Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обобщение опыта применения технологий блокирования промытых зон пласта 11
Глава 2. Геолого-физическая характеристика и состояние разработки Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения 21
Глава 3. Анализ применения технологии блокирования промытых зон пласта на основе гелеобразующей композиции «Сиенит» на Ромашкинском месторождении 30
3.1 Анализ эффективности технологии блокирования промытых зон пласта с применением гелеобразующей композиции «Сиенит»в нагнетательных скважинах 9-ой залежи Ромашкинского месторождения 46
3.2 Оценка влияния изменения извлекаемых запасов в ходе применения гелеобразующей композиции «Сиенит» на технологическую эффективность 57
3.3 Прогнозирование технологического эффекта закачки гелеобразующей композиции «Сиенит» при помощи статистических методов 65
3.4 Анализ эффективности технологии блокирования промытых зон пласта на 9-й залежи Ромашкинского месторождения методом Марковских цепей 72
Глава 4. Обоснование и разработка новых изолирующих составов и химических реагентов для водоизолирующих работ в добывающих скважинах опытных объектов 81
4.1 Выбор химических реагентов для изоляционных работ в технологиях блокирования промытых зон пласта 81
4.2 Проведение экспериментальных исследований по оценке физико химических свойств изоляционного состава 82
4.3 Общие положения и методика проведения экспериментов по оценке физико-химических свойств изоляционного состава 85
4.4 Исследование кинетики и механизма получения нового изоляционного гелеобразующего состава
4.5 Исследование реологических характеристик гелеобразующего
4.6 Результаты фильтрационных исследований нового состава «КАС»
Глава 5. Обоснование техники и технологии блокирования промытых
5.1 Цели и задачи промыслового эксперимента работе источников
5.2 Способы и технические средства для приготовления и закачки в пласт гелеобразующей композиции на основе композиции «КАС»
5.3 Расчёт основных технологических параметров технологий блокирования промытых зон пласта .
5.4 Математическое моделирование потокоотклоняющих технологий с применением гелеобразующей композиции «КАС»
Выводы
- Оценка влияния изменения извлекаемых запасов в ходе применения гелеобразующей композиции «Сиенит» на технологическую эффективность
- Анализ эффективности технологии блокирования промытых зон пласта на 9-й залежи Ромашкинского месторождения методом Марковских цепей
- Проведение экспериментальных исследований по оценке физико химических свойств изоляционного состава
- Способы и технические средства для приготовления и закачки в пласт гелеобразующей композиции на основе композиции
Оценка влияния изменения извлекаемых запасов в ходе применения гелеобразующей композиции «Сиенит» на технологическую эффективность
Применение технологии БПЗП позволяет увеличить КИН на 2-5% и сократить издержки по себестоимости добычи нефти в 1,2-2 раза. Что ещё немало важно, технологии БПЗП позволяют воздействовать на коэффициент охвата пласта, тем самым приобщая в разработку не охваченные фильтрацией участки продуктивного пласта. Экономическая рентабельность скважина операции любой технологии БПЗП не превышает 275 т ДДН [3, 25]. Технология БПЗП позволяет получить не только ДДН, но и сократить объёмы попутно-добываемой воды.
Одними из самых востребованных технологии является применение полиакриламида (ПАА) и его модификаций (сшитые полимерные системы, полимердисперсные составы, полимерно-щелочное, полимерно-силикатно-щелочное заводнение и т.д). Удельная технологическая эффективность данных видов обработок очень высокая от 1 до 5 тыс. т. нефти на 1 т. сухого полимера. Наиболее активно технологии с применением ПАА для увеличению нефтеотдачи применяют в ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ОАО «Татнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ» и д.р. [4].
