Содержание к диссертации
Введение
1 Обзор и анализ технологий рир, применяемых на месторождениях с высокой пластовой температурой 9
1.1 Актуальность разработки и внедрения технологий РИР в процессе разработки нефтяных месторождений 10
1.2 Обзор технологий РИР, применяемых на месторождениях Западной Сибири 22
Выводы 42
2 Лабораторные исследования по созданию новых и совершенствованию известных тампонажных составов для условий пластовых температур 60-120 С 43
2.1 Разработка рецептур тампонажных составов на основе стирола 43
2.2 Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ 48
Выводы 61
3 Теоретические и лабораторные исследования по обоснованию параметров технологии рир с закачиванием тампонажных составов в высокотемпературные обводненные пласты 63
3.1 Исследование параметров зон перемешивания водорастворимых тампонажных составов с технологическими жидкостями при движении их по НКТ в интервал изоляции 63
3.2 Исследование параметров закачивания тампонажных составов на основе стирола по НКТ в интервал изоляции 78
Выводы 91
4 Разработка, внедрение и анализ технологий рир в скважинах с высокой пластовой температурой 92
4.1. Краткая геолого-физическая характеристика Талинского нефтяного месторождения 92
4.2 Состояние выработки запасов Талинского нефтяного месторождения 93
4.3 Совершенствование технологий РИР по отключению отдельных обводненных интервалов продуктивного пласта в скважинах Талинского месторождения 94
4.4 Рразработка, испытание и анализ технологий отключения обводненного нижнего пласта и их эффективности в скважинах Талинского месторождения 112
4.4.1 Обоснование проведения РИР по отключению ЮКЛ1 112
4.4.2 Разработка технологии РИР по отключению ЮК-11 114
4.4.3 Анализ технологии РИР по отключению ЮК-11 118
Выводы 123
Выводы и рекомевдации 125
Приложение А 127
Список использованных источников 130
- Обзор технологий РИР, применяемых на месторождениях Западной Сибири
- Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ
- Исследование параметров закачивания тампонажных составов на основе стирола по НКТ в интервал изоляции
- Совершенствование технологий РИР по отключению отдельных обводненных интервалов продуктивного пласта в скважинах Талинского месторождения
Обзор технологий РИР, применяемых на месторождениях Западной Сибири
Часто это мелкие месторождения, отличающиеся малой изученностью и трудностью извлечения запасов нефти ввиду больших глубин залегания продуктивных пластов (до 5000 м), высоких перепадов температуры по стволу скважины [107], наличия АСПО и других факторов, осложняющих извлечение нефти из пласта. Как видно из таблицы 1.2, максимальная пластовая температура 335 С при глубине залегания продуктивных пластов 2900-2950 отмечается на месторождении Северный Канибадам в Таджикистане. В остальных случаях температура пластов не превышает 200 С, а для месторождений Западной Сибири, - 135 С, в основном это отложения палеозоя и юры при средней глубине залегания продуктивных пластов 2600-3000 м.
Анализ месторождений показывает, что при близких значениях глубин залегания продуктивных пластов в отложениях разного возраста наблюдается изменение пластовой температуры в широких пределах (рисунок 1.1).
Месторождения юго-западного региона бывшего СССР (Ставропольский край, Чечня, Дагестан, Ингушетия) разрабатываются в течение очень продолжительного времени. По литературным данным РИР носили на них опытно-промышленный характер - в единичных скважинах, поэтому результаты их проведения нами оцениваются осторожно. Одним из основных регионов перспективного развития нефтедобычи является Западная Сибирь и, как уже было сказано выше, многие месторождения этого региона нуждаются во внедрении эффективных технологий РИР. Поэтому был проведен литературный обзор рецептур и технологий, применявшихся на месторождениях Западной Сибири в промышленном масштабе.
