Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ основных причин обводнения скважин и существующих технологий ремонтно-изоляционных работ 9
1.1 Возможные причины поступления посторонних вод в скважину 9
1.1.1 Обводнение скважины за счет подтягивания конуса подошвенной воды 10
1.1.2 Обводнение скважин, связанное с заколонными перетоками 15
1.1.3 Обводнение скважин нагнетаемой водой 18
1.1.4 Обводнение скважин через негерметичность эксплуатационных колонн 19
1.2 Методы выявления причин обводнения скважин 21
1.3 Технологии проведения изоляционных работ 23
1.3.1 Изоляция от проникновения верхних вод 23
1.3.2 Изоляция от проникновения нижних вод 25
1.3.3 Изоляция вод, поступающих через соседнюю скважину . 26
1.3.4 Изоляция от проникновения подошвенных вод 27
1.3.5 Ликвидация конуса подошвенных вод 27
1.3.6 Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн . 29
1.4 Виды изоляционных материалов 31
1.4.1 Цементные растворы 39
1.4.2 Пеноцементные растворы 41
1.4.3 Нефтецементные растворы 44
1.4.4 Изоляционный материал на основе гидролизованного по-лиакрилнитрила 48
1.4.5 Водоизоляционный материал на основе полиакриламида . 50
1.4.6 Водоизолирующие составы на основе сополимеров 51
1.4.7 Изоляционные составы на основе сложных полимеров 52
1.4.8 Селективный изоляционный материал на основе магния
гранулированного 54
1.4.9 Изоляционные материалы на основе олигоорганоэтокси- хлорсилоксанов 54
2 Геолого-промысловые исследования для проведения РИР в неоднородных коллекторах 59
2.1 Изучение состава жидкостей в скважине 59
2.2 Барическое состояние объектов разработки 66
2.2.1 Восстановление поля давлений при моделировании разработки месторождений 67
2.2.2 Особенности построения карт изобар 73
2.3 Индикаторные исследования в скважинах с неоднородными коллекторами 76
3 Исследование внутрипластовых процессов по данным кривых восстановления давления и кривых падения давления для проведения водоизоляционных работ 80
3.1 Исследование скважин при неустановившихся режимах 80
3.2 Формы кривых восстановления давления и их интерпретация 83
3.3 Исследование процессов нагнетания воды в пласт по данным кривых падения давления 89
4 Производство ремонтно-изоляционных работ и освоения скважин в неоднородных коллекторах 103
4.1 Порядок проведения водоизоляционных работ 107
4.2 Технология освоения скважин после РИР 107
4.2.1 Геолого-технические условия освоения скважин после РИР 108
4.2.2 Условия получения притока из пласта
4.2.3 Освоение скважин с применением передвижных азотнокомпрессорных установок 115
4.2.4 Расчет установки пусковых отверстий 118
4.2.5 Методы оценки притока флюидов из скважины
4.3 Управление физико-механическими и химическими свойствами тампонажных растворов
4.3.1 Выбор тампонажных материалов в зависимости от физикохимических условий в скважине 123
4.3.2 Применения различных тампонажных систем при ремонтно-изоляционных работах в скважинах и регулирование их свойств .125
4.4 Разработка установки для приготовления тампонажных растворов и проведения РИР 135
4.5 Применение разработанной технологии РИР 137
Выводы по разделу 4 140
Основные выводы и рекомендации 141
Список использованных источников
- Обводнение скважины за счет подтягивания конуса подошвенной воды
- Восстановление поля давлений при моделировании разработки месторождений
- Формы кривых восстановления давления и их интерпретация
- Геолого-технические условия освоения скважин после РИР
Введение к работе
Актуальность темы исследования. В настоящее время большинство месторождений нефти и газа, находится на поздней стадии разработки и характеризуются высокой степенью обводненности продукции (более 80%), низкой текущей нефтеотдачей (менее 25 %), наличием большого фонда простаивающих скважин. Например, только по Самотлорскому месторождению, (по состоянию на 01.01.2004) из 2328 скважин эксплуатируемых ОАО «ТНК - Нижневартовск» бездействует 787 (33,8 %), в том числе по причине высокой обводненности - 415 (52,7 %). Результаты трассерных исследований, показывают, что основной причиной высокой степени обводненности и низкой текущей нефтеотдачи здесь является образование высокопроводящих каналов фильтрации между нагнетательными и добывающими скважинами.