На Сундур-Нязинском месторождении в ОАО «Удмуртнефть» проведены опытно-промышленные испытания технологии с применением композиций СНПХ-8310 и СНПХ-8320. Продуктивные пласты относятся к башкирскому ярусу, сложенными карбонатными отложениями. Дебиты нефти до обработки варьировались от 2 до 4 т/сут., а обводнённость – в приделах от 87 до 99%. ДДН за первые месяцы после обработки добыто более 1000 т. нефти, при этом обводнённость снизилась значительно. Аналогично композицию СНПХ-8320 применяли на Киенгопском месторождении, дебиты возросли в 2 раза. Совместное применение композиции СНПХ-8310 и СНПХ-8320, особенно для карбонатных коллекторов, позволяет увеличить среднесуточные дебиты нефти и сократить объёмы попутно-добываемой воды. При цене 5 тыс. руб. за т. нефти на момент закачки получено за 11 месяцев свыше 38,5 млн. руб. [7].
В последние годы непрерывно ведутся работы по поиску композиционных составов комплексного действия, которые способны не только блокировать высокопроницаемые обводненные участки пласта, но и улучшать смачиваемость в низкопроницаемых нефтенасыщенных участках. Одна из таких комплексных технологий основана на использовании реагента СНПХ-9633. Он представляет собой композицию ПАВ в углеводородном растворителе. Составы на основе СНПХ-9633 имеют низкую вязкость (менее 3 мПа с при 20С) и низкую температуру застывания (ниже минус 35 С). К настоящему времени в различных регионах Урало-Поволжья данным реагентом обработано более 1000 добывающих и 100 нагнетательных скважин. При обработке нагнетательных скважин технологическая эффективность составила 1500-2500 т нефти при длительности эффекта от 1,5 до 2,5 лет, а в добывающих скважинах ДДН изменяется от 500 до 1400 т на скважина обработку при длительности эффекта 1-2 лет, успешность составила около 70% [8].
Для послойно-неоднородных пластов профессор А.Ш. Газизов разработал композицию на основе использования полимердисперсных систем (ПДС). ПДС повышают фильтрационное сопротивление в водонасыщенной части пласта, за счет взаимодействия полимера и глинистых частиц, входящих в состав ПДС, с пластовой водой. [9].
Для карбонатных продуктивных пластов, предложена модифицированная ПДС (МПДС), состоящими из водорастворимых полимеров, дисперсных частиц горных пород (глины) и модифицирующих добавок. На месторождениях Республики Татарстан, Удмуртии и Коми была апробирована технология МПДС. Технологическая эффективность на 01.01.2001 г. составила более 49 тыс. т нефти, удельная дополнительная добыча - 1534 т нефти на скважину [10].
Широко известно применение сшитых полимерных систем (СПС), основанную закачке ПАА с сшивателем. Композиция за счет химической реакции с течением времени в пласте образует гель. В настоящее время технология СПС усовершенствована, используются заранее «зашитые» полимеры, которые при контакте с водой способны переходить в гелеобразное состояние. Такие водонабухающие полимеры (ВНП) стали новым видом СПС. Данный вид ВНП использовался при очаговом заводнении на Нурлатском месторождении в Татарстане. Удельная технологическая эффективность составила 7 тыс. т нефти на одну тонну закаченного полимера [11].
В институте «ТатНИПИнефть» была разработана технология ДКМ, которая основана на способности эфиров целлюлозы, полиакриламида и сшивателя образовывать в пластовых условиях гели [9, 13].В НГДУ «Прикамнефть» на примере нагнетальной скважины № 316 Бондюженского месторождения за 43 месяца получен прирост ДДН более 30 тыс. т. на 1 января 2006 г.
На месторождениях ОАО «АНК Башнефть» прошли испытания осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ). Для различных геолого-физических условий эффективными из них являются восемь это силикатно-щелочное воздействие (СЩВ), щелочно-полимерное воздействие (ЩПВ), закачка щелочной дистиллярной жидкости (ДЖ), обработка композициями алюмохлорида (КХА), воздействие продуктами биосинтеза, комплексными осадкогелеобразующими реагентами (КОГОР), растворами на основе стиромалей (СТМ) и сухого активного ила (САИ). ДДН от применения данных технологий изменяется от 0,6 до 2 тыс.т нефти, при снижении попутно-добываемой воды в среднем на 20 тыс. м3 [12].
