Содержание к диссертации
Введение
1. Обобщение теоретических, экспериментальных и промысловых исследований изменения свойств пластовых систем в процессе эксплуатации нефтяного месторождения .
1.1. Смачивание нефтью стенок частиц горных пород .
1.2. Образование адсорбционных слоев и пленок нефти
1.3. Реологические свойства нефти в граничных слоях
Выводы по главе 1 .
2. Анализ и обобщение разработки, эксплуатации и методов воздействия на продуктивные пласты самотлорского месторождения .
2.1. Особенности разработки и эксплуатации месторождения
2.1.1. Этапность разработки
2.1.2. Особенности проектирования разработки
2.1.3. Методы увеличения нефтеотдачи пластов
2.1.3.1. Применение гелеобразующих систем
2.1.3.2. Применение осадкообразующих систем
2.1.3.3. Применение физико-химических комбинированных технологий
2.1.4. Основные методы воздействия на призабойную зону пласта
Выводы по главе 2
3. Анализ и обобщение исследований по оценкестепени изменения свойств пластовых флюидов при эксплуатации нефтяных месторождений .
3.1. Анализ свойств нефти и оценка степени их измененияв процессе эксплуатации Самотлорского месторождения
3.2. Анализ свойств газа и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения .
Выводы по главе 3
4. Разработка и совершенствование физико-химических технологий по интенсификации добычи нефти с учетом изменения свойств пластовых флюидов
4.1. Анализ причин ухудшения состояния призабойной зоны пласта .
4.2. Вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин c сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов
4.3. Ограничение водопритока в скважину .
4.4. Воздействие на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов .
Выводы по главе 4
5. Борьба с осложнениями при эксплуатации самотлорского месторождения
5.1. Предотвращение образования солеотложений в скважинах
5.2. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах
5.3. Анализ и исследование причин образования стойких водонефтяных эмульсий .
5.3.1. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий .
5.3.2. Особенности состава и свойств стойких эмульсий .
5.4. Исследование причин и характера нарушения герметичностиэксплуатационных колонн добывающих скважин .
Выводы по главе 5 .
Основные выводы и рекомендации
Список принятых сокращений
Библиографический список использованной литературы
- Образование адсорбционных слоев и пленок нефти
- Методы увеличения нефтеотдачи пластов
- Анализ свойств газа и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения
- Воздействие на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов
Введение к работе
Актуальность работы. Особую актуальность в последнее время приобрела проблема более полной выработки запасов нефти, особенно на поздней стадии разработки месторождений. При этом закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на поверхности контакта пластовых систем.
Прямым следствием межмолекулярных взаимодействий являются процессы структурообразования и неньютоновское поведение нефти. Характерной особенностью фильтрации при этом являются фазовые переходы, с которыми связаны изменения физико-механических свойств подвижной и остаточной нефтей, степени структурирования и локальной вязкости отдельных компонентов, а также химический состав и свойства пластовых флюидов, изменяющиеся в пределах одного месторождения в процессе эксплуатации как по площади, так и по разрезу.
Капиллярные и молекулярно-поверхностные явления, происходящие на поверхности контакта пластовых систем, а также изменяющийся химический состав и свойства пластовых флюидов часто не принимаются во внимание при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки.
Методы и технологии по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на ранней и поздней стадиях разработки могут заметно различаться, так как в условиях трехфазной границы раздела закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, зависящими от природы поверхности породы, слагающей продуктивные пласты, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, приводящими, в конечном итоге, к снижению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.
Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для довытеснения остаточной нефти и технологий интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки должно строиться на базе экспериментальных исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной и прочно связанной адсорбированной нефти, а также на основе исследований состава и свойств пластовых флюидов, изменяющихся по времени и пространству в процессе эксплуатации. К примеру, для извлечения адсорбированной нефти на поздней стадии разработки месторождения применяются, преимущественно, физико-химические, тепловые и прочие физически и химически активные технологии.
Таким образом, для повышения эффективности эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки необходимо разрабатывать и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем.
В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти, а также борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения. Проведены комплексные исследования, включающие обобщение и анализ результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий по следующим направлениям нефтяного производства: повышение нефтеотдачи пластов, вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин, ограничение водопритока в скважину, воздействие на призабойную зону скважины, предотвращение соле- и парафиноотложений, исследование причин и предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий при подготовке нефти; исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин.
Цель работы – научное обоснование и разработка технологий повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем.