Для исправления сложившейся ситуации на многих месторождениях проводятся работы по закупориванию каналов, преимущественно за счет закачивания гелевых, осадкообразующих и вяжущих композиций, составляющих основу потокоотклоняющих технологий. Проведение данных работ позволяет увеличить реальные дебиты нефти за счет снижения обводненности
Однако успешность работ по изоляции фильтрационных водопроводящих каналов составляет не более 50 %. Основными причинами низкой результативности РИР являются: избыточное количество воды и большие давления закачивания химических реагентов, что приводит к образованию дополнительных каналов в обводненных высокопроводящих пропластках. При этом в скважинах, обводненность продукции которых достигла 97 - 100 %, результативность применения потокоотклоняющих технологий, как правило, очень низкая.
Для эффективной изоляции каналов низкого фильтрационного сопротивления в таких скважинах необходимо воздействие со стороны, добывающей скважины. Однако, в связи с недостаточной изученностью данной проблемы, отсутствуют эффективные технологии проведения РИР, которые обеспечивали бы высокую результативность работ (50 % и более).
Цель работы - Ограничение водопритоков в нефтяные добывающие ск5важины совершенствованием технологий ремонтно-изоляционных работ. Задачи исследования
Анализ состояния проблемы обводнения нефтяных скважин и применяемых технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР).
Разработка методики оценки барического состояния залежи с выявлением каналов опережающего внедрения закачиваемой воды, включающую программы построения карт уточненных изобар с учетом различия давлений в высокопроводящих каналах и в подпитывающих их застойных зонах, моделирование процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте, и прогнозирование путей поступления их в скважину.
Разработка и промышленная апробация эффективной технологии изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах с неоднородными коллекторами.
Методы исследования. Решение поставленных задач осуществлялось на основе обработки информации по разработке нефтяных месторождений, с использованием методов математического и компьютерного моделирования процессов фильтрации жидкостей, теоретического и экспериментального обоснования, создания и промыслового испытания технологий и технических средств для проведения ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных скважинах.
Научная новизна
Разработана методика оценки барического состояния пласта, отличающаяся от ранее известных построением уточненных карт изобар, интерпретацией диаграмм давления, получаемых при двухфазном потоке жидкости, что позволяет уточнить размеры прискважинной зоны с повышенной проницаемостью и оценить динамику продвижения по ней закачиваемой воды.
2. Научно обоснованы критерии выбора скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ и разработана методика выбора составов изоляционных материалов для проведения РИР в условиях опережающего продвижения фронта воды.
Практическая ценность работы
Методика построения уточненных карт изобар, которая позволяет с наибольшей вероятностью прогнозировать участки обводнения скважин нагнетаемой водой по высокопроводящим каналам фильтрации в неоднородных коллекторах.
Методики интерпретации диаграмм давления, которая позволяет оптимизировать объемы закачивания рабочих агентов при РИР и реализовать эффективные технологии по ликвидации водопритоков в скважину.
Установка по приготовлению цементных растворов типа УПЦР 6/6, которая обеспечивает качественное приготовление тампонажных растворов и повышает эффективность проведения рекомендуемой технологии РИР.
Технологический регламент на проведение РИР, применение которого обеспечивает качественное выполнение работ по ликвидации водопритоков в нефтяные скважины. Внедрение авторских разработок осуществлено в ОАО «Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача», где выполнено 16 операций по изоляционным работам в скважинах с неоднородными коллекторами и успешностью 75 %, что позволило дополнительно добыть более 101 тыс. тонн безводной нефти.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийских, Международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001); «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); «Конференция молодых специалистов» (Томск, 2003); «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (Ханты-Мансийск, 2003); «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); второй Международной конференции Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М.Губкина «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» (Москва, 2004); на семинарах и симпозиумах: Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, 2002); Международный семинар «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации» (Тюмень, 2004), VI конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2005).
