Содержание к диссертации
Введение
Анализ существующих технологий водоизоляционных работ и применяемых изоляционных материалов 21
Методы ограничения движения вод 27
Взаимодействие нефтей с водоизолирующими Материалами 29
Технологические основы применения водоизолирующих материалов для воздействия на обводненные пласты 30
Пакеры-отсекатели для воздействия на нефтенасыщенные пласты 37
Выводы по главе 41
Геолого-физические характеристики месторождения "белый тигр" 42
Геологическое строение месторождения 42
Вещественный состав и литолого-петрографические характеристики породы фундамента месторождения "Белый Тигр" 49
Физико-гидродинамические характеристики коллекторов 53
Свойства и состав нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях 54
Анализ гидродинамических исследований скважин и продуктивных пластов фундамента 56
Выводы по главе 61
Анализ причин обводненности продукции скважин залежи фундамента 62
Состояние обводненности добывающих скважин залежи фундамента 62
3.2. Исследование проведенных работ по технологии изоляции водопритоков в скважинах залежи фундамента 70
3.3. Основные причины обводненности продукции скважин залежи фундамента 76
3.4. Выводы по главе 79
4. Лабораторные и опытно-промышленные исследования составов для изоляции водопритоков 81
4.1. Лабораторные исследования составов для изоляции водопритоков 81
4.2. Подбор скважин-кандидатов для адаптации технологии ограничения водопритоков 86
4.3. Анализ результатов выполнения изоляции водопритоков в скважинах фундамента 95
4.4. Выводы по главе 97
5. Совершенствование и разработка методов и технологии изоляции водопритоков в трещиноватых коллекторах залежи фундамента 99
5.1. Метод изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа 99
4.1. Очистка призабойных зон скважин после проведения во-доизоляционных работ 103
5.3. Диагностика водопритока и экономический предел 113
4.6. Выводы по главе 118
Основные выводы 120
Список использованной литературы 121
- Технологические основы применения водоизолирующих материалов для воздействия на обводненные пласты
- Анализ гидродинамических исследований скважин и продуктивных пластов фундамента
- Основные причины обводненности продукции скважин залежи фундамента
- Совершенствование и разработка методов и технологии изоляции водопритоков в трещиноватых коллекторах залежи фундамента
Введение к работе
Актуальность темы работы. Вступление месторождение "Белый Тигр" в позднюю стадию разработки связано со значительной выработанностью активных запасов, приуроченных к высокопродуктивным пластам, высокой обводненностью добываемой продукции. Это предопределяет снижение объемов добычи нефти, значительное увеличение добычи воды. Добыча нефти сопровождается значительными эксплуатационными затратами на сбор и утилизацию добываемой воды.
В массивных трещиноватых залежах фундамента поступление воды в скважины связано с поднятием водонефтяного контакта и быстрым прорывом воды по системе трещин. По состоянию на 01.01.2007 г. фундамент месторождения "Белый Тигр" эксплуатируется 87 добывающими скважинами, из них, в продукции 44 скважин присутствует вода.
Из-за роста обводненности дебит нефти по скважинам постепенно уменьшается. С другой стороны, увеличиваются потери давления при транспорте нефти, за счет повышения вязкости продукции скважин. Рост обводненности в добываемой продукции создает благоприятное условие образования АСПО (асфальто — смолисто - парафиновое отложение) на стенках трубопроводов. В результате увеличивается дисперсность водной фазы в нефти, что способствует образованию более устойчивой эмульсии.
Одним из важных резервов в преодолении объективных причин снижения добычи нефти является проведение геолого-технических мероприятий, направленных на увеличение нефтеотдачи пластов и снижение добычи воды.
В настоящее время, борьба с обводнением скважин путем проведения водоизоляционных работ на добывающих скважинах фундамента — одна из актуальных задач, стоящая перед СП "Вьетсовпетро". Проблема совершенствования существующих способов водоизоляции, а также изыскания новых методов в СП "Вьетсовпетро" существует давно.
Научный прогресс и многообразие геолого-технических условий разрабатываемых месторождений способствовали созданию большого количества материалов и тампонажных систем, что существенно расширило спектр технологий, применяемых при проведении изоляционных работ. Однако их успешность и эффективность остается достаточно низкой и составляет порядка 40-60 %. В связи с этим задача совершенствования и повышения качества методов ограничения водопритоков остается актуальной, а ее решение в значительной степени способствует повышению нефтеотдачи пластов.
Цель диссертационной работы. Ограничение водопритоков в нефтяные добывающие скважины совершенствованием и разработкой методов и технологий ремонтно-изоляционных работ.
Для достижения поставленной цели, на примере изоляции водопритоков на месторождении "Белый Тигр" поставлены следующие задачи:
1. Исследование существующих технологий проведения ремонтно-изоляционных работ и применяемых водоизоляционных материалов.
2. Разработка метода изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа.
3. Исследование водоизоляционных составов и их композиций, и на основе полученных результатов осуществление промысловых испытаний.
4. Разработка новой технологии водоизоляционных работ с использованием составов состоящего из геля и микроцемента.
5. Исследование вопроса применения струйных насосов и метода создание репрессии-депрессии на забое скважины для очистки призабойной зоны пласта после проведения ремонтно-изоляционных работ.
Научная новизна заключается в следующем: 1. Впервые в условиях СП "Вьетсовпетро" предложен метод изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа.
2. Разработана новая технология для изоляции водопритоков с использованием геля и микроцемента.
3. Предложен новый подход для очистки призабойной зоны пласта после ремонтно-изоляционных работ, с помощью струйных насосов и метода создание репрессии-депрессии на забое скважины.