Анализ эффективности технологии блокирования промытых зон пласта на 9-й залежи Ромашкинского месторождения методом Марковских цепей
В бобриковском горизонте Ромашкинского месторождения водоносными являются пласты песчаников и алевролитов. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, колеблются от 18 до 61 м3/сут. при понижениях уровня от устья скважин на 200-300 м. Статистические уровни бобриковских вод при их естественном режиме устанавливаются на глубинах 100-180 м (абсолютные отметки от плюс 40 м до плюс 20 м). Первоначальные пластовые давления в зависимости от глубины погружения водоносных пластов-коллекторов колеблются от 9,8 до 12,0 МПа и более. Воды данных отложений напорные. По химическому составу пластовые воды относятся к хлоридно-натриевому типу. Общая минерализация их колеблется в пределах 211-245 г/л. Плотность воды составляет 2243-1177 кг/м3. Из микрокомпонентов в водах бобриковских отложений присутствует (мг/л) йод – 4-9, бром от 305 до 486, бор – 14-52, аммоний от 150 до 183. Растворенный в пластовых водах газ по данным ТатНИПИнефти имеет преимущественно азотный состав: количество азота достигает 97,9%, метана – 1,4%, этана – 0,3%, углекислого газа – 0,4%. Газосодержание изменяется от 0,04 до 0,09 м3/т.
Вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,63 мПас. Температура воды изменяется в небольших пределах от 24 до 2 5 С. Пластовые воды бобриковского горизонта метаморфизованные, но более повышенной сульфатностью, чем воды верхнего девона. Содержание сульфат-Иона колеблется от 4,4 до 8,9 моль/м3.
Состояние разработки и сведения о запасах нефти
Абдрахмановская площадь сегодня находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой выработанностью продуктивных коллекторов. Основные показатели разработки эксплуатационных объектов Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения приведены в приложении А.
С начала разработки из горизонта Д-1 отобрано 93,1 % от начальных извлекаемых запасов или 49,4 % от балансовых.
Из нижней пачки пластов горизонта Д-1 соответственно отобрано: «г1» – 94,6 %, «г2» – 94,74 %, «г3д» – 92,73 % от начальных извлекаемых запасов. Из верхней пачки пластов отобрано от НИЗ соответственно: «а» – 94,95 %, «б1» – 88,17 %, «б2» – 90,58 %, «б3» – 90,21 %, «в» – 92,49 %.
Анализ динамики изменения структуры запасов нефти Абдрахмановской площади показывает, что ежегодно в процессе разработки наблюдается ухудшение структуры запасов нефти.
В общей структуре запасов нефти запасы песчаных пластов 1 группы составляют 86,1% от НИЗ, а коллекторов (1) и 2 группы-4,4% и 2,7 % соответственно. В ВНЗ сосредоточено 6,8% от НИЗ горизонта Д-1. Наиболее полно выработаны запасы в коллекторах 1 категории, из которых отобрано 95,72 % промышленных запасов. Из коллекторов (1) и 2 категорий отобрано 70,6 % и 71,63 % промышленных запасов соответствующих категорий. Можно отметить, что в высокопродуктивных песчаных пластах 1 группы осталось 4,28 %, в глинистых песчаниках (1) категории –29,4 %, в алевролитах-28,37 % от НИЗ соответствующей категории групп коллекторов.
Темп отбора от НИЗ из песчаных коллекторов (1 группа) составил 0,24 %, из глинистых песчаников (коллекторов 4 группы) 0,68 %, из алевролитовых коллекторов (2 группа)-0,76 %, из коллекторов контактной водонефтяной группы (ВНЗ)-0,02 %.