Публикации. Основные положения диссертации изложены в 15 печатных работах, в том числе в двух патентах на изобретения и одном свидетельстве на полезную модель.
В рассматриваемых исследованиях автору принадлежит постановка задач, их решение, промысловое сопровождение внедряемых рекомендаций и анализ полученных результатов.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, общим объемом 154 страницы машинописного текста, включая 26 рисунков и 7 таблиц. Список использованных источников содержит 123 наименования.
Обводнение скважины за счет подтягивания конуса подошвенной воды
Актуальность темы исследования. В настоящее время большинство месторождений нефти и газа, находится на поздней стадии разработки и характеризуются высокой степенью обводненности продукции (более 80%), низкой текущей нефтеотдачей (менее 25 %), наличием большого фонда простаивающих скважин. Например, только по Самотлорскому месторождению, (по состоянию на 01.01.2004) из 2328 скважин эксплуатируемых ОАО «ТНК - Нижневартовск» бездействует 787 (33,8 %), в том числе по причине высокой обводненности - 415 (52,7 %). Результаты трассерных исследований, показывают, что основной причиной высокой степени обводненности и низкой текущей нефтеотдачи здесь является образование высокопроводящих каналов фильтрации между нагнетательными и добывающими скважинами.
Для исправления сложившейся ситуации на многих месторождениях проводятся работы по закупориванию каналов, преимущественно за счет закачивания гелевых, осадкообразующих и вяжущих композиций, составляющих основу потокоотклоняющих технологий. Проведение данных работ позволяет увеличить реальные дебиты нефти за счет снижения обводненности
Однако успешность работ по изоляции фильтрационных водопроводящих каналов составляет не более 50 %. Основными причинами низкой результативности РИР являются: избыточное количество воды и большие давления закачивания химических реагентов, что приводит к образованию дополнительных каналов в обводненных высокопроводящих пропластках. При этом в скважинах, обводненность продукции которых достигла 97 - 100 %, результативность применения потокоотклоняющих технологий, как правило, очень низкая.
Для эффективной изоляции каналов низкого фильтрационного сопротивления в таких скважинах необходимо воздействие со стороны, добывающей скважины. Однако, в связи с недостаточной изученностью данной проблемы, отсутствуют эффективные технологии проведения РИР, которые обеспечивали бы высокую результативность работ (50 % и более). Цель работы - Ограничение водопритоков в нефтяные добывающие ск5важины совершенствованием технологий ремонтно-изоляционных работ. Задачи исследования 1. Анализ состояния проблемы обводнения нефтяных скважин и применяемых технологий ремонтно-изоляционных работ (РИР). 2. Разработка методики оценки барического состояния залежи с выявлением каналов опережающего внедрения закачиваемой воды, включающую программы построения карт уточненных изобар с учетом различия давлений в высокопроводящих каналах и в подпитывающих их застойных зонах, моделирование процессов фильтрации двухфазных жидкостей в пласте, и прогнозирование путей поступления их в скважину. 3. Разработка и промышленная апробация эффективной технологии изоляции водопритоков в добывающих нефтяных скважинах с неоднородными коллекторами. Методы исследования. Решение поставленных задач осуществлялось на основе обработки информации по разработке нефтяных месторождений, с использованием методов математического и компьютерного моделирования процессов фильтрации жидкостей, теоретического и экспериментального обоснования, создания и промыслового испытания технологий и технических средств для проведения ремонтно-водоизоляционных работ в нефтяных скважинах. Разработана методика оценки барического состояния