В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала все методы подразделяются на неселекгивные и селективные [97, 99]. Методы первой группы основаны на одновременной или последовательной закачке в пласт нескольких реагентов, способных в результате химического взаимодействия между собой или физико-химических превращений получаемых смесей образовывать осадок, нерастворимый ни в воде, ни в нефти. Методы второй группы основаны на использовании селективных свойств самих изоляционных реагентов, технологии проведения работ и характере насыщенности породы. Изоляция притока воды при данном методе достигается за счет следующих механизмов закупоривания пористой среды: охлаждение прискважинной зоны пласта; осаждение перенасыщенных растворов твердых углеводородов; гидрофобизация породы и образование эмульсий в ней; взаимодействие химических соединений с солями пластовой воды; физико-химическое превращение смеси соединений с пластовой водой (снижение растворимости, коагуляция и т.д.) Преимуществом селективных методов является то, что при реализации последних нет необходимости проведения дополнительной перфорации объекта. При селективной водоизоляции фазовая проницаемость пласта по нефти увеличивается, в то время как при неселективной фазовая проницаемость как по воде, так и по нефти может быть снижена до нуля, что и требует проведения дополнительных работ по вызову притока. В настоящее время для РИР в нефтяных скважинах используются следующие тампонажные материалы [1-15, 25, 36, 50, 55, 64, 68-79, 84-86, 94, 102,112,115]: 1 - тампонирующие смеси на базе органических вяжущих материа-лов-полимерные тампонажные материалы, таблица 1.3; 2 - тампонажные растворы, приготавливаемые на базе минеральных вяжущих тампонажных материалов с различными облагораживающими добавками-так называемые цементнополимерные растворы, таблица 1.4; 3 - смеси на базе минеральных вяжущих веществ (портландцемент, шлак, гипс и их модификации), таблица 1.5; 4 — многокомпонентные тампонажные смеси, приготавлемые с помощью дезинтегратора; 5 - сжимающиеся тампонажные материалы. В скважинах с низкой приемистостью эффективно применение полимерных тампонажных материалов и цементнополимерных растворов. Применение полимерных тампонажных растворов наиболее эффективно (по сравнению с цементным раствором) при герметизации резьбовых соединений обсадных колонн и ремонте обсадных колонн в условиях низкой приемистости. Применение цементнополимерных растворов более эффективно (по сравнению с полимерными тампонажными материалами) при ликвидации заколонных перетоков в условиях высокой приемистости. В последние годы для вторичного цементирования колонн и их до-герметизации все чаще используются полимерные тампонажные материалы, приготавливаемые как в виде истинных растворов, так и растворов, содержащих твердую фазу. Они могут иметь практически любую вязкость и отверждаются в широком диапазоне времени.
Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ
Из приведенных данных также видно, что для пластовой температуры 60С добавление в стирол 1,5-2,0мас.ч. порофора (инициатора) обеспечивает получение твердого полимера через 2-3 ч. Для пластовой температуры 80С поставленная перед исследованиями цель достигается с использованием двух инициаторов полимеризации - пероксида лауроила и лило-докса. Исходя из величин концентраций, предпочтительно использование пероксида лауроила. При температуре 100С полимеризация происходит намного быстрее. Поэтому добавление в стирол всего 0,5-1мас.ч. инициатора ТБНК обеспечивает получение твердого полимера уже через 4-2ч.
В аналогичных условиях полимеризация 20%-ного раствора пенопо-листирола в стироле (см. таблицу 2.2) с использованием уже рассмотренных инициаторов также обеспечивает получение твердого полимера. При этом концентрации инициаторов - порофора, пероксида лауроила и лило-докса в 2-4 раза меньше по сравнению с полимеризацией стирола при температуре 60-80С. При температуре 100С концентрация инициатора ТБНК не изменяется. В то же время для рассмотренных условий характерно уменьшение продолжительности полимеризации до двух раз.
Получение упругого изоляционного материала достигается при полимеризации 6,5%-ного раствора каучука СКД-ПС в стироле с использованием аналогичных инициаторов при температуре 60, 80 и 100С (см. таблицу 2.3). Но в этом случае концентрация инициаторов - порофора, перок-сида лауроила и лилодокса несколько увеличивается по сравнению с их концентрацией в стироле; время полимеризации изменяется незначительно.