Объектом исследования диссертационной работы являются закономерности изменения пластовых систем при эксплуатации нефтяного месторождения, а предметом исследования – процессы повышения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, способы борьбы с осложнениями при добыче и подготовке нефти.
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
-
Теоретические и экспериментальные исследования физико-химических
процессов в продуктивном пласте на поздней стадии разработки месторождения; -
Обоснование направлений развития технологий повышения эффективности эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения;
-
Разработка новых технологий повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения;
-
Разработка кислотных составов и технологий обработок добывающих скважин для интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов;
5. Разработка новых технологических жидкостей, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов при их первичном и вторичном вскрытиях, а также подземном ремонте скважин;
6. Реализация результатов исследований путем проведения опытно-промысловых работ (ОПР).
Методы решения поставленных задач
Решение поставленных задач базируется на лабораторных и промысловых исследованиях с использованием физического моделирования изучаемых процессов.
Научная новизна результатов работы
1. Проведен анализ эффективности более 60 методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) на Самотлорском месторождении за 40 лет его эксплуатации и установлен рейтинг их перспективности: циклическое заводнение в сочетании с физико-химическими методами (закачка осадко- и гелеобразующих систем), газовое и водогазовое воздействия на пласт.
2. Показано изменение свойств нефти и попутного нефтяного газа (ПНГ) в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения, на основе накопленных экспериментальных данных установлены закономерности в распределении свойств нефти и газа по пластам и по площади в процессе разработки месторождения, которые необходимо учитывать при поиске путей интенсификации добычи нефти и определении методов доразработки месторождений на поздней стадии.
3. Разработаны технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК), повышения нефтеотдачи залежей с высоковязкой нефтью, воздействия на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот.
4. С учетом особенностей физико-химических процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивного пласта на поздней стадии разработки месторождения, разработаны технологические жидкости, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытиях, подземном ремонте скважин, составы для освоения и водоизоляции скважин.
5. В результате анализа осложненного фонда скважин Самотлорского месторождения исследованы причины и механизм образования соле- и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), проведено группирование фонда скважин по эксплуатационным параметрам и физико-химическим свойствам продукции скважин, разработаны принципы выбора наиболее эффективных ингибиторов и удалителей солеотложений и АСПО, технология подачи составов в скважину.
6. Выполнены анализ и исследование процесса образования стойких водонефтяных эмульсий на Самотлорском месторождении, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти; разработаны индикаторный способ определения источников образования стойких эмульсий, технологии их предупреждения и разрушения; выполнено исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин, рекомендован ингибиторный метод защиты эксплуатационных колонн в условиях солеотложения и коррозии.
На защиту выносятся:
-
Обобщение результатов исследования составов и свойств нефти и газа в процессе разработки месторождения;
-
Новые технологии регулирования процесса заводнения и воздействия на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов;
-
Новые технологические жидкости, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов;
-
Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождения, связанными с солеотложением, АСПО, образованием стойких водонефтяных эмульсий, нарушением герметичности эксплуатационных колонн.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций
Достоверность полученных результатов подтверждается сходимостью полученных экспериментальных данных в лабораторных условиях с результатами опытно-промысловых испытаний и исследованиями других авторов. Достоверность научной новизны подтверждается 23 авторскими свидетельствами и патентами.
Лабораторные эксперименты осуществляли на сертифицированном и поверенном оборудовании.
Практическая ценность и реализация результатов работы
1. По разработанной технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) на Самотлорском месторождении было обработано 29 нагнетательных скважин, в каждую скважину было закачано в среднем по 35 т ОПК. В результате проведенных работ дополнительный объем добычи нефти составил 24 тыс. т.
2. С целью интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождения разработаны технологии и технологические жидкости, направленные на сохранение, восстановление и повышение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта, а именно:
2.1. По технологии глушения скважин с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором на Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин, что позволило исключить потери в добыче нефти в объеме 28…40 тыс. т;
2.2. По технологии водоизоляции скважин дополнительная добыча нефти после обработки 6 нагнетательных и 1 добывающей скважин составила 5,9 тыс. т;
2.3. По технологии воздействия на призабойную зону скважины низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот (головной фракции этилацетатного производства (ГФЭАП)) дополнительная добыча нефти после обработки 5 скважин составила 13,6 тыс. т;
2.4. По технологии воздействия на низкопроницаемые заглинизированные пропластки с временной изоляцией высокопроницаемых и обводненных пропластков накопленная добыча нефти увеличилась по сравнению с базовым уровнем на 2,8 тыс. т.