пласта, отличающаяся от ранее известных построением уточненных карт изобар, интерпретацией диаграмм давления, получаемых при двухфазном потоке жидкости, что позволяет уточнить размеры прискважинной зоны с повышенной проницаемостью и оценить динамику продвижения по ней закачиваемой воды. 2. Научно обоснованы критерии выбора скважин для проведения ремонтно-изоляционных работ и разработана методика выбора составов изоляционных материалов для проведения РИР в условиях опережающего продвижения фронта воды. Практическая ценность работы 1. Методика построения уточненных карт изобар, которая позволяет с наибольшей вероятностью прогнозировать участки обводнения скважин нагнетаемой водой по высокопроводящим каналам фильтрации в неоднородных коллекторах. 2. Методики интерпретации диаграмм давления, которая позволяет оптимизировать объемы закачивания рабочих агентов при РИР и реализовать эффективные технологии по ликвидации водопритоков в скважину. 3. Установка по приготовлению цементных растворов типа УПЦР 6/6, которая обеспечивает качественное приготовление тампонажных растворов и повышает эффективность проведения рекомендуемой технологии РИР. 4. Технологический регламент на проведение РИР, применение которого обеспечивает качественное выполнение работ по ликвидации водопритоков в нефтяные скважины. Внедрение авторских разработок осуществлено в ОАО «Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача», где выполнено 16 операций по изоляционным работам в скважинах с неоднородными коллекторами и успешностью 75 %, что позволило дополнительно добыть более 101 тыс. тонн безводной нефти.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийских, Международных и межрегиональных научно-практических и научно-технических конференциях: «Проблемы развития нефтяной промышленности Западной Сибири» (Тюмень, 2001); «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2001); «Конференция молодых специалистов» (Томск, 2003); «Пути реализации нефтегазового потенциала Ханты-Мансийского автономного округа» (Ханты-Мансийск, 2003); «Проблемы развития топливно-энергетического комплекса Западной Сибири на современном этапе» (Тюмень, 2003); второй Международной конференции Российского Государственного Университета нефти и газа им. И.М.Губкина «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов» (Москва, 2004); на семинарах и симпозиумах: Международный технологический симпозиум «Повышение нефтеотдачи пластов» (Москва, 2002); Международный семинар «Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации» (Тюмень, 2004), VI конгрессе нефтепромышленников России (Уфа, 2005).
Публикации. Основные положения диссертации изложены в 15 печатных работах, в том числе в двух патентах на изобретения и одном свидетельстве на полезную модель.
Восстановление поля давлений при моделировании разработки месторождений
При исследовании потоков жидкости в эксплуатационных скважинах применяют бесконтактный способ измерения электрического сопротивления или проводимости. В основу такого способа положен индуктивный трансформаторный метод вихревых токов. Если в проводящую электрический ток среду поместить тороидальную катушку, через которую пропустить переменный ток, в окружающем пространстве возникнут вихревые токи. Жидкость, обтекающая тороид со всех сторон, представляет собой как бы распределенную в пространстве обмотку, состоящую из одного объемного витка. Величина токов проводимости в этом нитке жидкости зависит от электродвижущей силы, подаваемой на катушку, геометрических размеров катушки и удельной проводимости среды. Если рядом с тороидальной катушкой соосно поместить вторую катушку, магнитопровод которой будет охватываться токами, индуцированными в исследуемой среде, по наведенной в ней электродвижущей силе можно будет определить электропроводность среды.