В работе [25-28] разработаны и сформулированы требования к синтетическим смолам, используемым в качестве изоляционного материала. На основании которых специально для целей РИР была синтезирована смола ТСД-9, ТС-10, однако в связи с трудностью поставки ее были разработаны тампонажные составы на основе смолы КФЖТ [31, 76, 79, 98, 101]
Применение карбамидоформальдегидной смолы (КФЖТ) для РИР в скважинах с высокой пластовой температурой возможно в присутствии отвердителей, обеспечивающих заданное время ее отверждения.
Так, например, Лядов Б.С. с сотрудниками предлагали в качестве отвердителя смолы КФЖТ при 60С ортофосфорную кислоту с полиакрило-нитрилом, регулирующим рН гелеобразующего состава в интервале 4-6 [1]. Позже для отверждения смолы КФЖТ при 60-120С использовались технические лигносульфонаты (соли нафтеновых кислот), которые гидро-лизуются в смоле КФЖТ с разными значениями рН [10]. Блажевич В.А. с сотрудниками [6] и другие авторы [67, 70, 71] для этих же целей применяли смесь лигносульфонатов с соляной кислотой. Известно [2, 4] о комбинированном отвердителе смолы КФЖТ - смеси сульфаминовой кислоты и сульфитного щелока (рН=6,2). В работе [5] в качестве отвердителя смолы КФЖТ предлагается смесь полиэтиленимина с сернокислой медью (рН состава - 4,8). Вердеревский Ю.Л. с сотрудниками [2] в качестве отвердителей смолы КФЖТ применяли смесь солей MgCb и NH4CI в разном соотношении.
Нами, по результатам исследований отверждения смолы КФЖТ при 60-100С [67], были предложены следующие отвердители: перекись водорода, кремнефтористый натрий (Na2SiF6) [57], монохлоруксуснокислый натрий (CH2CICOONa), хлористый калий (KCI) и хлористый натрий (NaCI). Всем этим веществам характерна слабокислая реакция их водных растворов (рН=3-7).
Анализ патентной литературы и наши исследования показали, что в качестве высокотемпературных отвердителей смолы КФЖТ применяются: сильные неорганические кислоты и их соли в смеси с веществами, снижающими их кислотность, а также заведомо слабокислые вещества неорганического и органического происхождения.
Таким образом, возникает предположение о доминирующем влиянии кислотности, а не природы отвердителя на кинетику процесса отверждения смолы КФЖТ. Поэтому представляло интерес исследование влияния кислотности отвердителя на время отверждения смолы КФЖТ при температурах 60-100С.
С целью сохранения чистоты эксперимента (исключения влияния химической природы отвердителя) отверждение смолы КФЖТ проводилось с помощью буферных растворов, состоящих из слабой кислоты и ее сопряженного основания. Подобная система препятствует изменению рН при разбавлении (или концентрировании) раствора, а также при добавлении в него различных количеств кислоты или основания [67].
В исследованиях нами применялись уксусно-ацетатные буферные растворы и универсальная буферная смесь. Для приготовления уксусно-ацетатного буферного раствора требуемого значения рН отмеряют указанный объем 1н. раствора уксусной кислоты (см. таблицу 2.4), прибавляют 50,0мл 1н. раствора едкого натра и разбавляют дистиллированной водой до 500мл. Универсальная буферная смесь готовится из фосфорной, уксусной и борной кислоты по 0,04М каждой. Для получения буферного раствора желаемого значения рН к 100мл смеси приливают указанный объем 0,2н. раствора NaOH (таблица 2.5).
Во всех экспериментах в термостойкую пробирку наливали 10мл (ЮОоб.ч) смолы КФЖ и добавляли 1мл (Юоб.ч) буферного раствора (ук-сусно-ацетатного или универсальной буферной смеси). Количество буферного раствора обусловлено результатами исследований [67]. Смесь КФЖТ и буферного раствора (гелеобразующий состав) тщательно перемешивали, определяли рН гелеобразующего состава (с помощью прибора рН-метра «рН-150») и помещали в термостат с заданной температурой (60-100С) для отверждения. Время отверждения определяли по потере текучести состава.