Положения, выносимые на защиту
1. Способы изоляции водопритоков в скважинах.
2. Технология изоляции водопритоков однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа.
3. Технология изоляции водопритоков с использованием геля и микроцемента.
4. Очистка призабойной зоны скважин после ремонтно-изоляционных работ, с помощью струйных насосов и метода создание репрессии-депрессии на забое скважины.
Поставленные в диссертационной работе задачи решены с помощью теоретических, лабораторных и промысловых исследований. Для исследований и анализа использованы исходные информации, полученные с помощью стандартных приборов и методов измерений. Поставленные задачи решались с применением математических методов, гидродинамических методов исследования скважин, методов химического и физико-химического анализа.
Практическая ценность и реализация результатов работы 1. Технология водоизоляционного воздействия на ПЗП добывающих скважин месторождении "Белый Тигр" однородным раствором с предварительной закачкой в пласт сжатого газа.
2. Технология изоляции водопритоков на основе геля "Organoseal-F" и микроцемента "SquezeCRETE".
Апробация работы
Основные результаты исследований, представленные в работе, докладывались на:
- на научно-практической конференции "Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа" в рамках VII Конгресса нефтегазопромышленников России (г. Уфа, май 2007 г.).;
- на международной учебно-научно-практической конференции "Трубопроводный транспорт-2007" (г. Уфа, октябрь 2007 г.);
- на научно-практической конференции в рамках VII Российского энергетического форума (г. Уфа, ноябрь 2007 г.);
- на научно-практической конференции "Нефтегазовый сервис — ключ к рациональному использованию энергоресурсов" в рамках международного форума "НЕФТЕГАЗСЕРВИС-2007" (г. Уфа, ноябрь 2007 г.).
Публикации. По материалам диссертации опубликовано 8 работ [13, 14, 19,20,21,22,23,93].
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и основных выводов. Изложена на 131 страницах машинописного текста, содержит 15 таблиц и 17 рисунков. Список использованных источников включает 105 наименований.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность, цель работы, научная новизна и сформулированы задачи исследований, дана краткая характеристика работы. В первой главе исследованы основные причины обводнения скважин, проанализированы существующие технологии проведения ремонтно-изоляционных работ и применяемые изоляционные материалы.
Рассмотрены результаты теоретических и экспериментальных работ, посвященных вопросам обводнения нефтяных скважин и применяемых технологий ремонтно-изоляционных работ.
Большие возможности применения методов ограничения притока вод в скважины с целью увеличения добычи нефти из обводненных пластов, эффективной эксплуатации скважин, снижения затрат на борьбу с коррозией оборудования и транспортирования пластовых жидкостей отмечаются в трудах Акульшина А.И., Амияна В.А., Арутюнова Б.И., Блажевича Б.А., Гази-зова А.Ш., Горбунова А.Т., Галлямова М.Н., Забродина Ю.А., Маслова И.А., Махмутова Н.Р., Мирзаджанзаде А.Х., Моллаева Р.К., Рахимкулова Р.Ш., Сидорова И.А., Юсупова И.Г., и ряда других исследователей.
Из зарубежных ученых вопросами водоизоляции занимались Denton R. Wreland, Habert A.S., Stone H.L., Znaus M. И др.
В исследованиях [54, 83, 89, 95] отмечаются, что эффективность применения циклического воздействия на месторождениях Татарстана на поздней стадии разработки при высокой обводненности добываемой продукции (более 70 - 80 %) снижается. Наименьшие и нулевые приросты добычи нефти наблюдаются по скважинам, где продолжительность применения методов заводнения более 10 лет, что свидетельствует о снижении эффективности метода на поздней стадии разработки.
В теоретических исследованиях причины обводнения добываемой продукции подошвенной водой сводятся в основном к определению оптимального интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта и к подсчету предельного безводного дебита эксплуатации. Приближенные решения этих задач были получены М. Маскетом, Миллионщиковым Д.М., Ивановым Н.Ф., Пискуновым Н.С., Телковым А.П., Чарным И.А. и др. Эти исследования показывают, что обводнение несовершенной скважины, вскрывшей литологи-чески однородный пласт, наступает очень быстро, и до момента его наступления из скважины можно извлечь незначительную часть нефти.
Ограничение притока воды в добывающие скважины осуществляется под обобщенным названием ремонтно-изоляционных работ. В зависимости от факторов, обусловливающих преждевременное обводнение скважин, ре-монтно-изоляционные работы делятся на две большие группы. В первую группу входят работы по восстановлению технического состояния крепи скважины с целью предотвращения поступления посторонних вод из пла стов, удаленных от продуктивного. При этих ремонтах воды в заколонном пространстве изолируются закачиванием отверждающихся систем типа тампонажного цемента и синтетических смол с отвердителем или производится замена колонн, этим и предотвращается поступление посторонних вод в ствол скважины и создаются нормальные условия ее эксплуатации.
Ко второй группе относятся работы, связанные с ограничением притока воды непосредственно из послойно-неоднородного продуктивного пласта. При этом применяют методы, позволяющие отключить обводненный пласт или пропласток из разработки, либо снизить проницаемость обводненных зон для воды.
Далее отмечается, что одним из главных вопросов промысловых наблюдений является определение объема водоизолирующего состава, который, с одной стороны, зависит от свойства реагентов, с другой, — от коллекторских свойств пород и объема промытых зон. Для большинства химреагентов при ограничении водопритоков в скважины этот объем определяется из расчета заполнения ими обводненного участка призабойной зоны пласта, который не всегда соответствует фактическим объемам закачки. Определение объема рабочего раствора целесообразно производить на основе промысловых экспериментов.