Конструктивно индукционный резистивиметр выполнен в виде датчика проточно-погружного типа, содержащего две тороидальные катушки, одна из которых с помощью генератора возбуждает в исследуемой среде токи высокой частоты (100 кГц), а вторая - принимает сигналы, пропорциональные удельной проводимости среды. Исследования индукционным резистивиметром проводят с целью изучения структуры жидкостного потока. При равномерном (с постоянным удельным дебитом) поступлении нефти из пласта через интервал перфорации в эксплуатационную колонну, заполненную водой, в колонне происходит последовательная смена форм и структуры смеси нефти и воды в восходящем осевом потоке. Основные из этих смесей: капельная, капельно-поршневая, поршневая (неточная), пенная (водоэмульсионная), нефте-эмульсионная с различной степенью дисперсности водяных включений. Капельная форма представляет собой гидрофильную среду (нефть в воде) с всплываемыми одиночными каплями нефти. Капельно-поршневая форма - это гидрофильная среда, в которой наряду с всплывающими одиночными каплями появляются крупные включения нефти в виде отдельных сгустков. Поршневая (неточная) форма представляет собой последовательное чередование пробок нефти и воды, полностью перекрывающих сечение колонны. На границе перехода гидрофильной среды в гидрофобную (вода в нефти) в водонефтяной смеси появляется небольшой интервал пенного течения, называемый условно водоэмульсионной структурой. За точкой обращения фаз происходит переход водоэмульсионной структуры в нефте-эмульсионную структу 64 ру, в которой вода находится в виде отдельных включений различной величины. Границу обращения фаз водонефтяной смеси при переходе от гидрофильной среды к гидрофобной в стволе скважины принято называть нефтево-доразделом. Переход от гидрофильной смеси к гидрофобной происходит, как установлено практикой, при скоростях движения нефти 0,06 - 0,12 м/с. Индукционная резистивиметрия в эксплуатационных скважинах позволяет определять местоположение водонефтяного раздела в стволе, устанавливать структуру потока гидрофильной смеси с различным содержанием нефти, выделять в гидрофильной среде места поступления в колонну воды с различной степенью минерализации. Достоинство индукционной резистивиметрии - возможность индикации слабых притоков нефти при большом содержании воды в колонне и высокая чувствительность к изменению минерализации воды. Особенно эффективно применение ее при исследованиях низкодебитных скважин, в которых обычно против перфорированных пластов находится столб застойной воды и нефть барботирует через него [63]. Кривая резистивиметрии при изменении состава и структуры жидкостного потока-в колонне скважины 11203 Самотлорского месторождения приведена на рисунке 2.3. В зумпфе скважины (в интервале, расположенном ниже подошвы нижнего продуктивного пласта) находится столб минерализованной воды. Из подошвенной части нижнего пласта поступает опресненная вода, что обусловлено подходом фронта нагнетания. Граница раздела нефть - вода находится против верхней части среднего пласта. Через столб воды из нижнего пласта барботирует нефть сначала в виде капель, затем четок, далее гидрофильной и гидрофобной структурами жидкости в стволе скважины). поршней. Эти гидрофильные структуры потока отмечаются своеобразными отклонениями на кривой проводимости резистивиметра. Выше нефтеводяного раздела в колонне находится нефтеводяная гидрофобная структура потока, образование которой обусловлено притоком безводной нефти из среднего пласта. Присутствие капель воды в нефти характеризуется более низкими флуктуация-ми на кривой проводимости, чем в случае присутствия капель нефти в воде. Против верхнего пласта в связи с увеличением притока безводной нефти в стволе скважины появляется приток нефти [93]. 2.2 Барическое состояние объектов разработки При контроле за разработкой нефтяных месторождений характер выработки запасов можно оценить барическим состоянием. Двумерное поле пластового давления достаточно точно описывает состояние залежи на заданную дату. Поле давлений удобно представляется в виде карт изобар - карт изолиний равных давлений. Построение карт изобар на практике производится на основе данных о давлениях следующим образом: 1) определяются пластовые давления по замерам на скважинах; 2) при отсутствии достаточного охвата скважин замерами Рпл. решается классическая интерполяционная задача восстановления поля давлений с помощью имеющегося программного обеспечения; 3) осуществляется восстановление значений поля в узлах регулярной сетки и построение изолиний. Основной проблемой