пакер, закачка технологических жидкостей ведется непосредственно в насосно-компрессорные трубы (без использования затрубного пространства). С целью анализа проведенных работ рассмотрим опыт использования гидрофобизирующих композиций на основе КПАВ Дон-52 на площади Само-тлорского месторождения (НГДУ «Нижневартовскнефть»). При непосредственном участии автора данной диссертационной работы здесь был выполнен большой объем промысловых работ по испытанию и отработке технологии гидрофобизации.
Обработанные скважины №№ 30309 и 2717 расположены на участках пласта АВ2-з Самотлорского месторождения, имеющих сходные геологические параметры. Коллекторы представлены полимиктовыми песчаниками проницаемостью 0,15-0,67 мкм2, пористостью 22-26%, нефть маловязкая, вязкость в пластовых условиях, в среднем, составляет 1,51 мПа-с, температура пласта около 61С. Средняя глубина залегания продуктивного пласта - 1750 м., средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 8,7 м. Продуктивный пласт в зоне участков характеризуется некоторой литологической неоднородностью. Коэффициент расчлененности, в среднем, составляет 3, коэффициент песчанистости - 0,41.
Дополнительная добыча нефти определялась по разнице между величиной текущего дебита нефти и базовым уровнем, утвержденным в НГДУ. Для оценки технологической эффективности обработок строились графики динамики показателей эксплуатации скважин, а для скважин с высокой обводненностью (более 50-60%) использовались распространенные характеристики вытеснения [48].
Динамика показателей эксплуатации скважины 2717 Самотлорского месторождения работки скважины, выражающуюся графически в отклонении линии фактической добычи нефти по отношению к линии прогнозной добычи.
Среднесуточный дебит нефти до обработки скважины составлял 12,8 т/сут, обводненность добываемой продукции - 78,3%. После ОПЗ было получено увеличение дебита нефти до 41,0 т/сут при обводненности 51,7%. Суммарная дополнительная добыча нефти по скважине составила 23,4 тыс. тонн, общая длительность эффекта - 52 месяца.
На рис. 3.3 представлен график динамики показателей эксплуатации скважины 2717 Самотлорского месторождения, обработанной в 1993 году, который свидетельствует об эффективности закачки гидрофобизирующей композиции.
Среднесуточный дебит нефти до ОПЗ скважины составлял 13,4 т/сут, обводненность добываемой продукции - 31,4%. После обработки гидрофобизирующей композицией было получено увеличение дебита нефти до 41,0 т/сут при обводненности 11,8%. Суммарная дополнительная добыча нефти по скважине составила 33,7 тыс.тонн, общая длительность эффекта - 51 месяца.
Величина дополнительной добычи нефти от обработок скважин на опытных участках НГДУ «Нижневартовскнефть» за рассматриваемый период времени оценивается (без учета комбинированной технологии) в количестве 86,9 тыс.тонн, что составляет 5,8 тыс.тонн, в среднем на одну проведенную обработку или 8,7 тыс.тонн на каждую успешно обработанную скважину.
Скважина № 13516 Самотлорского месторождения была обработана по комбинированному варианту технологии с одновременной закачкой гидрофобизирующей композиции и раствора силикатного геля.
Среднесуточный дебит нефти до обработки скважины составлял 19,9 т/сут, обводненность добываемой продукции - 96,9%. После ОПЗ было получено увеличение дебита нефти до 35,6 т/сут при обводненности 94,1%. Выполненная в 1994 году обработка скважины позволила получить 12,1 тыс.тонн дополнительно добытой нефти.
Графики оценки эффективности проведенной обработки представлены на рис. 3.4-3.5. Характеристика вытеснения и график динамики показателей эксплуатации скважины свидетельствуют об эффективности промысловых работ.
Дополнительная добыча нефти от обработок скважин на опытных участках НГДУ «Нижневартовскнефть» по комбинированной технологии оценивается в 77,4 тыс.тонн. Успешность работ составила 75%.