3. Предложены и реализованы способы борьбы с солеотложением, АСПО, образованием стойких водонефтяных эмульсий, нарушением герметичности эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении и связанными с ними осложнениями.
В целом в результате выполненных работ получен технологический эффект в виде сокращения сроков освоения и уменьшения обводненности продукции скважин, сохранения и восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, увеличения дебитов скважин. Внедрение разработанных технологий на предприятиях ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз» позволило получить дополнительно 46,4 тыс. т нефти и исключить потери в добыче нефти в объеме 28…40 тыс. т.
4. Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении стандартов предприятий, технологических регламентов, технических условий и инструкций, в частности:
СТП 39-5753484-069-89 «Инструкция по применению составов для водоизоляции скважин» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1989;
СТП 39-5753484-080-90 «Инструкция по технологии предотвращения отрицательного влияния химреагентов на подготовку нефти» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1989;
ТУ 38.602-22-38-92 «Ингибитор парафиноотложений «Пирс»» / ПО «Салаватнефтеоргсинтез», 1992;
СТП 5789717-10-93 «Инструкция по применению ингибитора парафиноотложений «Пирс»» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1993;
Инструкция по приготовлению и применению гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР) / СП «Ваньеганнефть», 1998;
Технологический регламент по технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Нижневартовскнефтегаз», 1999;
Технологический регламент на процесс ингибиторной защиты скважинного оборудования от солеотложений Самотлорского месторождения / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2007;
Технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от АСПО для СНГДУ-2 / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», 2008;
Инструкция по ингибиторной защите эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2012.
Личный вклад автора
В большинстве работ, опубликованных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежат общее руководство, постановка задач, основные идеи и разработки. Диссертационная работа является обобщением исследований автора за 28-летний период работы в лаборатории нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть».
Апробация результатов работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на: Второй Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (г. Ивано-Франковск, 1988); Всесоюзной научно-технической конференции «Разработка и применение новых отечественных деэмульгаторов» (г. Казань, 1991); Второй, Пятой, Седьмой и Девятой научно-практических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 1998, 2001, 2003, 2005); IV и VI Международных конференциях «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2000, 2006); 5-ой, 6-ой и 7-ой научно-технических конференциях РГУНГ им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2003, 2005, 2007); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005); II Международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (г. Томск, 2006); научно-практической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпромнефть»» (г. Ноябрьск, 2006); семинаре «Газовые проекты в нефтяных компаниях. Проблемы использования попутного газа. Разборы реальных ситуаций» (г. Москва, 2007); на технических советах нефтяных компаний – ОАО «Нижневартовскнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Самотлорнефтегаз»; на заседаниях научно-технического совета ОАО «НижневартовскНИПИнефть».
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 67 научных трудах, в том числе в 13 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 монографии, получены 23 авторских свидетельства и патента.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 215 наименований. Работа изложена на 268 страницах машинописного текста, содержит 39 рисунков, 31 таблицу.
Автор признателен своему научному консультанту д.т.н., профессору В.Е. Андрееву за помощь в работе, особую благодарность автор выражает д.т.н., профессору В.Г. Уметбаеву за научные консультации по главам работ, а также руководству и сотрудникам лаборатории нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть» за поддержку и помощь в работе.
Образование адсорбционных слоев и пленок нефти
Структура нефтенасыщения природных пластов определяется поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом. В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено преимущественно смачиваемостью внутрипоровой поверхности водой и нефтью. В этих условиях существенное значение имеет тип поверхности (гидрофильная или гидрофобная) породообразующих минералов [2].
Минералы, образующие нефтяные пласты и слои горных пород, через которые нефть движется к скважине, гидрофильны. Однако при контакте породообразующих минералов с нефтью их смачиваемость может сильно изменяться. В нефти содержатся разнообразные поверхностно-активные вещества (ПАВ): металлопорфириновые комплексы, нафтеновые и асфальтогенные кислоты и др., которые, адсорбируясь на поверхности минералов, могут превратить их в гидрофобные. Так как внутрипоровая поверхность состоит из минералов с различными поверхностными, химическими и адсорбционными свойствами, то могут происходить существенные изменения смачиваемости на различных участках пор. Такие изменения формируют избирательную смачиваемость, при которой одна часть коллектора является гидрофильной, а другая часть – гидрофобной. В результате формируется избирательная структура распределения нефти и остаточной воды в природном коллекторе.