такого подхода в оценке энергетического состояния залежи является низкий охват скважин гидродинамическими исследованиями (ГДИ) - на практике не более 5 - 10 % фонда скважин. При удовлетворительном качестве исследований пластовое давление определяется прямо по данным ГДИ. Для построения карт изобар недостаточно использовать только данные по скважинам, на которых были проведены ГДИ, поскольку построенная таким образом карта имеет низкую точность. Для оценки пластового давления на скважинах, не охваченных исследованиями, применяются различные способы уточнения пластового давления: расчет по показателям добычи скважины, использование значений с предыдущих карт изобар, линейная интерполяция между имеющимися значениями давлений на другие даты состояния. Таким образом, основной объем исходных данных для построения карт изобар часто не является результатом прямых замеров. В то же время построенная по неточным данным карта изобар не отражает фактическое барическое состояние залежи. Оценка достоверности построенной карты изобар осуществляется на основе опыта специалиста, его понимания процессов вытеснения нефти. В случае выявления дефектов карта перестраивается с учетом выявленных ошибок. Таким образом, одной из главных причин низкого качества оценки потенциала пласта является недостаточный объем замеров и упрощенность выбора исходных данных для построения изолиний [43]. Второй, не менее важный вопрос, также влияющий на результативность построения карт изобар - это выбор рациональных методов интерполяции при определении давлений в межскважинном пространстве по результатам замеров давлений в скважинах [88].
Формы кривых восстановления давления и их интерпретация
О состоянии призабойной зоны пласта, качестве проведенной перфорации, т. е. о гидродинамическом совершенстве скважины, а также об эффективности проводимых мероприятий можно судить и по величине приведенного радиуса скважины, который определяется по формуле (3.8). Если скважина имеет большой коэффициент гидродинамического совершенства, величина приведенного радиуса приближается к геометрическому радиусу скважины по долоту. Если гпр г с, притом во много раз, это указывает на необходимость проведения на скважине тех или других мероприятий, например: дополнительной перфорации, ГРП, кислотных обработок и др. [50].
Теоретический график восстановления забойного давления получается с угловым коэффициентом і и отрезком А по КВД, отсекаемым от оси ординат, по которому можно определить коэффициент проницаемости пласта, степень загрязненности призабойной зоны пласта или гидродинамическое несовершенство как по характеру, так и по степени вскрытия пласта [42].
Однако в природе редко встречаются литологически однородные пласты по толщине и простиранию. Проницаемость пласта изменяется в процессе работы скважины вследствие постоянного закупоривания пор породы механическими примесями, парафином и асфальтосмолистыми веществами. Вязкость жидкости изменяется от ствола скважины в глубь пласта в результате закачки или прекращения закачки холодной воды, а также замещения высоковязких нефтей пластовой или пресной водами и перемещения водонефтяного или газонефтяного контактов при заводнении пластов. В призабойной зоне пласта имеется развитая система трещин, размеры которых изменяются в зависимости от режима работы скважин. На характер кривых восстановления забойного давления также влияют не возможность практического мгновенного прекращения притока или нагнетания жидкости в пласт, выделение газа в призабойной зоне пласта и в стволе скважины, изменение давления в них вследствие теплоотдачи и т.д. [19].
Все эти факторы влияют на формы кривых восстановления давления, и фактические графики Ар, In t отличаются от теоретических.
Если бы все условия применимости метода исследования скважин по кривым восстановления давления соблюдались, график имел бы форму прямой линии с уклоном igaw отрезком А на оси ординат. Однако на практике нарушение прямолинейности наблюдается в начале графика, что объясняется продолжающимся притоком жидкости в скважину после ее остановки, а именно: практической невозможностью мгновенной остановки скважины (необходимо некоторое время для закрытия задвижки); повышением уровня на соос-ных скважинах от динамического до статического; сжимаемостью жидкости в стволе скважины по мере повышения давления; выделением свободного газа из нефти как в призабойной зоне пласта, так и в стволе скважины по мере снижения давления при движении газожидкостной смеси к устью скважины и его сжатием при последующем повышении давления в скважине.