Промысловые исследования по ограничению движения вод с применением новых материалов предусматривают:
- организацию опытно-промышленных работ по отработке технологий и изучению оптимальных условий их внедрения;
- оценку технико-экономических показателей;
- внедрение технологии в производство.
В трещиноватых коллекторах рекомендуется применять суспензии тон-коизмельченных легких твердых частиц, однако они очень неустойчивы в динамическом потоке воды. Закачивают микрогели, геометрические размеры которых препятствуют движению их через пористую матрицу пласта, образуя пленку на стенке трещин.
Однако широкому внедрению перечисленных методов препятствует дефицитность и дороговизна применяемых реагентов. Следует учесть, что образование обширных промытых зон на поздней стадии эксплуатации крупных залежей диктует необходимость обработки больших объемов пласта, а по этим технологиям требуется применять большое количество химреагентов. Поэтому желательно использовать высокоэффективные технологии на основе применения дешевых и недефицитных материалов, легко окупаемых экономически.
Технология отключения обводненных пластов и пропластков в принципе сводится к тампонированию обводненного интервала закачиванием цемента отверждающими смолами. При этом она может осуществляться с использованием и технических средств - пакеров, летучек и других устройств [5, 30, 44, 67, 72, 91, 97 и др.]. Анализ современных методов отключения обводненных пластов, применяемых в нефтепромысловой практике, выявил следующие недостатки:
- низкую успешность отключения обводненных пластов тампонированием через заливочные трубы.
- отсутствие надежных пакерующих устройств для закачивания тампонирующих смесей [30, 67];
- применение перекрывающих патрубков, гофр, что сужает диаметр ствола, при повторной перфорации снижается качество разобщения пластов;
Во второй главе описывается геолого-физическая характеристика месторождения "Белый Тигр".
Породы фундамента месторождения "Белый Тигр" обладают повышенной кавернозностью и трещиноватостью. Вскрытие зон трещиноватости при бурении обычно сопровождалось поглощениями.
По данным изучения керна и ГИС на месторождении "Белый Тигр" развиты преимущественно гранитные породы, распространенные в центральной части выступа. Южное окончание и западная часть сложены диоритами и гранодиоритами. Северный блок имеет более пестрый состав. В его пределах встречены граниты, адамелиты, диориты, монцониты и др.
Основная залежь нефти месторождения приурочена к крупному высокоамплитудному выступу гранитоидного фундамента, простирающемуся в северо — восточном направлении на расстояние свыше 28 км, при ширине 5-7 км и классифицируемому как горсть-антиклиналь. Наиболее приподнятая часть выступа оконтуривается изогипсой минус 3100 м, официально принятый замок складки - минус 4450 м.
Залежи нефти открыты во разрезе от фундамента до миоцена. Всего было выявлено 87 залежей. По фазовому состоянию все они нефтяные, по типу природного резервуара большинство из них пластовые, по типу ловушки сводные, лито логически и тектонически экранированные. Основная залежь в фундаменте - массивная.
Сравнительный анализ основных свойств пластовой нефти фундамента показывает, что в пределах от кровли фундамента до глубоких его зон, охватывающих диапазон исследования глубинных проб пластовой нефти от абсолютной глубины (3086 м) до 4495 м, наблюдается тенденция дифференциации свойств пластовой нефти по глубинам.
Плотность сепарированной нефти колеблется в пределах от 824 до 836,0 кг/м3. •
По сравнению с большинством природных нефтей мира, пластовые нефти месторождения "Белый Тигр" можно охарактеризовать как имеющее среднее газосодержание (от 29 до 290,1 стм /т), маловязкие (вязкость в пластовых условиях не более 2,96 МПа с), средней плотности (плотность сепарированной нефти при 20 С от.823,2 до 879,2 кг/м ).
Замеренные значения пластовых температур нефти объектов показывают, что температурный градиент в пределах залежи фундамента имеет значительную особенность. Из-за большой теплопроводности гранитов значение температурного градиента ниже по сравнению месторождения "Белый Тигр", он равен 2,38° С на 100 м глубины.
Анализ индикаторных диаграмм, построенных по результатам исследований скважин в разные годы, позволил сделать вывод о том, что основными причинами снижения продуктивности по ряду скважин является снижение пластового давления с начала разработки, обводнение продукции скважин, рост газового фактора и ухудшенное состояние призабойной зоны пласта. Проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) и проведение обработок призабойной зоны (ОПЗ) пласта частично позволяет увеличить продуктивность скважин.
На залежи фундамента можно выделить определенные зоны, которые характеризуются содержанием воды в продукции работающих скважин, а некоторые скважины уже обводнены и перестали фонтанировать.
Результаты исследования скважин методом PLT показывают, что наиболее интенсивно обводняются нижние интервалы вскрытия фундамента.
В фундаменте разрабатываются залежи центрального и северного блоков. В целом по залежи фундамента на 01.01.2007 г. числилось 128 скважин. Добывающий фонд составлял 87 скважин, в т.ч. 11 - бездействующих, нагнетательных - 32 скважин, в т.ч. - 4 бездействующих, в консервации — 3, наблюдательных - 5 скважин и ликвидированных -1 скважина.
Нефтедобывающих фонд скважин эксплуатируются фонтанным и газ-лифтным способам, в т.ч. фонтанным способом 52 скважины и газлифтным 24 скважины, что составляет соответственно 68,4% и 31,6% действующего фонда.
Средний дебит нефти действующей скважины составит 349 т/сут., обводненность продукции в среднем по году составила 12,7%, средний газо-вый фактор равен 179 м /т.
По фонтанным скважинам за 2006 г. добыто 7932,5 тыс.т нефти, по газ-лифтным скважинам 344 тыс.т нефти.