Помимо поверхностных свойств начальное распределение нефти и воды контролируется также и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллекторов и их литологией. Установлены устойчивые связи значений остаточной водонасыщенности со значениями логарифма проницаемости пласта и его пористости [3]. Установлено [4, 5], нефтенасыщение в гидрофильных коллекторах не значительно и в процессе заводнения практически не снижается, поэтому основной объем нефти добывается в безводный период, тогда как в гидрофобных коллекторах нефтенасыщение велико и уменьшается со временем – основной объем нефти добывается в водный период эксплуатации. В гидрофильном коллекторе после прохождения фронта воды в процессе заводнения почти вся остающаяся нефть неподвижна, поэтому добыча нефти практически отсутствует; в гидрофобных коллекторах порода пласта контактирует, преимущественно, с нефтью, которая распологается в небольших порах коллектора в виде пленки, а вода – в более крупных порах [5, 6].
Исследования [7] показали, что заводнение в гидрофобном коллекторе менее эффективно, чем в гидрофильном, и чтобы извлечь одинаковое количество нефти необходимо закачивать больше воды в гидрофобный коллектор, чем в гидрофильный. Высокая гидрофильность полимиктовых песчаников нижнего мела в сочетании с высокими значениями начальной водонасыщенности и малой вязкостью нефти предопределяет форму остаточной нефти месторождений Западной Сибири как капиллярно-защемленную [6]. Большая удельная поверхность полиминеральных горных пород месторождений Западной Сибири обуславливает большее преобладание в поровом пространстве каналов мелкого и среднего диаметров и, соответственно, большую величину капиллярно удерживаемой нефти при равных проницаемостях и обладает высокой адсорбционной способностью.
На физико-химические свойства адсорбированной остаточной нефти влияют состав и свойства пластовых флюидов, минеральный состав скелета, образующего внутрипоровую поверхность, и характер ее насыщения, а также термобарические пластовые условия. Ориентировочно адсорбированная остаточная нефть составляет 5…15 %. Первоначальная водонасыщенность коллектора снижает адсорбцию в кварцевых и полимиктовых песчаниках с 35 % до 12 % по отношению к безводной адсорбции [8]. По своей природе основная масса породообразующих минералов гидрофильна, однако длительный контакт с ними нефти должен привести их к гидрофобизации [9]. Подтверждением этого высказывания являются опыты М.М. Кусакова и Л.И. Мекеницкой по разрыву пленки воды под каплей нефти [10]. Указанные опыты и их многократное повторение Г.А. Бабаляном, А.Е. Шейдеггером и др. показали, что во всех случаях имеет место разрыв пленки воды на породообразующих минералах под каплей нефти [11, 12].
В опытах Л.И. Орлова со свежевыбуренными кернами Туймазинского и Арланского месторождений [13] образец породы с известным объемом пор насыщался водой (использовались пресные и минерализованные воды), затем помещался в глину, замешанную на нефти. По истечении трех суток образец извлекался из глины и переносился в аппарат Закса. Определение водонасыщенности образца показало, что в зависимости от типа глины и минерализации содержание воды в образце составляло 40…60 % от первоначального.
Таким образом, вода вытесняется нефтью с поверхности породообразующего минерала (кварца, известняка), а нефть вытесняется водой из глинистых разностей.
В результате исследований, проведенных с кернами большого числа месторождений Трейбетом и др. [14], было выявлено следующее распределение различных поверхностей в коллекторах (таблица 1.1).
Как показали опыты по динамике гидрофобизации поверхности нефтью в зависимости от времени контакта, контакт гидрофильной поверхности с нефтью более 20 суток приводит к ее гидрофобизации [15]. Наличие гидрофобных участков обусловливает прямой контакт их с нефтью и, следовательно, адсорбцию на поверхности породообразующих минералов активных компонентов нефти.
При вытеснении нефти водой из гидрофильной пористой среды реализуется механизм поршневого вытеснения. Характерной особенностью поршневого вытеснения является то, что основное количество нефти добывается в безводный период при незначительном водном периоде добычи нефти. При закачке уже 0,5…1,5 поровых объемов воды в гидрофильные пористые среды достигается предельная обводненность. В безводный период при этом вытесняется до 90 % всей нефти, причем безводный период обычно заканчивается при закачке всего 0,3V воды. Необходимо отметить, что в результате заводнения гидрофильных пластов вода в первую очередь фильтруется по порам мелкого и среднего диаметров, перемещая нефть в крупные капилляры, откуда она вытесняется потоком нагнетаемой воды [16]. Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для довытеснения остаточной после заводнения нефти должно строиться на базе экспериментальных исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной и пленочной нефтей. Ряд зарубежных и отечественных авторов [16] в качестве критерия при выборе тех или иных методов воздействия на пласт пользуются безразмерным капиллярным числом, или числом капиллярности (Nс), которое устанавливает связь между соотношением вязкостных, гидродинамических и капиллярных сил, необходимых для преодоления энергетического барьера, препятствующего продавливанию глобул капиллярно-защемленной нефти через поровые каналы с минимальным сечением.