Исследование параметров закачивания тампонажных составов на основе стирола по НКТ в интервал изоляции
Талинское месторождение Красноленинского свода-одно из крупнейших по запасам в Западной Сибири, характеризуется специфическими горногеологическими условиями, значительно осложняющими процесс разработки. Бурением вскрыты отложения четвертичного, палеогенового, мелового, юрского возрастов, а также доюрские образования, представленные главным образом сланцами, кварцитами и туфопесчаниками [33, 46, 47, 66,]. Промышленная нефтеносность установлена в отложениях Тюменской свиты (пласты КЖ-2 - ЮК-11), однако основными объектами разработки являются пласты ЮК-10 и ЮК-11 шеркалинского горизонта. Пласты не выдержаны по простиранию, что обусловлено наличием как локальных, так и региональных зон выклинивания.
Коллекторами нефти являются песчаники от грубозернистой до мелкозернистой структуры, а также гравелиты, содержащие примесь песчаного материала. Необычны термобарические условия продуктивных пластов: при глубине залегания 2700 м начальная пластовая температура превышает 100 С, начальное пластовое давление ниже гидростатического примерно на 10%. Пластовая нефть маловязкая - 0,4 мПа-с, газонасыщенность нефти достигает 300 м /т, давление насыщения изменяется от 13 до 22 МПа, содержание парафина до 4%, плотность нефти в пластовых условиях составляет 700 кг/м3.
Обработка результатов всех видов исследований позволила установить высокую степень неоднородности коллекторов как по фильтрационным, так и по емкостным свойствам. Исследованиями кернового материала установлено, что в пределах одного литотипа пород наблюдаются значительные из-менения проницаемости 0,001 - 4,5 мкм , что обусловлено наличием различных структур порового пространства. Коллектора характеризуются высокой неоднородностью пор по размеру (от субкапиллярных до микрокаверн), соотношения пор по размерам определяют фильтрационные свойства породы, незначительно изменяя при этом величину пористости.
По состоянию на 01.01. 1999гфонд скважин составил 5138, в т.ч. добывающих - 1226, нагнетательных - 376, в консервации — 3363, пьезометрических - 38, ликвидированных - 134, поглощающих - 1. Месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления [33,4 6, 47, 66]. С начала разработки добыто 89,4 млн.т нефти, отбор от начальных извлекаемых запасов по категориям А, В, Сі в целом по Талинскому месторождению составляет 20,0%, текущий КИН - 0,058.
Таким образом, наблюдается низкая эффективность реализуемой технологии разработки. Одной из причин последней является неподготовленность залежей нефти к разработке по причине отсутствия пробной эксплуатации. Конечный коэффициент нефтеизвлечения при реализации метода заводнения составляет 0,26. Основными геологическими факторами, определяющими низкую величину текущего коэффициента нефтеизвлечения, являются: - низкая нефтевытесняющая способность воды как рабочего агента, по результатам лабораторных исследований СибНИИНП коэффициент вытеснения в среднем равен 0,53; - резкое снижение (в 10-20 раз) фазовых проницаемостей при обводнении; - высокая степень прерывистости продуктивных пластов, расчлененность равна 8-9, наличие значительной доли пропластков с толщиной менее 2 метров (60-70% от общего количества пропластков); в результате по данным промыслово-геофизического контроля за процессом разработки установлена низкая степень вовлечения запасов нефти в разработку (45-65% от перфорированной толщины пласта); - резкая фильтрационная неоднородность продуктивных пластов, наличие значительной доли низкопроницаемых запасов нефти (40% запасов сосредоточены в продуктивных пропластках с проницаемостью менее 0,02 мкм ); установленная структура запасов нефти определяет разноскоростную выработку запасов нефти; темпы выработки запасов нефти различных классов коллекторов различаются на порядок и более. Геолого-физическая характеристика пластов ЮК-10 и ЮК-11 и состояние выработки запасов нефти на Талинском месторождении обусловливают необходимость ограничения водопритока из отдельных пропластков и вовлечения в разработку интервалов продуктивного пласта, не охваченных вытеснением. В этой связи начаты опытно-промышленные работы по селективной изоляции обводненных интервалов пласта по технологиям Башнипинефть. Эти технологии предусматривают использование тампонажных составов на основе латекса СКМС - 30 АРК (БНИ-1) [50, 51, 74, 75, 99, 103], стирола (БНИ-4) [78, 91, 92, 93, 104 ] и смолы КФЖТ (БНИ-5) [31, 79, 98, 101] (см. таблицу 4.1).