В третьей главе проведено исследование причин обводненности продукции скважин залежи фундамента.
По состоянию на 01.01.2007 г. фундамент месторождения "Белый Тигр" эксплуатируются 87 добывающими скважинами, из них, в продукции 44 скважин присутствует вода.
Можно отметить, что в массивных трещиноватых залежах поступление воды в скважины связано с поднятием водонефтяного контакта и быстрым прорывом воды по системе трещин.
Анализируя состояние обводненности скважин до и после работ по во-доизоляции, можно сделать выводы, что технология по изоляции в открытом стволе методом отсечки нижних интервалов с помощью установки цементного моста (ЦМ) и дострела верхних интервалов фундамента в основном успешны. При этом, не имеет значения, установлен ли мост под давлением или простым заполнением ствола скважины, т.к. в том и другом случаях, вода не достигает верхних рабочих интервалов. Однако, операции по заливке тампо-нажным цементом зон водопритоков, выполняемые по схеме "поинтерваль-ных обработок" со спуско-подъемными операциями ВСО и проведение во-доизоляционных работ на БК с привлечением СПБУ, являются дорогостоящим видом КРС. Установка цементных мостов применяется только для изоляции водопритока нижних интервалов фундамента, а для средних и верхних интервалов фундамента этот метод не используется [20].
Кроме метода заливки тампонажным цементом, в двух добывающих скважинах №№ 902, 904 фундамента также проводились опытно-промышленные работы по селективной (без спуска-подъема ВСО) техно логии для ограничения водопритоков рабочими растворами композиций МЕТКА и ГАЛКА, но они оказались неуспешными, так как эти составы не подходят к геолого-техническим условиям фундамента месторождения "Белый Тигр", особенно для условий высокой температуры;
На месторождении "Белый Тигр" залежи фундамента имеют свои специфические особенности, включающие часто встречающуюся естественную трещиноватость, которая приводит к поступлению воды в скважину из водоносных зон, либо к гидродинамической сообщаемости добывающих и нагнетательных скважин. Возможно образование больших каналов, возникших вследствие растворения пород водой создают высокоскоростные каналы для подземных потоков жидкости, что опять же приводит к раннему прорыву воды в скважины.
Кроме того, резервуар фундамента связан в основном с достаточно развитой системой разуплотненных трещиноватых зон. По стволу пробуренных скважин выделяются крупные зоны притока толщиной до 100-200 метров. Объемным гидропрослушиванием установлена прямая связь продуктивных интервалов в скважинах, в вертикальном и горизонтальном направлениях.
По данным исследований работы скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" в 2000-2006 гг. выявлены, что причины появления воды в каждой отдельной скважине различны. Основными же причинами появления воды являются [21]: негерметичность обсадной колонны; заколонные перетоки; движение водонефтяного контакта; связанные трещины или разломы между добывающими и нагнетательными скважинами; трещины и разломы, связывающие нефтяные и водяные зоны; конусо - и языкообразование; обводненный пропласток с внутрипластовыми перетоками из других скважин.
С целью выяснения профиля притока воды в 28 скважинах проводились исследования МТП (метод тестирования профиля). Результаты исследования показали, что в большинстве скважин происходило последовательное вытес нение нефти водой снизу верх по продуктивному разрезу трещиноватых коллекторов. При этом определенные скважины имели четкий контакт раздела вода-нефть.
На основе комплексной интерпретации МТП установлено: по результатам выполненных термометрических исследований в скважинах выделяются зоны в открытых стволах, эти интервалы характеризуются как наилучшие разрезы по фильтрационным свойствам.
Обводнение скважин фундамента в основном связано с осуществлением закачки воды через нагнетательные скважины. Отмечены случаи явно преждевременного прорыва закачиваемой воды по трещиноватым зонам, развитым по субвертикальному направлению. Со временем ряд скважин (№№ 415, 419, 462, 479, 9004) из-за поступления воды прекратили фонтанирование. Существенная доля воды наблюдается и в продукции других скважин.
Таким образом, можно отметить, что работа действующего фонда скважин связана с началом процесса обводнения и приобретает актуальность задача проведения водоизоляционных работ.
Четвертая глава посвящена лабораторным и опытно-промышленным исследованиям составов для изоляции водопритоков.
Проведены комплекс лабораторных испытаний водоизолирующих составов и их композиций, а также опытно-промышленные испытания технологий ограничений водопритоков в скважинах №№ 903, 925.
На основе полученных результатов лабораторных испытаний осуществлен подбор скважин-кандидатов для адаптация технологии водоизоляции [13].
Результаты исследований свидетельствуют о том, что состав "Organoseal-F" (на основе дистиллированной воды) соответствует техническим требованиям по показателям - время начала гелеобразования, время продолжительности гелеобразования и термостабильности при высокой тем I I пературе (T=150°C), но не соответствует требованиям по прочностным характеристикам.
Вышеуказанный состав "Organoseal-F" приготавливался на основе дистиллированный воды. Для опытно-промыслового испытания состава "Organoseal-F", возникла необходимость оценить соответствие свойств предложенного состава, при его приготовлении на основе морской и технической воды.
На основе полученных лабораторных результатов было сделано заключение о том, что составы "Organoseal-F", приготовленные на технической и морской воде, можно рекомендовать для проведения опытно-промышленных работ по изоляции водопритока в добывающих скважинах фундамента месторождения "Белый Тигр" [14, 22].