На отдельных нефтяных скважинах с низкой проницаемостью пласта, с высоким давлением насыщения и большим газовым фактором время начала выхода графика на прямолинейный участок достигает 3-4 часа и больше.
Для нагнетательных скважин, находящихся на самоизливе или под закачкой воды в пласт, характерен график восстановления давления, практически сразу выходящий на прямолинейный участок (незначительный продолжающийся приток жидкости объясняется в основном невозможностью быстрого закрытия задвижки). При исследовании нагнетательных скважин высокой приемистости, находящихся под закачкой, наблюдается разброс точек в начале графика, что объясняется проявлением гидравлического удара при быстром закрытии задвижки.
Начальный участок графика восстановления забойного давления (до точки т) обрабатывается с учетом притока жидкости в скважину после ее остановки.
Второй участок графика от точки m до точки mi имеет крутой угол наклона и наибольшее значение углового коэффициента // По этому участку следует определять степень несовершенства скважины, что характеризуется приведенным радиусом скважины г пр.
Участок графика от точки mi и до Шг с угловым коэффициентом І2 характеризует фильтрационные свойства удаленной зоны пласта. Этот большой участок пласта вокруг скважины представлен породами однородной проницаемости, насыщенными жидкостью постоянной вязкости; толщина пласта одинакова на всем его простирании. Коэффициент проницаемости для этого участка оказывается выше коэффициента проницаемости призабойной зоны пласта. После точки т2 направление графика снова изменяется - повышается угол наклона. Увеличение угла наклона на графике можно объяснить двумя причинами -ухудшением литологической характеристики продуктивного пласта (увеличением глинистости, уменьшением толщины пласта) или резким увеличением вязкости жидкости, например, при заводнении залежей с высоковязкими неф-тями.
Геолого-технические условия освоения скважин после РИР
Условия проведения РИР предъявляют к тампонажным системам определенные требования, которым в целом не отвечает ни одна тампонажная система, хотя в идеальном случае она должна удовлетворять всем этим требованиям, вместе взятым одновременно.
Один вид тампонажного цемента с постоянными свойствами не может отвечать всем требованиям, предъявляемым к нему.
Наиболее удовлетворяющим условиям проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах, после лабораторных исследований проведенных в ОАО «НК Черногорнефтеотдача», следует признать высо-косульфатостойкий тампонажный цемент «Дюлогцем» класса «G» по спецификации API 10A(nUTJ-G-CC-l ГОСТ 1581-96).
Во всех случаях сроки схватывания или время загустевания тампонажных растворов должны в определенной степени ограничиваться временем, необходимым на проведение процесса цементирования скважины.
В зависимости от условий необходимо применять тампонажные растворы с пониженной водоотдачей раствора и реологической характеристикой, обеспечивающей качественное проведение работ [92]. В отечественной и зарубежной практике в настоящее время применяют значительное количество химических реагентов (органического и неорганического происхождения) и материалов для улучшения (изменения в нужном направлении) свойств тампонажных систем. К параметрам тампонажных систем, количественное изменение которых наиболее часто вызывается необходимостью технологии или особенностями условий скважины, относятся следующие: для тампонажного раствора - время загустевания (или сроки схватывания), растекаемость, плотность, водоотдача, реологические свойства, пенообразование, седиментационная устойчивость; для тампонажного камня - механическая прочность, проницаемость, контрак-ционный эффект, трещиноустойчивость, коррозионная устойчивость. Другие параметры тампонажных систем изменяют реже, и им уделяется меньше внимания. При количественном изменении одного параметра изменяется другой параметр и часто в не желаемом направлении. Реагенты и материалы, вводимые в тампонажные системы, оказывают комплексное действие — изменяют несколько параметров. Некоторые реагенты в одних условиях изменяют свойства тампонажных систем в одном направлении. При других условиях влияние тех же реагентов может быть противоположным. Один и тот