Установлено, что глобулы нефти имеют равновесный для каждой скорости фильтрации размер [17]. Нарушение равновесия возможно либо за счет изменения условий вытеснения, либо за счет изменения природы вытесняемого агента.
Вытеснение нефти из гидрофильных пористых сред происходит при условии превышения вязкостных сил и гидродинамического напора (скорости фильтрации) над капиллярными эффектами, зависящими от поверхностного натяжения, смачиваемости и структуры порового пространства. Поэтому полнота извлечения нефти тем больше, чем больше вязкость нагнетаемого агента, скорость фильтрации и меньше поверхностное натяжение на границе раздела «нефть – вытесняющий агент».
Методы увеличения нефтеотдачи пластов
Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах эффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических реагентов. Отличительной особенностью данных методов является малый суммарный расход реагентов (0,02…0,03 объема пор пласта) при высокой технико-экономической эффективности.
На практике высокую эффективность показали гелеобразующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов полиакриламида (ПАА). Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы пластов (преимущественно высокопроницаемые), промытые водой участки, создавая тампонажные внутрипластовые экраны, противостоящие напору пластовых вод. Радиус таких экранов в добывающих скважинах достигает 15 м и более, в нагнетательных скважинах радиус тампонажных экранов для отклонения потоков нагнетаемых вод может быть еще больше. Осуществление указанных работ возможно при наличии: технологичных рецептур гелеобразующих составов, применимых в различных геолого-технических условиях скважин; технических средств и технологии приготовления гелеобразующих растворов в требуемых объемах на промыслах; технологии проведения изоляционных работ в скважинах.
Создано несколько рецептур гелеобразующих составов (ГОС-1, ГОС-2, АКОР, ВУС, ВТС и др.), проанализирован опыт внедрения в ПО «Нижневартовскнефтегаз» в 1989 г. технологии выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующим составом ГОС-2, разработанным ВНИИКРнефтью. Технология ограничения водопритоков в добывающих скважинах основана на тампонировании пластов под давлением фильтрующимся гелеобразующим составом с последующим докреплением твердеющими цементными или полимерными материалами, что необходимо для восстановления герметичности заколонного пространства скважин [53]. В 1989 г. в ПО «Нижневартовскнефтегаз» технология внедрена более чем в 100 скважинах. Работы проводили на Самотлорском, Мыхпайском, Аганском, Ватинском и Ершовском месторождениях. При этом воздействовали практически на все продуктивные горизонты: АВ1-2, АВ2-3, АВ4-5, БВ6, БВ8, БВ10, Ю1. В добывающих скважинах осуществляли изоляцию всех видов водопритоков при пластовых температурах 50…80 С. Применяемый для обработок состав ГОС-2 представлял собой водный раствор ПАА с добавкой гелеобразующих («сшивающих» ПАА) агентов. Важным его преимуществом являлось то, что все компоненты порошкообразные и хорошо растворимы в воде. В отвержденном состоянии состав ГОС-2 представлял собой гель, способный герметизировать поровое пространство обводненных интервалов пластов при градиентах давления до 7 МПа/м. Для приготовления состава ГОС-2 использовали импортный порошкообразный ПАА марок SORPF40NT и Accotrol S-622. В добывающих скважинах источник обводнения изолировали гелеобразующим составом объемом 20…100 м3, в последующем изолировали заколонное пространство цементным раствором. По истечении времени гелеобразования и затвердения цементного раствора скважину пускали в эксплуатацию. В нагнетательные скважины закачивали от 50 до 500 м3 ГОС. Первую порцию раствора (около 30 % от общего объема) готовили при более высокой концентрации ПАА (0,4…0,7 %), затем при повышении давления нагнетания на 2,5…3,0 МПа концентрацию полимера снижали до 0,2…0,3 % (при этом давление нагнетания несколько снижалось) и продолжали закачку состава в пласт. Сигналом окончания процесса обработки скважины служил повторный рост давления нагнетания на 3,0…3,5 МПа.