На основе полученных результатов по первому этапу лабораторных испытаний, для поиска закрепляющих составов и совершенствования технологии водоизоляции, предложена технология использования в качестве закрепляющего состава - гель-цемента (микроцемента). Технология заключается в том, что закачка "Organoseal-F" должна обеспечить глубокое проникновение состава в трещиноватый фундамент, а последующая закачка цемента "SquezeCRETE" (в качестве закрепляющего состава) обеспечивает прочное блокирование первого состава в призабойной зоне.
Результаты проведенных испытаний показали, что все показатели цемента "SquezeCRETE" (в качестве закрепляющего состава) соответствуют техническим требованиям.
Проведенные лабораторные исследования позволяют сделать выводы, что комплекс гель "Organoseal-F" (на основе морской воды) — микроцемент "SquezeCRETE" в наибольшей степени соответствует техническим требованиям. Технология изоляции водопритоков основана на глубоком проникновении первого состава "Organoseal-F" в обводненный интервал трещиновато го фундамента и последующей закачке цементного раствора "SquezeCRETE" (в качестве закрепляющего состава) [14, 19, 22].
Для промыслового испытания были выбраны две обводненные добывающие скважины №№ 903, 925, расположенные на МСП-9, эксплуатирующие фундамент месторождения "Белый Тигр" [13].
Результаты проведенных испытаний в обеих скважинах положительные и таким образом, можно сделать вывод, что уменьшение дебита по нефти связано с увеличением поступления в скважину воды, и наоборот, увеличение дебита по нефти связано с уменьшением поступления в скважину воды.
Пятая глава посвящена совершенствованию и разработке методов и технологии изоляции водопритоков в трещиноватых коллекторах залежи фундамента.
Для повышения эффективности работ по изоляции водопритоков предложен и в настоящее время находится в стадии внедрения в СП "Вьетсовпет-ро" метод изоляции водопритоков однородным раствором (VIETLUB-150 + дизтопливо + ПЦГ) с предварительной закачкой в пласт сжатого газа [93].
Целью проведения работ является отработка технологии приготовления и закачки однородных составов VIETLUB-150 + дизтопливо + ПЦГ в условиях МСП для создания в пласте блокирующих экранов с целью изоляции водопритока.
С целью очистки призабойной зоны пласта после ремонтно-изоляционных работ предложено применение струйных насосов [23].
Сущность, которых заключается в улучшение фильтрационных свойств путем создания многократных мгновенных депрессий и репрессий на при-скважинную зону пласта.
На основе анализа фильтрационных процессов, протекающих в при-скважинной зоне пласта выявлено, что в момент мгновенного снижения давления или его восстановления, происходит следующее:
- возникают высокие градиенты давления, направленные либо из пласта в скважину, либо из скважины в пласт;
- высокие градиенты давления из пласта в скважину совпадают практически во времени со снятием давления на забой, следовательно, с отсутствием сил, прижимающих дисперсную фазу к скелету породы, либо к трещинам в пласте, что облегчает вынос частиц в скважину;
- высокий градиент давления из скважины в пласт позволяет изменять положение застрявших частиц в перегибах пор либо в извилистых трещинах, что при последующем снижении давления облегчает их вынос в скважину;
- максимальный градиент давления возникает на расстоянии 1,05-1,07 радиуса скважины;
- в прискважинной зоне возникают градиенты скоростей распространения депрессионной воронки между скелетом пласта, дисперсной фазой и пластовым флюидом.
Кроме того, при мгновенной смене давлений в скважине меняется направление напряженно-деформационное состояние из-за смены радиального и кольцевого напряжений, что способствует раскрытию трещин либо их распространению в сторону пласта.
По работам академика А.Х. Мирзаджанзаде, внезапная разгерметизация рабочих систем под давлением может привести к возникновению кратковременных отрицательных давлений, а по исследованиям А. Хейуорда отрицательное давление является одним из метастабильных состояний, при котором проявляется эффект растяжения и последующего разрыва жидкостей.
Эти исследования указали на высокую эффективность использования методов многократного мгновенного снижения давления на забой и восстановления его в скважине, с точки зрения очистки призабойной зоны.
Использование струйных аппаратов позволит в одном цикле работ при освоении или воздействии на призабойную зону воздействовать на приза-бойную зону многократными мгновенными депрессиями и репрессиями.
Режим многократных мгновенных депрессий-репрессий на пласт, легко совмещается с химическим воздействием на приствольную зону (кислотой либо ПАВ).
В настоящее время струйные насосы являются способом мгновенного создания, непрерывного поддержания и регулирования депрессии и вызова притока. При освоении газо-азотными установками испытуемый пласт на начальном этапе снижения уровня подвергается действию избыточного давления (до срабатывания пусковых клапанов), что приводит к поглощению пластом скважинной жидкости, снижая тем самым проницаемость приза-бойной зоны для углеводородной среды. При этом регулировать создаваемую депрессию в процессе освоения газо-азотной установкой невозможно.
Результирующим показателем эффективности предлагаемых мероприятий является объем дополнительной добычи нефти, полученной за счет внедрения струйных насосов в малодебитных скважинах залежи фундамента месторождения "Белый Тигр".
Для определения затрат, связанных с добычей дополнительных объемов нефти, рассчитывались капитальные вложения и текущие затраты на добычу нефти. В расчете текущие затраты приняты в размере 18,5 $США/т. Налогооблагаемая прибыль рассчитана исходя из выручки от реализации и при цене на нефть -215 $США/т. Накопленная добыча нефти за 18 мес. составила в объеме 65,9 тыс. т.
Результаты расчетов показывают, что накопленная прибыль составит 8,1 млн. $США, а накопленные общие затраты 4,9 млн. $США, т.е. чистая прибыль СП "Вьетсовпетро" составит 3,2 млн. $США.