же реагент при различных дозировках может оказывать противоположное воздействие. Обработка тампонажных растворов химическими реагентами приводят к существенному изменению их свойств. Изменяются не только свойства дисперсных частиц, но и свойства дисперсионной среды: растворимость, плотность, вязкость, рН среды. Происходит глубокая модификация всей тампонаж-ной системы. Применение реагентов-электролитов приводит к повышению растворимости клинкерных минералов, изменяется ход процесса гидролиза и гидратации; процессы структурообразования и твердения ускоряются. Органические высокомолекулярные химические реагенты, как правило, замедляют процессы структурообразования тампонажных растворов. Они обладают высокой адсорбционной способностью даже при нормальных условиях. Предельная адсорбция для многих реагентов не достигается при их количестве, необходимом для проведения процесса цементирования скважин. Для лигно-сульфонатов (ССБ, КССБ, окзил) этот предел выше 5%. Введение 2 - 3% лимонной кислоты и лесохимических полифенолов (ПФЛХ) приближает их к предельной адсорбции [102]. Многие реагенты оказывают влияние на изменение одних и тех же параметров в одном направлении, однако количественное изменение их не одинаково. Рассмотрим реагенты и материалы, воздействующие на те или иные свойства тампонажных систем, по группам. Растекаемость тампонажных растворов из портландцементов может быть увеличена, а реологические характеристики уменьшены введением реагентов пластификаторов (разжижителей, сульфит-спиртовой барды (ССБ), конденсированной сульфит-спиртовой барды (КССБ), углещелочного реагента (УЩР), лесохимических полифенолов, двунатриевой соли этилендиаминтетра уксусной кислоты (трилон Б, хелатон 3), нитролигнина, низкомолекулярной органической оксикислоты ЗТ-1, лимонной и уксусной кислот, сулькора, буры, сульфо-нола, фурилового спирта с солянокислым анилином и других реагентов. Время загустевания (консистенция) и сроки схватывания - тампонажных растворов на базе портландцементов и доменных шлаков при высоких температурах и давлениях могут увеличиваться (удлиняться) введением таких химических реагентов, как виннокаменная кислота (ВК), карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), ССБ, КССБ, ПФЛХ, трилон Б, гипан, технический винный камень (ТВК), винные дрожжи (ВД), производные виннокаменной кислоты (сегнетова соль, рвотный камень и др.). До температур 80 - ПО С можно применять сахар, сернокислое железо и др. Наиболее сильно действующий замедлитель -смесь ВК с БК (борной кислотой). Используются также карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза (КМГЭЦ), лигносульфонаты и др. В качестве ускорителей структурообразования и твердения тампонажных растворов применяют хлористый кальций, хлористый алюминий и другие реагенты. Для снижения водоотдачи тампонажных растворов используют (обычно с введением бентонита или других глин) гипан, КМЦ; для этих же целей можно применять метас, КССБ, окзил, СОБ и другие реагенты, однако эффективность их действия и оптимальные дозировки зависят от конкретного цемента и условий твердения. Пенообразование тампонажных растворов вызывается ССБ при добавках более 0,5 % к массе цемента для пеногашения используют нейтрализованныцй черный контакт (НЧК), кальциевую соль нафтеновых кислот и др. Снижение плотности тампонажных растворов достигается введением в них реагентов и материалов с высоким газо или воздухосодержанием, легких органических и неорганических материалов или реагентов и материалов, способных удерживать значительные количества воды. Для этих целей наиболее эффективными являются реагенты-структурообразователи (КМЦ, гипан и др.), материалы типа пластмасс с плотностью, близкой к 1 г/см3 и глины (лучше бентонитовые), удерживающие воду. Для повышения плотности проводят различные мероприятия: а) вводят тяжелые добавки (барит, магнетит, гематит и др.); б) применяют кварцевый песок; в) снижают водоцементное отношение с одновременной обработкой рас творов реагентами-пластификаторами (СОБ, ПФЛХ и др.); г) комбинируют несколько способов, наилучшим из которых является введение тяжелых добавок, с одновременным снижением водоцементного от ношения и обработкой раствора реагентом-пластификатором.