При выборе скважин для РИР основное внимание обращалось на характер и степень обводнения объекта изоляции, причины обводнения - прорыв воды по высокопроницаемым пропласткам, величины отборов нефти -менее 1тыс. т на 1м нефтенасыщенной толщины, техническое состояние скважины - отсутствие заколонных перетоков и нарушений эксплуатационных колонн. Из 16 скважин, в которых проведены РИР, 5 находились в действующем фонде, одна-в бездействии и 10-в консервации в течение 1-3-х лет. Ко времени остановки скважины эксплуатировались фонтанным способом с дебитом нефти до 1т/сут и обводненностью 97-99%.
Перед проведением РИР проводились работы по оценке технического состояния скважины, комплекс геофизических исследований (ГИС), включающий в себя термометрию, дебитомегрию, определение состава притока. По истечении в основном 24ч после закачивания тампонажного состава геофизические исследования повторялись. Эффективность РИР оценивалась по изменению состава и профиля притока, а также-обводненности продукции.
Совершенствование технологий РИР по отключению отдельных обводненных интервалов продуктивного пласта в скважинах Талинского месторождения
Путем сравнения эксплуатационных параметров нефтяных скважин до и после РИР анализируемые 16 скважин разделены на эффективные и неэффективные [24]с точки зрения дополнительной добычи нефти. К эффективным отнесены скв. №№ 1567, 1732, 1629, 1597, 7928, 1974, 1634; к неэффек-тивным-скв. 1604, 1685, 1633, 1684,4791, 1877, 11238, 1565, 1596.
В скв. 1604, 1597, 1629, 1732, 1634, 1877 до РИР были отобраны извлекаемые запасы, в четырех из которых (№№ 1597, 1629, 1732, 1634)-достигнут технологический эффект. Из десяти скважин (№№ 7928, 1567, 1685, 1633, 1684, 1565, 1596, 1974, 4791, 11238) с неотобранными извлекаемыми запасами только три оказались эффективными. Последнее, возможно, объясняется следующим: - при оценке геологических запасов, в силу высокой слоистой и зональной неоднородности, не было в полной мере учтено многообразие геологических и гидродинамических условий, обусловливающих сложность залегания и неравномерность распределения запасов; - скважины первой группы (эффективные) находились перед РИР в консервации от 1 до 3-х лет, и могло произойти накопление запасов нефти в ПЗП за счет капиллярных и гравитационных сил; хотя это предположение не подтверждается аналогичными скважинами 2-ой группы. При выборе способа доставки в пласт тампонажного состава руководствовались общепринятым механизмом: основной источник обводнения -это наиболее проницаемый и интенсивно работающий интервал продуктивного пласта, и он же будет основным поглощающим при закачке [26, 29, 30, 38, 99, 115], однако из распределения скважин по проницаемости основных отдающих интервалов продуктивного пласта до проведения РИР по селективной изоляции видно (рисунок 4.1), что изменение средневзвешенной проницаемости наблюдается в широком диапазоне (0,040-0,871мкм2). В то же время распределение скважин по проницаемости основных принимающих при закачке интервалов (рисунок 4.2) показывает, что во многих случаях между двумя рассматриваемыми распределениями нет совпадения. Это в свою очередь, приводит к изоляции в результате РИР кровельной части продуктивного пласта. Поэтому в части скважин наблюдается приток жидкости после РИР из высокопроницаемой подошвенной части пласта, уже промытой закачиваемой водой. , что имеются скважины, в которых основной приток