Исходя из проведенных расчетов видно, что при успешном проведении работ, связанных с применением струйных насосов в малодебитных скважинах месторождения "Белый Тигр", внедрение предлагаемых мероприятий будет иметь экономическую эффективность.
С целью улучшения фильтрационных свойств залежи фундамента и для очистки призабойных зон скважин после водоизоляционных работ предложено применение методов создания многократных мгновенных депрессий и репрессий на прискважинную зону пласта. При этом в момент мгновенного снижения давления или его восстановления, происходит следующее:
- возникают высокие градиенты давления, направленные либо из пласта в скважину, либо из скважины в пласт;
- высокие градиенты давления из пласта в скважину совпадают практически во времени со снятием давления на забой, следовательно, с отсутствием сил, прижимающих дисперсную фазу к скелету породы, либо к трещинам в пласте, что облегчает вынос частиц в скважину;
- высокий градиент давления из скважины в пласт позволяет изменять положение застрявших частиц в перегибах пор либо в извилистых трещинах, что при последующем снижении давления облегчает их вынос в скважину;
- максимальный градиент давления возникает на расстоянии 1,05-1,07 радиуса скважины;
- в прискважинной зоне возникают градиенты скоростей распространения депрессионной воронки между скелетом пласта, дисперсной фазой и пластовым флюидом.
Технологические основы применения водоизолирующих материалов для воздействия на обводненные пласты
Основные задачи промысловых исследований состоят в изучении механизма воздействия водоизолирующего материала на нефтеводонасыщенный пласт в геолого-физических условиях разработки месторождений с целью внедрения новых технологий и обоснования области эффективного их применения.
Одним из главных вопросов промысловых наблюдений является определение объема водоизолирующего состава, который, с одной стороны, зависит от свойства реагентов, с другой, - от коллекторских свойств пород и объема промытых зон. Для большинства химреагентов при ограничении водопритоков в скважины этот объем определяется из расчета заполнения ими обводненного участка призабойной зоны пласта, который не всегда соответствует фактическим объемам закачки. Определение объема рабочего раствора целесообразно производить на основе промысловых экспериментов.
В промыслово-экспериментальных исследованиях завершающим этапом является оценка эффективности нового метода. В качестве основного показателя технологической эффективности методов ограничения водопритока в скважины принято использовать количество дополнительно добытой нефти
QH и уменьшение объема попутной воды QB добываемой вместе с нефтью. На основании этих характеристик рассчитывается экономический эффект процесса [28].
Количество дополнительно добытой нефти определяется по формуле
где QH - фактическая суммарная добыча нефти после обработки за время
Т ; QH - расчетная добыча нефти за тот же период без воздействия. Уменьшение объема попутной воды рассчитывается по формуле
где (Р\ и р2 - водонефтяной фактор соответственно до и после проведения
обработки; Ф\ = QB QH (гДе QH И QB - среднемесячная добыча нефти и
воды за последний месяц перед обработкой); Фі — QB QH (где QB -накопленный объем воды, извлеченной попутно с нефтью за эффективный период работы скважины в результате обработки пласта).
Промысловые исследования по ограничению движения вод с применением новых материалов предусматривают: - апробацию разработанных схем в различных геолого-физических и химических условиях;
- организацию опытно-промышленных работ по отработке технологий и изучению оптимальных условий их внедрения;
- оценку технико-экономических показателей;
- внедрение технологии в производство.
Результаты моделирования пластовых процессов и опытных работ по применению на промыслах гипана для проведения водоизоляционных работ в призабойной зоне пласта в различных геологофизических условиях [46, 47] показывают, что селективность его свойств относительно нефти и воды позволяет вводить полимерный раствор в нефтеводонасыщенный коллектор через эксплуатационный фильтр.
Технологические операции, связанные с закачиванием гипана, характерны для всех разработанных схем. Общими для первых испытаний были следующие факторы [28]:
- увеличение отбора нефти из обводненных скважин;
- сокращение объема попутной воды;
Анализ гидродинамических исследований скважин и продуктивных пластов фундамента
Основной объем проведенных исследований на месторождении "Белый Тигр" за период 1991-2006 гг. был направлен на изучение энергетической и фильтрационной характеристики залежи фундамента. С этой целью на 113 добывающих и 27 нагнетательных скважинах проведены гидродинамические исследования.
В табл. 2.2 показана количественная оценка объемов гидродинамических исследований скважин (ГИС) за период 1991-2006 гг.
При исследованиях нефтедобывающих скважинах на стационарных режимах фильтрации (ИД) депрессии изменялись в следующих пределах.
- Центральный свод 0,529 - 14,036 МПа;
- Северный свод 0,589 - 27,144 МПа.
В нагнетательных скважинах репрессии изменялись от 2,0 до 26,5 МПа.
Все имеющиеся замеры пластового давления в скважинах Центрального и Северного блоков фундамента с погрешностью, не превышающей допустимой погрешности глубинных приборов, располагаются на градиентных прямых (g = 0,6431). Начальное пластовое давление на абсолютной минус 3650 м (условная середина залежи) равно 41,7 МПа.
Замеренные значения пластовых температур нефти объектов показывают, что температурный градиент в пределах залежи фундамента имеет значительную особенность. Из-за большой теплопроводности гранитов значение температурного градиента ниже по сравнению месторождения "Белый Тигр" (пластовая нефть имеет температуру 146 С. Если учесть температуру на поверхности 26 С, то прирост пластовой температуры составит 120 С на 4000 м, средний температурный градиент равен 3 С на 100 м), он равен 2,38 С на 100 м глубины. Температурная зависимость слоев залежи фундамента может описана следующей линейной зависимостью (в градусах Цельсия):
Тф = 0,023 81# + 51,04,
где Н— абсолютная глубина скважины в метрах.