При обработках скважин важное значение имел выбор концентрации ПАА (соответственно вязкости состава) для формирования тампонажных внутрипластовых экранов больших объемов. В связи с трудностью теоретических расчетов указанную задачу решали опытным путем применительно к конкретным месторождениям и объектам. В 1989 г. рекомендуемый объем закачки состава ГОС-2 в нагнетательные скважины составлял 300…500 м3. Однако при массовом внедрении в некоторые скважины закачивали состав с более высокой концентрацией ПАА, в результате этого объем закачки снизился до 100…150 м3 и менее. Другой причиной относительно малых объемов закачки состава ГОС-2 являлся дефицит импортного ПАА на предприятиях. Указанные факторы снизили удельную дополнительную добычу нефти, получаемую за счет обработок нагнетательных скважин. После выдержки скважины в покое для гелеобразования проводили кислотную обработку призабойной зоны (ОПЗ) пласта для подключения в работу низкопроницаемых участков продуктивного пласта и скважину пускали под нагнетание.
Полученные результаты приведены в таблице 2.2. В нее не включены скважины, в которых осуществлено приобщение пластов. Дополнительная добыча нефти за 4 мес. составила в среднем на одну добывающую скважину 1 тыс. т, на одну нагнетательную (по реагирующим добывающим скважинам) – 5,3 тыс. т. На рисунке 2.4 представлены характерные кривые изменения режимов эксплуатации реагирующих добывающих скважин после обработки нагнетательных скважин. Общая дополнительная добыча нефти составила около 150 тыс. т.
Научно-производственной фирмой «Иджат» была разработана гелеобразующая технология повышения нефтеодачи комплексного действия на основе алюмохлорида и щелочных реагентов (ГеОС) [54]. В целом дополнительная добыча нефти по участкам Самотлорского месторождения составила 52,3 тыс. т.
Анализ свойств газа и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения
Основной проблемой нефтедобывающей промышленности на поздней стадии разработки месторождения является увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных залежей. Качественная работа скважин зависит от многих факторов: от геологической неоднородности разреза, качества вскрытия и освоения продуктивных пластов, технологических факторов, связанных с эксплуатацией скважин в процессе разработки нефтяных месторождений и т.д. [108-110].
Как было сказано выше, в процессе эксплуатации месторождения по ряду причин изменяются также свойства пластовых флюидов, а именно, структурно-механические и реологические свойства подвижной и остаточной нефти (плотность, вязкость и др.), что обусловлено изменением химического и фракционного составов пластовых флюидов (выход светлых и темных фракций, содержание смол и асфальтенов в нефти и др.). Добыча нефти также осложняется образованием в ПЗП парафино- и солеотложений, стойких водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями и асфальтенами.
При вскрытии или проведении капитальных ремонтов добывающих и нагнетательных скважин могут возникнуть такие осложнения, как образование глинистой корки, перекрывающей перфорационные отверстия, проникновение фильтрата промывочной жидкости в нефтяной пласт за счет значительных репрессий на забое скважины, что вызывает набухание глинистых составляющих продуктивного коллектора. Существенной причиной снижения проницаемости ПЗП при освоении скважины является проникновение твердых глинистых частиц промывочной жидкости в пласт, причем в высокопроницаемых коллекторах это явление усиливается [108, 109].
С увеличением времени простоя скважины этот «отрицательный» эффект становится еще более значительным. Так, по результатам геофизических исследований [110], проникновение фильтрата в ПЗП может достигать от 0,1 (Шаимская группа месторождений) до 1,5 м (Мегионская группа месторождений), а в некоторых случаях зона проникновения фильтрата может быть 3 м и более [108, 109]. Показано [109], что уже на ранней стадии разработки нефтяных месторождений состояние призабойной зоны скважин значительно ухудшено, и снижение проницаемости ПЗП по сравнению с естественной достигает 50 % и более. Факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, могут быть как геологические, так и технологические [111, 112].
Одним из основных геологических факторов, резко снижающих коэффициент охвата, является слоистая неоднородность пластов по толщине пропластков и их проницаемости и, как следствие, неравномерное поглощение воды различными пропластками. Нагнетаемая вода поглощается, прежде всего, наиболее проницаемыми интервалами пласта, что приводит к опережающему продвижению по ним больших объемов воды и к преждевременному обводнению добывающих скважин. В то же время большая часть нефтеносного пласта остается не охваченной заводнением, что снижает продуктивность добывающих скважин и ведет к снижению нефтеотдачи пластов. Согласно исследованиям В.А. Блажевича и А.А. Глазкова [111, 113], охват продуктивного пласта отбором в добывающих скважинах прежде всего зависит от охвата продуктивного пласта закачкой в нагнетательных скважинах. Так, для нефтяных месторождений Башкирии, Татарии, Западной Сибири и др. коэффициент охвата пласта заводнением по толщине по результатам исследований нагнетательных скважин колеблется в пределах 0,2…0,6, при этом вода поглощается, в основном, наиболее проницаемыми пропластками. Этим обусловлена и низкая степень охвата пласта притоком в добывающих скважинах, которая колеблется в этих же пределах.