до РИР происходит из: 1 - по дошвенной части пласта; 2- кр овельной части продуктивного пласта; 3- кр овельной и подошвенной части пласта достаточно равномерно; 4- всей п ерфорированной толщины пласта. К 1-ой группе относятся скв. 1597, 1633, 1732, 7928. В скв. 1732 до РИР 72% притока жидкости происходило из нижней части пласта проницаемостью до 0,544 мкм2, 28% - из кровельной части проницаемостью 0,04 - 0,05 мкм2. После РИР величина притока из кровли увеличилась до 38%, а из подошвы — уменьшилась до 62%; до и после РИР пласт оставался водонефте-насыщен. После ремонта скважина вступила в эксплуатацию с Q =38M /сут и обводненностью 89%, то есть технологический эффект был достигнут, по-видимому, за счет частичной изоляции наиболее проницаемого пропластка в нижней части пласта. Возможными причинами этого являются отсутствие достаточной изоляции наиболее проницаемой и поэтому самой обводненной нижней части пласта. Кроме того, фильтрационная поверхность кровельной части пласта могла быть подвержена воздействию тампонажного состава при его движении сверху вниз по толщине пласта. Скв. 7928 (рисунок 4.3) эксплуатировалась по пластам ЮК-10 и ЮК-11; приток жидкости до РИР происходил из подошвенной части обоих пластов по 50%, несмотря на прони-цаемость в пласте ЮК-11 0,871 мкм , ЮК-10 всего 0,03 - 0,05 мкм . В работе не участвовали самый нижний пропласток пласта ЮК-10 и пропласток в середине пласта ЮК-11; самые нижние пропластки ЮК-11 водонасыщены, остальная часть обоих пластов водонефтенасыщена. После РИР количественная характеристика притока по толщине пластов отсутствует; пласт ЮК-10 неф-теводонасыщен, а ЮК-11 - водонасыщен; увеличился охват пласта прито-ком. Достигнут технологический результат: Qx= 37м /сут, QH= 8,2т/сут, обводненность снизилась с 99% до 73%. Результаты РИР позволяют предположить о частичной изоляции наиболее проницаемой подошвы пласта ЮК-11 В скв. 1597 (рисунок 4.4) эксплуатировались пласты ЮК-10 и ЮК-11. Приток жидкости в количестве 70% происходил из подошвы пласта ЮК-10, верхней части пласта ЮК-11 и 30%-из подошвы пласта ЮК-11. По данным ГИС до РИР пласт ЮК-10 нефтеводонасыщен, а ЮК-11 водонефтенасыщен (самая нижняя часть водонасыщена), после РИР изменения насыщенности пласта ЮК-10 не выявлено, а пласт ЮК-11 водонефтенасыщен (включая самую подошву), из его кровельной части проницаемостью 0,494 мкм" приток жидкости отсутствует. В результате РИР обводненность снизилась с 89 до 73%, дебит нефти увеличился с 2,1 до 20 т/сут. Можно предположить, что тампонажный состав поглотился интервалом наибольшей проницаемости и притока. В то же время не произошло изоляции в интервале пропластка с максимальной проницаемостью 0,871 мкм , находящегося в подошве пласта ЮК-11. Не произошло изоляции и в пласте ЮК-10, находящемся первым (сверху вниз) на пути движения тампонажного состава.
В скв. 1633 до РИР около 80% притока происходило из подошвенной части пласта ЮК-11 проницаемостью до 0,5 - 0,7 мкм . После РИР величина притока не изменилась, но профиль притока стал более равномерным, уменьшился приток из кровельной части пласта - в работе не участвует 7 м проницаемостью 0,005-0,06 мкм2 . Изменений в насыщенности пласта не произошло - до и после РИР весь пласт водонефтенасыщен. В результате РИР технологического эффекта не достигнуто.
Похожие диссертации на Совершенствование технологий ремонтно-изоляционных работ для высокотемпературных пластов