Следует отметит, что снятие профилей в эксплуатационных скважинах является эффективным способом получения сведения об интервалах притока пластового флюида в нефтедобывающих и нагнетательных скважинах, а также о распределении фильтрационных характеристик продуктивных пластов по эффективной толщине коллектора.
Анализ результатов проведенных работ по снятию профиля притока в добывающих скважинах показывает, что по большинству скважин интервалы притока приходятся на, сравнительно, узкие интервалы по отношению к вскрытой продуктивной толщине и в скважинах в центральной части залежи, как правило, приурочены к прикровленной зоне фундамента.
Одним из направлений проведения гидродинамических исследований скважин при стационарных режимах является определение коэффициента продуктивности скважин.
Анализ индикаторных диаграмм, построенных по результатам исследований скважин в разные годы, позволил сделать вывод о том, что основными причинами снижения продуктивности по ряду скважин является снижение пластового давления с начала разработки, обводнение продукции скважин, рост газового фактора и ухудшенное состояние призабойной зоны пласта. Проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) и проведение обработок призабойной зоны (ОПЗ) пласта частично позволяет увеличить продуктивность скважин.
Проведенные ГИС на неустановившихся режимах методом снятия кривых восстановления давления (КВД) отражают процессы, происходящие только в призабойной зоне и не могут характеризовать коллекторские свойства продуктивного пласта. При этом в высокодебитных скважинах фундамента месторождения "Белый Тигр" восстановление пластового давления очень короткое, поэтому трудно определить характеристики пласта даже при применении электронных манометров.
Решением этой проблемы может быть снятия КВД электронными приборами одновременно при проведении исследований по контролю интервалов притока/приемистости методами PLT. Такой комплекс исследований позволит не только контролировать приток/приемистости в скважинах, но и определять точные фильтрационные -емкостные характеристики» конкретных работающих интервалов.
На залежи фундамента можно выделить определенные зоны, которые характеризуются содержанием воды в продукции работающих скважин, а некоторые скважины уже обводнены и перестали фонтанировать. Это северные блоки залежи фундамента, северная часть центрального блока (район скв. №№ 918, 923, 903), южная часть центрального блока (район скв. №№ 479, 440, 431, 439, 423, 415, 457, 462, 429, 456, 9002, 9004, 9005), а также восточная часть центрального блока (район скв. №№ 412, 445, 474, 1111, 1113, 1114, 1116,1117, 1119, 432, 7005).
Распределение скважин фундамента по уровню верхней отметки притока воды за 2003-2005 гг. представлено в табл. 2.3.
Из табл. 2.3 видно, что высокая абсолютная отметка притока воды по данным PLT (выше 3500 м) отмечается в скважинах №№ 923, 1111, 1117, 457, 918, 920, 1113. В скважинах №№ 60, 439, 440, 431, 804, 821, 822, 9004, 7005 уровень верхней отметки притока воды ниже (3600-3800 м). Результаты исследования скважин методом PLT показывают, что наиболее интенсивно обводняются нижние интервалы вскрытия фундамента.
Основные причины обводненности продукции скважин залежи фундамента
Со временем эксплуатации скважин обводненность добываемой продукции на месторождении "Белый Тигр" закономерно увеличивается. Содержание воды в нефти, добываемой на некоторых гидротехнических сооружениях составляет от 13 до 37%. Из-за роста обводненности дебит нефти по скважинам постепенно уменьшается. С другой стороны, увеличивается потери давления при транспорте нефти, за счет повышения вязкости продукции скважин. Рост обводненности в добываемой продукции создает благоприятное условие образования АСПО (асфальто - смолисто - парафиновое отложение) на стенках трубопроводов. В результате увеличивается дисперсность водной фазы в нефти, что способствует образованию более устойчивой эмульсии. Если учесть, что при фонтанном способе эксплуатации скважин капли воды в эмульсии имеют размеры от 10 до 80 мкм (в основном 60-80 мкм), то при добыче нефти с помощью погружных центробежных насосов или газлифта дисперсность капель воды резко возрастает и имеет размеры 2-8 мкм.
Однако на месторождении "Белый Тигр" залежи фундамента имеют свои специфические особенности, включающие часто встречающуюся естественную трещиноватость, которая приводит к поступлению воды в скважину из водоносных зон, либо к гидродинамической сообщаемости добывающих и нагнетательных скважин. Возможно образование больших каналов, возникших вследствие растворения пород водой создают высокоскоростные каналы для подземных потоков жидкости, что опять же приводит к раннему прорыву воды в скважины.
Кроме того, резервуар фундамента связан в основном с достаточно развитой системой разуплотненных трещиноватых зон. По стволу пробуренных скважин выделяются крупные зоны притока толщиной до 100-200 метров. Объемным гидропрослушиванием установлена прямая связь продуктивных интервалов в скважинах, в вертикальном и горизонтальном направлениях. Трещины в керне фундамента наблюдаются во всех скважинах. Повышенная трещиноватость приурочена к зонам разломов и связанными с ними зонами дробления. Ширина трещин колеблется от 0,1 до 30 мм.
Нефтеотдача трещиноватого коллектора гранитного фундамента месторождения "Белый Тигр" в значительной степени определяется особенностями его пустотного пространства и неоднородностью.
В трещиноватых залежах поступление воды в скважины связано с поднятием водонефтяного контакта и быстрым прорывом воды по системе трещин. С этой точки зрения, необходимо обеспечить заполнение трещин высокопрочным тампонирующим материалом с максимально возможным радиусом проникновения в обводнившуюся зону и минимальным проникновением реагента в продуктивную (нефтяную) часть пласта.