Из анализа промысловых данных видно, что большое влияние на приемистость нагнетательных скважин оказывает содержание в составе пласта-коллектора глинистых пропластков различных толщины и протяженности наличие глинистого цемента [108, 114, 115]. Содержание глины в породах продуктивного пласта колеблется в пределах от нескольких процентов до 25 % [114]. При закачке в нефтяной пласт воды, отличающейся по химическому составу от высокоминерализованных пластовых вод, происходит ее взаимодействие с глинистыми составляющими пласта, что вызывает набухание и разрушение последних. Это приводит к закупорке фильтрационных каналов, к снижению проницаемости ПЗП и уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине. Такое же явление наблюдается и при закачке пресных вод. Наибольшей гидратирующей способностью обладают монтмориллонитовые глины, которые при полном диспергировании могут вместить в себя объем воды, во много раз превышающий ее собственный объем, наименьшей – каолинитовые и гидрослюдистые глины, причем большее увеличение набухания глин отмечено в пресных и щелочных водах, меньшее – в высокоминерализованных пластовых водах [108, 116].
К технологическим факторам, снижающим приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин, можно отнести следующие [108, 114, 117]: 1) заиливание фильтрующей поверхности скважины механическими примесями, содержащимися в закачиваемой воде; 2) загрязнение ПЗП нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемых сточных водах; 3) образование в ПЗП и стволе добывающих скважин нерастворимых осадков при взаимодействии вод с различным химическим составом; 4) отложение асфальтенов и смол в призабойной зоне скважин; 5) выпадение кристаллов парафина в поровом пространстве призабойной зоны и стволе добывающей скважины; 6) образование в ПЗП водонефтяных эмульсий; 7) снижение фазовых проницаемостей для нефти из-за увеличения водонасыщенности и газонасыщенности призабойной зоны; 8) интенсивный рост сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ); 9) набухание глинистых частиц, привнесенных в призабойную зону в процессе освоения или капитального ремонта скважин.
К технологическим факторам можно отнести и изменение свойств пластовых флюидов в процессе разработки и эксплуатации месторождения.
Исследуя работу нагнетательных скважин, Ф.С. Абдулин, В.А. Сидоровский и др. [108, 117] установили, что наличие в воде различных механических примесей (гидратов окиси железа, мельчайших частичек песка и карбоната, частиц цементного раствора и др.) выше допустимых норм может явиться причиной быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин, а в некоторых случаях – и полной ее остановки. По ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству» допустимое содержание механических примесей в закачиваемых водах не должно превышать 3…50 мг/л в зависимости от проницаемости пористой среды коллекторов.
На Самотлорском месторождении закачиваемая вода для поддержания пластового давления содержит на предприятиях ОАО «Самотлорнефтегаз» в среднем 10…20 мг/л мехпримесей в СНГДУ-1 и 30…40 мг/л в СНГДУ-2. Однако содержание мехпримесей в водах, как показали исследования, может достигать 50…150 мг/л. Снижение приемистости нагнетательных скважин во многом связано с закачкой в пласт вод с повышенным содержанием механических частиц. Лабораторные исследования показали, что значительная часть мехпримесей задерживается на торце керна. По-видимому, аналогичное явление имеет место и в реальных условиях.
Воздействие на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов
Существующие методы подбора реагента для конкретных условий основаны на подборе марки ингибитора, исходя только из ингибирующей способности реагента при дозировании его в попутно добываемые воды определенной минерализации. Однако важны адсорбционно-десорбционные характеристики ингибитора, от которых зависят величина адсорбции реагента на породе и последующая его десорбция по технологии задавки в пласт. Поэтому к ингибитору отложения солей предъявляется жесткое требование: с одной стороны, он должен сравнительно быстро, прочно и как можно в большем количестве адсорбироваться на поверхности породы при закачке, а с другой стороны, как можно медленнее и полнее десорбироваться с этой поверхности в процессе эксплуатации скважины. Подбор ингибитора отложения солей с учетом его адсорбционной и десорбционной способностей позволит обеспечить наименьший вынос реагента и увеличить время и эффективность предотвращения образования отложений солей.