Основные отборы по площади ведутся в районах высокого сосредоточения запасов 1 категории, испытывающих влияние закачки: по пластам нижней пачки "гд" и на северо-востоке пласта "а", т.е. на участках площадного распространения коллекторов с высокими коллекторскими свойствами, а также по высокопродуктивным полосообразным зонам слияния коллекторов "б2", "б3", "в". В этих районах отмечается интенсивное продвижение фронта закачиваемой воды. Пласты верхней пачки характеризуются линзовидным и полосообразным распространением коллекторов, а пласты нижней пачки - площадным распространением с преобладанием высокопродуктивных коллекторов.
Анализ состояния разработки отдельных пластов Абдрахмановской площади показал, что при эксплуатации единым фильтром скважин горизонта Д-1 происходит первоочередная выработка запасов нефти пластов площадного развития, т.е. преимущественно нижней пачки “гд”. В то же время на поздней стадии разработки для достижения высокого коэффициента нефтеизвлечения требуется равномерная эксплуатация всех пластов. Для более полного вовлечения в промышленную разработку всех типов коллекторов пашийского горизонта необходимо применение комплекса гидродинамических и физико-химических методов повышения КИН.
Наиболее актуальной задачей для дальнейшей разработки Абдрахмановской площади является вовлечение в активную разработку запасов нефти нефтенасыщенных слабопроницаемых зон коллектора с применением эффективных гелеобразующих композиций.
Проведение экспериментальных исследований по оценке физико химических свойств изоляционного состава
Данный анализ может быть использован как дополнительный метод, при оценке технологической эффективности метода воздействия при обработке нагнетательных скважин. На примере двух очагов №№ 16832 и 17297 по методике Спирмена и Кендала, был выполнен анализ эффективности закачки ГОК на основе АС с учётом взаимодействия скважин, результаты отклика окружающих добывающих скважин на закачку жидкости представлены на рисунке 3.26.
Распределение эффективности обработок в процентах представлено на рисунке 3.27. Положительно отреагировали на закачку ГОК на основе АС 46 % скважин, отсутствие эффекта и снижение дебитов нефти (отрицательный эффект) наблюдаются в 54 % скважин.
Статистический анализ технологической эффективности мероприятия Наиболее универсальным методом первичной оценки эффективности ГТМ является статистический метод, устанавливающий случайность или неслучайность полученного эффекта с той или иной вероятностью достоверности [49,52]. Универсальность статистического метода не только в том, что он одинаково успешно применяется в медицине, сельском хозяйстве, производстве и в нематериальной сфере, но и в том, что при принятие решения о применении того или иного воздействия часто осуществляется по принципу, есть ли эффект от данного действия. Без предварительного ответа на данный вопрос любые расчёты количественной оценки эффекта, в том числе расчёт дополнительной добычи нефти, являются манипуляциями, лишёнными рационального смысла. Для статистического метода важна не мера выигрыша, а мера ошибки принимаемого решения [49-60].
Для проверки гипотез используется t-критерий Стьюдента (таблица 3.4). Его применяют для оценки различий между показателями выборочных совокупностей, прежде всего средних величин [55].
Для проведения анализа сравниваются среднемесячные дебиты скважины за одинаковый интервал времени до и после мероприятия. Выборками в данном случае являются временные ряды дебитов до и после закачки композиции «Сиенит».
Формулируется нулевая гипотеза о равенстве средних для двух зависимых выборок объёмом n1=n2=n. Для проверки данной гипотезы вычисляются разности дебитов до и после мероприятия. Далее гипотеза проверяется по стандартной схеме для критерия Стьюдента со степенями свободы =n-1.
Проведём анализ для добывающих скважин, находящихся в очаге нагнетательной скв. № 16832. Для этого вычисляются следующие параметры:
Проанализируем полученные данные для каждой скважины. По данным скв. № 323 фактическое значение нормированного отклонения больше табличного . Следовательно, нулевая гипотеза отвергается и принимается альтернативная.
Абсолютное значение фактической средней разности d = -28Д? выше предельной ошибки , то есть выходит за границы случайных колебаний. Таким образом, с вероятностью 0,99 можно утверждать, что добыча нефти из скважины после мероприятия стала больше. Такой же результат получен для скв. № 17380 и № 17381.
Фактические значения нормированных отклонений скв. № 17385 и 13803 меньше табличных значений, следовательно, для них нулевая гипотеза подтверждается. Также и фактические средние разности ниже значений предельных ошибок, т.е не выходят за границы случайных колебаний. Согласно расчётам с вероятностью 0,99 можно утверждать, что добыча нефти из скважины до мероприятия отличается незначительно от добычи после мероприятия, т.е. обработка прироста не обеспечила.
Таким образом, согласно статистическому анализу из восьми добывающих скважин в очаге по трём получен прирост в виде дополнительной добычи нефти. Аналогичные расчёты были проведены для очага добывающих скважин №17297.
Таким образом, при помощи статистического анализа по двум очагам была определена случайность или неслучайность изменения дебитов добывающих скважин до и после даты проведения мероприятия, а именно отсутствие технологического эффекта, либо наличие положительного или отрицательного эффекта.
Способы и технические средства для приготовления и закачки в пласт гелеобразующей композиции на основе композиции
Для приготовления гелеобразующего состава (ГОС), в лабораторных условиях взяты следующие реагенты: соляная кислота, заданной концентрации, пресная вода. ГОС готовили путём растворения реагента 2КС в водных растворах соляной кислоты заданной концентрации. Растворение проводили при различном времени перемешивания, а также при различных температурах. Для отбора точных проб значений массы соляной кислоты, пресной воды использовались медицинские шприцы и высокоточные лабораторные весы, марки AND EK-600i (с точностью измерения 0,1 г) для взвешивания сухого порошка реагента двухкальциевого силиката.
Для приготовления водного раствора кислоты использовалась пресная вода, в которую добавлялась кислота заданной концентрации, с помощью ареометров измерялась плотность водного раствора кислоты. В полученный раствор добавлялся сухой реагент 2КС в различных пропорциях. Далее смесь помещалась на электрическую мешалку (марка - Petrotest RE 16) на 20-40 минут при частоте оборотов от 800-1500 об/мин. Во время перемешивания при помощи спиртового термометра каждые 5 минут измерялась температура раствора. После перемешивания у полученного раствора замерялась плотность, температура и рН раствора. Далее раствор оставлялся на загелевание при комнатной температуре 22-254: либо в термостатический шкаф, при различных температурах (30-90 "С ). Время начала гелеобразования для исследуемой жидкости определяется по изменению наклона мениска при увеличении угла наклона баночки. Промежутки между наблюдениями должны составлять от 5-20 мин в зависимости от концентраций исходных реагентов в составе, а также температуры термостата. Временем начала образования геля называется момент, когда мениск не изменяется при увеличении угла наклона пробирки. Время загелевания в зависимости от различных факторов изменялось от 1 до 3 суток. После образования геля, у образца замерялась с помощью штангенциркуля количество непрореагировавшего осадка, если он был, визуально оценивалась характеристика геля (слабый, стойкий, рыхлый, легко теряет свою неподвижность и т.д.). Важной характеристикой является способность водоизоляционного материала (геля) противостоять напору воды в промытой зоне пласта, определяемая его пластической прочностью.
Пластическая прочность - это прочность структуры геля при пластично-вязком разрушении и малых скоростях сдвига, измеряемая по методу конического пластометра, разработанный акад. П.А. Ребиндером (рисунок 4.1). Метод определения пластической прочности заключается в оценке глубины погружения утяжелённого конуса (угол осевого сечения конуса при вершине - 60) с известной массой в исследуемый материал под действием постоянной нагрузки в течение 10 минут. Для одного состава реагентов эксперимент проводился три раза. Расчёт пластической прочности выполняется по формулам (4.1):
В ходе экспериментов определялась динамика изменения эффективной вязкости полученного геля на ротационном вискозиметре Реометр VT-550 (фирма «Haake» Германия) при температуре 22-250С и различных скоростях сдвига, более подробно о методике проведения исследований описано в пункте 4.5.3, а результаты представлены в пункте 4.5.4
Приготовление гелеобразующего состава, далее «КАС» (композиция двухкальциевого силиката), выполнялось путём перемешивания реагента 2КС в соляной кислоте на механической мешалке. Этот процесс сопровождался выделением тепла, связанного с экзотермическими реакциями оксидов кальция, при этом температура раствора достигала 60С [104]. На рисунке 4.2 приведена зависимость температуры раствора и времени перемешивания гелеобразующей композиции «КАС» при различных концентраций кислоты HCl и реагента 2КС.
Выбор оптимального времени перемешивания проводился экспериментальным путём (рисунок 4.3 и 4.4). Из представленных зависимостей видно, что с увеличением времени перемешивания происходит уменьшение времени гелеобразования, так же уменьшается количество нерастворимого осадка. По результатам исследований установлено оптимальное время перемешивания, составляющее 30 минут, так как в этот момент достигается максимальное изменение производной функций: время гелеобразования – время перемешивания; остаток реагента 2КС – время перемешивания.
Зависимость температуры раствора и времени перемешивания при различных концентраций HCl и реагента 2КС где 6/8, цифра 6 – концентрация водного раствора HCL, %, а цифра 8 – массовая концентрация реагента 2КС в водном растворе кислоты,
Зависимость растворимости реагента 2КС от времени перемешивания Рисунок 4.5– Зависимость времени перемешивания от растворимости и времени загелевания гелеобразующей композиции «Сиенит» и «КАС»
Для сравнения результатов эксперимента были проведены эксперименты с гелеобразующей композицией «Сиенит». Результаты экспериментов по определению времени гелеобразования от времени перемешивания, и зависимость времени перемешивания от растворимости реагента, приведены на рисунке 4.5 для 12% – массовая концентрация сиенита в растворе и 8% – водного раствора HCL .
На основе эффективности технологии «Сиенит» по объектам Татарии, было выполнено сравнение двух аналогичных гелеобразующих композиций «Сиенит» и «КАС», для того чтобы выяснить и рекомендовать какой состав лучше. Как видно по рисунку 4.5 для одного и того же соотношения концентрации водного раствора кислоты и массового соотношения реагента в растворе, гелеобразующая композиция «КАС» лучше растворяется в кислоте и оптимальное время перемешивания для него меньше, оно составляет 30 минут, тогда как для гелеобразующей композиции «Сиенит» оно равно 40 минут. По рисунку так же видно, что заодно и тоже время перемешивания время гелеобразования меньше для «КАС» и количество не растворившегося осадка заметно меньше. В ходе серий экспериментов замечено, что для ГОК «Сиенит» количество не растворившегося осадка изменяется в пределах от 17 до 40% при различной концентрации водного раствора кислоты (от 6 до 14%) и различном времени перемешивания (от 20 до 50 минут), тогда как для ГОК «КАС» количество не растворившегося осадка изменяется в пределах от 2 до 18% при различной концентрации водного раствора кислоты (от 6 до 12%) и различном времени перемешивания (от 20 до 40 минут).
Следует отметить, как отмечает автор технологии «Сиенит» Л.Е. Ленченкова во время работ на промысле, главным минусом, являлось огромное количество нерастворившегося осадка (песка) на дне цистерны и техники, после затвердевания, которой очистить ее удается с трудом. Поэтому новый состав преимущественно лучше, так как в нем меньше осадка и примесей. Зависимость времени гелеобразования от исходной концентрации и температуры среды представлены в таблице 4.1.Наблюдения продолжались в течение пяти суток, если гель в течение этого времени не образовывался, то эксперименты с этой концентрацией прекращались. Некоторые опыты проводились по 2-3 раза для проверки эксперимента, поэтому время указано среднее по опытам. Исследования влияния температуры на время гелеобразования, производились для различных концентраций реагента 2КС и кислоты в широком диапазоне температур (таблица 4.1). Полученные зависимости показывают, что с увеличением температуры скорость образования геля увеличивается. Данная закономерность носит нелинейный характер, а при 60