По данным исследований работы скважин залежи фундамента месторождения "Белый Тигр" в 2000-2006 гг. выявлены, что причины появления во 78 ды в каждой отдельной скважине различны. Основными же причинами появления воды являются [21]:
- негерметичность обсадной колонны;
- заколонные перетоки;
- движение водонефтяного контакта;
- связанные трещины или разломы между добывающими и нагнетательными скважинами;
- трещины и разломы, связывающие нефтяные и водяные зоны;
- конусо - и языкообразование;
- обводненный пропласток с внутрипластовыми перетоками из других скважин.
Совершенствование и разработка методов и технологии изоляции водопритоков в трещиноватых коллекторах залежи фундамента
Управление потоками воды является самой важной частью в управлении процессом разработки и может быть определяющим фактором, влияющим на продуктивность скважин и коэффициент извлечения нефти.
Вода, будучи наиболее распространенным природным флюидом, имеется в каждой нефтяной залежи и оказывает влияние на каждую стадию в период существования и эксплуатации залежи.
Ключом к ограничению водопритоков является их диагностика, направленная на определение специфики возникшей проблемы. Поэтому первой задачей при осуществлении контроля за обводнением в масштабе месторождения должен быть выбор скважин - кандидатов для ограничения водопритоков. Для выбора скважин - кандидатов необходимо определить:
- профиль притока воды в скважину с целью подбора правильной технологии последующих работ;
- специфику проблемы для подбора подходящего метода ее решения;
- доступность скважины для капитального ремонта;
- экономическую эффективность уменьшения добычи воды из данной скважины;
- возможность решения проблемы обводнения скважины экономично и с приемлемым уровнем риска.
Для повышения эффективности работ по изоляции водопритоков предложен и в настоящее время находится в стадии внедрения в СП "Вьетсовпетро" метод изоляции водопритоков однородным раствором (VIETLUB-150 + дизтопливо + ПЦГ) с предварительной закачкой в пласт сжатого газа [93].
100
Ниже на примере скважины № 98 МСП-4 приведена технология проведения работ.
Целью проведения работ является отработка технологии приготовления и закачки однородных составов VIETLUB-150 + дизтопливо + ПЦГ в условиях МСП для создания в пласте блокирующих экранов с целью изоляции водопритока.
2. Порядок проведения работ приведен на рис. 5.1.
а) Останавливают подачу компримированного газа- в скважину, стравливают давление в НКТ и в затрубном пространстве в НГС. Выдерживают скважину в технологическом отстое в течение 3 часов и затем фиксируют установившиеся значения буферного, затрубного давления, потом эхолотом замеряют уровень жидкости в затрубном пространстве. На основании результатов эхолотирования определяют объем закачки дегазированной нефти из буферной емкости в затрубное пространство.
б) Перед началом работы подают в затрубное пространство сжатый газ с давлением до 90 атм., при закрытом положении задвижки трубного пространства. Заполняют НКТ через газлифтные клапаны сжатым газом из затрубного пространства до 90 атм. и прекращают подачу сжатого газа в затрубное пространство. Затем, закачивают в затрубное пространство расчетное количество нефти из буферной емкости насосом 9 МГР (давление закачки нефти не свыше 95 атм.) и закрывают задвижку на 9 МГР в затрубном пространстве ФА.
в) Набирают в емкость ЦА-400 БМ-8 для перемешивания 5,5 м3 раствора (5,1 м3 VIETLUB-150 и 0,4 м3 дизтопливо) и добавляют 1,5 т цемента ПЦГ. Одновременно методом рециркуляции приготавливают 6 м однородного раствора плотностью 0,92 г/см3 (время загустевания раствора не менее 3 часов).
г) Заменяют морскую воду на VIETLUB - 150 от линии ЦА-400 до ФА(объем линии от ЦА-400 до ФА около 400 литров).
д) Закачивают в НКТ (на поглощение) 6 м однородного раствора по линии глушения насосом ЦА-400. В случае если во время закачки однородного раствора в скважину, давление в затрубном пространстве снизиться ниже 75 атм., то закачивают нефть из буферной емкости в затрубное пространство насосом 9 МГР (давление закачки нефти не свыше 95 атм.). В случае увеличения давления закачки однородного раствора в НКТ до 180 атм. останавливают закачку на 15 минут и фиксируют изменение давления. Далее, продолжают закачку однородного раствора в скважину из емкости ЦА-400 насосом цементировочного агрегата. Если при закачке однородного раствора давление достигнет величины критического — 200 атм., что свидетельствует об отсутствии приемистости, тогда производят прямую промывку скважины до чистой воды. Если при закачке однородного раствора не наблюдается роста давления свыше 200 атм., то продолжают закачку расчетного однородного раствора. После чего закачивают в скважину 2,5 м3 продавочной жидкости (VIETLUB-150) из емкости ЦА-400 насосом цементировочного агрегата. Затем раствор и продавочную жидкость продавливают морской водой насосом ЦА-400 в объеме 9 м .
е) Прокачивают морскую воду в НКТ до восстановления циркуляции с выходом жидкости из затрубного пространства в НГС и восстанавливают циркуляцию прокачкой морской водой в НКТ. Производят прямую промывку скважины до чистой воды. Промывку производят не менее 2-х циклов объема скважины. После завершения работы оставляют скважину под остаточным давлением на ОЗЦ (72 часа). ж) Проводят плавный запуск скважины в эксплуатацию в блок освоения (БО). После выхода скважины на режим эксплуатации фиксируют количественный состав выходящих флюидов.