На рисунках 5.5 и 5.6 приведены результаты исследований по адсорбции и десорбции 7 наиболее эффективных ингибиторов на дезинтегрированной модели пласта АВ1(1-2) «рябчик» Самотлорского месторождения. адсорбированного ингибитора на модели пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения наблюдается для ингибиторов Азол 3010С, Ипроден С1, Оптима 017 и Флэк ИСО-5. В процессе исследования десорбции установлено, что 2 ингибитора десорбируются медленнее и не полностью – это Азол 3010С и ФОКС 03Н, при прокачке 100 поровых объемов попутно добываемой воды в пласте в адсорбированном состоянии сохраняется около 20 мг/л ингибитора (рисунок 5.6). Таким образом, по технологии задавки в пласт АВ1(1-2) Самотлорского месторождения, c точки зрения адсорбции и десорбции, наиболее предпочтительны ингибиторы Азол 3010С и ФОКС 03Н.
Автором разработана методика составления рейтинга соответствия ингибиторов солеотложения конкретным геолого-техническим условиям месторождения. Исходя из основных результатов тестирования ингибиторов солеотложения, включающих определение эффективности на различных моделях вод, адсорбционно-десорбционных и коррозионных характеристик, совместимости с закачиваемой водой, жидкостью глушения скважин, ингибиторами коррозии, их влияния на подготовку нефти составлен рейтинг, из которого следует, что ингибитором солеотложения, соответствующим условиям Самотлорского месторождения, являются реагенты – АЗОЛ 3010C «Котласский завод» и Uniscale RS марка 201 «ЮНИТЕК». Кроме Самотлорского месторождения аналогичные исследования выполнены по следующим месторождениям ТНК-ВР: Верх-Тарское, Кальчинское, Ван-Еганское, Хохряковское, Северо-Варьеганское, Бахиловское и Верхне-Колик-Еганское [171 – 175] и разработаны технологические регламенты на процесс ингибиторной защиты скважинного оборудования от солеотложений [176, 177].
5.2. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах
Для многих месторождений Западной Сибири характерны отложения парафина и асфальтосмолистых веществ, интенсивность образования которых зависит как от степени перенасыщения нефти компонентами, так и от условий разработки месторождения и режима работы скважин. Как уже было показано, основными причинами интенсивного отложения парафина в скважинах являются: снижение температуры нефти при ее подъеме по стволу скважины, высокое содержание растворенного в нефти газа, снижение пластового давления до значений давления насыщения и, как следствие, возрастание газового фактора, ускорение разгазирования, охлаждение нефти и выпадение парафинов; влияние многолетнемерзлых пород, приводящее к понижению температуры на устье скважины до 8…20 оС, особенно при небольших дебитах скважины.
Как показавыет практика, к осложненному фонду асфальтосмолопарафиновыми отложениями на месторождении можно отнести следующие скважины: - добывающие скважины, в подземном оборудовании, устьевой арматуре и выкидных линиях которых обнаруживаются АСПО при проведении подземного ремонта скважины (ПРС), капитального ремонта скважины, в процессе проведения канатных и других работ, визуально при ремонте фонтанной арматуры, задвижек и др.; - скважины, в нефти которых массовая доля парафинов составляет более 1 %, смол – более 5 %, температура плавления парафина – более 50 С; - скважины с обводненностью добываемой продукции менее 80 %, в которых за период до 6 месяцев происходит изменение основных эксплуатационных показателей (снижение дебита жидкости на 30 % и более, повышение динамического уровня, веса штанг, токовой нагрузки на электродвигатель), а также характерное изменение формы динамограммы.
Контроль за эксплуатацией скважин, осложненных АСПО осуществляется: - замером дебита жидкости с периодичностью замеров не реже 4 раз в месяц согласно РД 03-00147275-078-2004; - замером динамического уровня жидкости в скважине согласно РД 153-39.0-109-01; - динамометрией скважин, оборудованных СШНУ, с периодичностью не реже 1 раза в месяц; - шаблонированием НКТ скважин, оборудованных УЭЦН, по мере необходимости при снижении эксплуатационных параметров по дебиту на 30 % и более. На основе анализа работы фонда скважин и физико-химических исследований необходимо создать эффективный инструмент контроля и выбора средств для предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в осложненных скважинах.
На рисунке 5.7 автором приведено удельное распределение парафинообразующего фонда скважин Самотлорского месторождения СНГДУ-2 по каждому эксплуатируемому пласту, из которого видно, что наиболее подвержены АСПО пласты АВ1(1-2) «рябчик» (38 % от всего фонда скважин, эксплуатирующих данный пласт) и БВ10(0) (22 %).
Похожие диссертации на Повышение эффективности эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем
