авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |

«ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо» Надежность Оперативность Качество Опыт разработки и применения кремнийорганических ...»

-- [ Страница 2 ] --

Искусственн Интервал Продо Дополни Дебит по газу, тыс м № ый забой перфорации лжител тельная скважины / после РИР ьность добыча до после до после месторожде до 1-3-й 3-5-й 5-8-й 8-10-й эффект газа, РИР РИР РИР РИР ние РИР месяц месяц месяц месяц а, сут тыс. м (м) (м) (м) (м) 6 - Зап 1582- 1570 Красноарме 1595 1573 1,1 22 20,4 22 21,5 285* 1575 йская 7 - Зап 1582- 1576 Красноарме 1605 1577 1,3 12,3 19,6 22 20,5 257* 1579 йская 1 С- 1014- 1002, 1040 1004 1,2 17,9 19,8 - - 112* Гривенская 1010 - * На 01.03.06 г. эффект продолжался.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2006 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2006, с.53-56.

Журнал Интервал. Передовые нефтегазовые технологии, № 6 (89), 2006 г.

ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ МАТЕРИАЛА АКОР-БН 102 НА ЗЛОДАРЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ Алонов А.А., Бобриков С.В. (КамНИИКИГС) Большинство месторождений Пермского края вступили в позднюю стадию разработки, для которой характерна высокая степень обводнённости продукции, связанная с заколонными перетоками, подтягиванием подошвенных вод и прорывами вод по наиболее высокопроницаемым либо недонасыщенным пропласткам.

К таким месторождениям можно отнести и Злодаревское месторождение нефти, расположенное в южной части Верхнекамской впадины. Продуктивные горизонты залегают на глубинах 1050 – 1550 м. и сложены карбонатными (известняки и доломиты) и терригенными (аргиллиты, алевролиты и песчаники) породами. Эффективная мощность пластов 2 – 3,5 м. Пористость (по скв. 310 для каширских и бобриковских отложений) 10 – 20%, проницаемость – 0,33 мкм2, пластовая температура 23,5 – 27 °С, текущее пластовое давление 8,5 мПа, парафинистость 3,3 – 3,5%.

В связи со значительной обводненностью продукции (см. табл. 1,2) поиск новых химических реагентов и технологических решений для ремонтно-изоляционных работ (РИР) и модернизация старых приобретают все большую актуальность.

Основными требованиями, которые могут быть предъявлены к реагентам, для обеспечения положительного эффекта РИР могут быть следующие:

однокомпанентность;

селективность отверждения;

селективность проникновения в обводненные интервалы пласта;

полнота отверждения;

регулируемость времени отверждения;

независимость отверждения от минерализации и типа воды;

гомогенность;

высокая адгезия к породе;

способность образовывать водонаполненные композиции;

низкая температура замерзания базового материала;

низкая стоимость;

длительный срок хранения и др.

В соответствие с этими требованиями значительный интерес представляют кремнийорганические соединения, составы, на основе которых обладают свойствами, позволяющими применять их для водоизоляции в широком диапазоне геолого-физических условий, обеспечивая высокую надежность работ при условии адаптации технологии для воздействия на конкретный объект.

Для применения в условиях Злодаревского месторождения был выбран алкоксикремнийорганический материал АКОР БН-102, разработанный ООО «НПФ «Нитпо».

С целью уточнения его физических характеристик и технологических параметров закачки были проведены следующие серии лабораторных экспериментов:

1. Изучение влияния температуры окружающей среды на время гелеобразования, потери текучести и отверждения состава;

2. Исследование действия кислот на жидкие и застекловавшиеся материалы АКОР БН 102;

3. Изучение влияния минерализации воды на время и полноту отверждения состава, прочность и усадку получившегося камня;

4. Исследование адгезии к породе;

5. Определение способности реагента образовывать водонаполненные композиции.

В результате опытных работ по выяснению влияния температуры на время отверждения состава было определено, что понижение температуры, например с 40 до 20 С увеличивает время гелеобразования более чем на 3 часа.

При проверке кислотоупорности было установлено, что все основные кислоты, применяемые при работах на скважине (соляная, уксусная) и их смеси, существенного влияния на прочность образовавшегося камня не оказывают, в то время как добавка растворов кислот при приготовлении материала приводит к уменьшению времени отверждения состава.

Изучение возможности использования максимально водонаполненных композиций показало, что оптимальное соотношение исходного реагента и воды, при пластовых температурах, характерных для Пермского Прикамья и воды, используемой при заводнении на Злодаревском месторождении, равно 1 : 3.

Остальные серии экспериментов дали удовлетворительные результаты:

адгезия материала и к карбонатным и к терригенным образцам сравнима с прочностью отвержденного состава;

составы АКОР БН способны также консолидировать частицы породы, что играет значительную роль в слабосцементированных коллекторах;

при использовании в качестве соотвердителей кислот определенное значение приобретает минерализация используемой воды, что приводит к необходимости контрольного определения продолжительности гелеобразования;

отрицательное влияние на время отверждения может оказать присутствие в воде углеводородов.

Основываясь на лабораторных испытаниях состава АКОР-БН 102 и рекомендациях разработчика реагента ООО «НПФ «Нитпо», на Злодаревском месторождении были проведены опытные работы на скв. №№ 208, 310.

В скв. 208 РИР проводились по следующей схеме: закачка водонаполненного состава АКОР-БН, в объеме 4 м3, закачка буферной жидкости – 6м3. Результаты РИР представлены в таблице 1.

В скв. 310 закачка водонаполненного состава АКОР-БН проводилась по такой схеме:

3м АКОР + 2м3 воды + 3м3 АКОР + продавка 6м3 воды. Лабораторные эксперименты показали, что закачка кислот, кроме прямого эффекта и очистки призабойной зоны пласта позволяет ускорить начало стеклования тампонажного состава, поэтому в скв. 310 после РИР проводилась обработка призабойной зоны.

Результаты РИР в скв. 310 представлены в таблице 2.

С целью выравнивание профиля приемистости в нагнетательной скважине были проведены изоляционные работы. Закачка водонаполненного состава АКОР-БН проводилась по вышеописанной схеме. Результаты РИР в нагнетательной скв. 304 представлены в таблице 3.

Таким образом, применение тампонажного материала АКОР-БН 102 по адаптированной технологической схеме не только позволяет существенно снизить количество воды в добываемой продукции и надежно изолировать обводнившиеся пласты, либо наиболее высокопроницаемые пропластки в нагнетательных скважинах, но и добиться повышения нефтеотдачи.

Табл. скв. Отложения C1tl+bb Тип коллектора Терриг. Дебит нефти до РИР, т 2, Мощность, м Обводненность до РИР, % 2,0 52, Тип обводнения подошвенное Дебит нефти после РИР, т 3, Объем закачки, м Обводненность после РИР, % 4,0 27, Продолжительность эффекта 7 мес.

Табл. скв. Отложения C1v Тип коллектора Карб. Дебит нефти до РИР, т 1, Мощность, м Обводненность до РИР, % 3.3 80, Тип обводнения подошвенное Дебит нефти после РИР, т 2, Объем закачки, м Обводненность после РИР, % 6,0 39, Продолжительность эффекта 5 мес., продолжается Табл. скв. 304 (нагнетательная) Вид работ: Выравнивание профиля приемистости Приемистость до РИР, м3/с Отложения: C1v Давление закачки до РИР, мПа Приемистость после РИР, м3/с Тип коллектора: Карб. Давление закачки после РИР, мПа Продолжительность эффекта Продолжается Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2006 г. / ООО «Научно производственная фирма «Нитпо», Всероссийская ассоциация Некоммерческое партнерство «Конференция независимых буровых и сервисных подрядчиков» АСБУР.

– Краснодар: ООО «Научно-производственная фирма «Нитпо», 2006, с.128-130.

Журнал Интервал. Передовые нефтегазовые технологии, № 6 (89), 2006 г.

ИЗОЛЯЦИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ ПЛАСТОВЫХ ВОД В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО ВЫСОКИХ ДАВЛЕНИЙ И ВЫСОКИХ ТЕМПЕРАТУР ПРИ ВВОДЕ СКВАЖИН ИЗ БУРЕНИЯ, НА ПРИМЕРЕ СКВАЖИН ЗАПАДНО-МОРОЗОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО “РОСНЕФТЬ-КРАСНОДАРНЕФТЕГАЗ” А.М. Строганов, В.М. Строганов, А.В. Сахань (ООО “НПФ “Нитпо”) Г.Г. Гилаев, В.П. Потапкин (ОАО “Роснефть-Краснодарнефтегаз”) Большинство месторождений Краснодарского края находится на завершающей стадии разработки. Перспективы стабилизации и увеличения добычи нефти связаны с доразведкой эксплуатируемых объектов, интенсификацией притока в скважинах, подключением в разработку невыработанных пластов. Наряду с этим в крае продолжается ввод в разработку новых месторождений, одним из которых является Западно-Морозовское.

Оно входит в состав Сладковско-Морозовского нефтегазоносного региона, открытого в конце 1996 г.

Особенность геологического строения месторождения – аномально высокие давления продуктивного и расположенного ниже водоносного пластов. Продуктивный пласт находится на глубине 3000 м, имеет среднее пластовое давление 41,0-46,0 МПа. Он отделен от нижележащего водоносного пласта глинистой перемычкой мощностью 20 м. Пластовое давление водоносного горизонта – порядка 58,0 МПа. Пласты, обладающие емкостно фильтрационными свойствами, имеют алевро-песчаный состав. Средняя проницаемость продуктивного пласта – 95,33 мД, коэффициент пористости – 25,6 %, пластовая температура – 124 0С.

При выводе скважин в разработку из бурения столкнулись с проблемой обводнения продукции. В ряде случаев вода по заколонному перетоку поступала из нижележащего водоносного пласта. На двух скважинах Западно-Морозовского месторождения в декабре 2003 г. и августе 2004 г. произведены ремонтно-изоляционные работы (РИР) составом АКОР БН 102, разработанным специалистами НПФ “Нитпо” с целью изоляции водопритока.

В декабре составом на основе АКОР БН проведена селективная изоляция притока воды на скважине №1 Западно-Морозовского месторождения ОАО “Роснефть-Краснодарнефтегаз”.

Геолого-физические условия данной скважины: глубина залегания продуктивного пласта – 3000 м, эффективная мощность – 4,3 м, пластовая температура – 124 0С, пластовое давление – 460 атм.;

глубина залегания водоносного пласта – 3020 м, пластовое давление – 567 атм. Между пластами расположен низкопроницаемый глинистый пропласток мощностью 20 м.

Первым стволом скважины был пробурен нижележащий водоносный пласт. После добычи порядка 40 тыс. т нефти, скважина обводнилась. Решили пробурить второй ствол скважины, но ошиблись в расчетах и также захватили бурением кровлю водоносного горизонта. При проведении ремонтных работ произошел обрыв нижних труб НКТ, и ствол, как и первый, решили ликвидировать. Расстояние от третьего ствола на глубине продуктивного пласта до второго 4-5 м и 180 м – до первого, глубина забоя – 3009 м.

При освоении была получена нефть, но через две недели, скважина резко обводнилась. Проведенные гидродинамические исследования показали, что приток воды происходит через интервал перфорации. Пластовое давление, измеренное в остановленной скважине на глубине 2958 м, составило 564,8 атм. Резкий прорыв воды предположительно произошел через рядом пробуренный (4–5 м) второй ствол из нижележащего (20 м) водоносного пласта. Приняли решение о проведении РИР водоизоляционным составом на основе материала АКОР БН 102. Закачку состава проводили через существующий интервал перфорации. Схема работы скважины до и после обработки представлена на рис. 1.

Рисунок 1 – Работа скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения до и после проведения РИР Показатели работы скважины после обработки представлены в табл. 1 и на рис. 2.

Таблица 1 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР Дебит, т/с добыча газа, газовый фактор, Месяц % воды м3/сут, м3/т нефть воды жидк.

январь 7,0 31,0 38,0 80,8 6323 февраль 18,0 7,3 25,3 29,0 10209 март 22,0 2,1 24,1 8,8 12493 апрель 23,0 1,7 24,7 6,7 13933 май 12,0 1,5 13,5 11,2 12935 июнь 47,0 4,3 51,3 8,3 34243 июль 57,0 1,4 58,4 2,4 54806 август 56,0 2,5 58,5 4,3 56774 сентябрь 53,0 2,0 55,0 3,4 62067 1238, октябрь 52,0 2,0 54,0 3,5 61419 ноябрь 66,0 2,0 68,0 2,7 74540 декабрь 64,0 0,9 64,9 0,8 79097 2005 год январь 64,0 1,61 65,61 1,8 81161 февраль 71,0 2,11 73,11 2,8 81335 март 64,0 1,77 65,77 2,4 75258 апрель 57,0 2,27 59,27 3,7 75333 Всего 22217 т 2399310 м Эффект продолжается.

Рисунок 2 – Показатели работы скважины № 1 Западно-Морозовского месторождения в году после проведения РИР составом АКОР БН Резкое увеличение дебита нефти в июне произошло вследствие смены штуцера с 2,5'' на 4,8'', как видно, при такой депрессии дебит воды не увеличился.

Аналогичные геологические условия отмечены и на скважине № 8. Эта скважина вышла из бурения в июле 2004 г. При испытании через штуцер в 6'' была получена вода с дебитом 345,6 м3/сут. По забойному давлению: предположительно заколонный переток из нижележащего пласта. РИР в августе 2004 г. проводили материалом АКОР БН с докреплением цементом по технологической схеме, предложенной специалистами ООО НПФ “Нитпо” и ОАО “Роснефть-Краснодарнефтегаз”. Схема проведения РИР представлена на рис. 3.

а) скважина до РИР;

б) скважина во время РИР;

в) скважина после РИР Рисунок 3 – РИР на скважине № 8 Западно-Морозовского месторождения Было принято решение об установке цементного моста в зоне перфорации продуктивного пласта, его разбуривании, простреле специальных отверстий напротив водоносных интервалов. Закачка водоизолирующей композиции АКОР БН 102 для создания водонепроницаемого экрана проводилась через специальные отверстия с последующим докреплением цементным раствором.

После перестрела старого интервала перфорации и освоения параметры работы скважины показали, что переток воды снизу ликвидирован. Результаты работы скважины после РИР представлены в табл. 2 и на рис. 4.

Таблица 2 – Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения после проведения РИР Дебит, т/с добыча газа, газовый фактор, Месяц % воды м3/сут, м3/т нефть воды жидк.

август 41,0 0,8 41,8 2,0 34590 сентябрь 73,0 0,0 73,0 0,6 69292 октябрь 71,0 1,0 72,0 1,4 71226 ноябрь 80,0 2,0 82,0 2,2 84600 декабрь 83,0 1,0 84,0 1.2 92419 год январь 81,2 1,1 82,3 1,2 94433 февраль 79,4 1,7 81,1 1,2 93357 март 85,0 2,3 87,3 2,7 89240 апрель 77,0 1,7 78,7 2,1 95199 Всего 20094 т 2126310 м Эффект продолжается.

100 90 80 70 Обводненность, % 60 Дебит, т/сут.

50 40 30 20 10 0 август сентябрь октябрь ноябрь декабрь январь февраль март апрель Дата замера Дебит нефти Дебит воды Дебит жидкости Обводненность Рисунок 4 – Показатели работы скважины № 8 Западно-Морозовского месторождения в году после проведения РИР составом АКОР БН Выводы Предупреждающие обработки водоносных пластов (установка водоизоляционных 1.

экранов) в схожих геологических условиях (наличие водоносного пропластка отделенного от продуктивного слабопроницаемой перемычкой) позволят практически полностью предотвратить преждевременное обводнение продукции скважины.

Селективные водоизолирующие материалы группы АКОР БН могут быть 2.

рекомендованы для проведения РИР в сложных геологических условиях (высокая температура призабойной зоны – 124 0С, высокое пластовое давление – до 60,0 МПа).

Составы на их основе обеспечивают создание достаточных блок-экранов для изоляции притока воды в данных геологических условиях.

Статья опубликована в:

Журнал Бурение и нефть, № 6, 2005 г.

ЭФФЕКТИВНОСТЬ НОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА, ОПРОБОВАННЫХ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ РУП “ПО “БЕЛОРУСНЕФТЬ” В 2002-2003 Г.Г.

В.В. Пирожков, В.Г. Пысенков, И.В. Лымарь, Е.В. Агеенко, Н.А. Демяненко (БелНИПИнефть) В.М. Строганов, А.М. Строганов (ООО “НПФ “Нитпо”) Вступление крупных месторождений нефти Республики Беларусь в позднюю стадию разработки связано со значительной выработанностью активных запасов, приуроченных к высокопродуктивным пластам, высокой обводненностью добываемой продукции, увеличением доли трудноосваиваемых запасов. Это предопределяет снижение объемов добычи нефти и значительное увеличение добычи воды. 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.

Сложные горно-геологические условия залегания, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов-коллекторов, жесткие условия по физико-химическим свойствам пластовых вод ограничивают возможности эффективного применения многих известных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Основными ГТМ, направленными на поддержание планируемых уровней добычи нефти на месторождениях РУП “ПО “Белоруснефть”, являются физико-химические методы воздействия на пласт и призабойную зону по ограничению водопритока и изоляции обводненных интервалов и пропластков.

Работы по ограничению водопритока включают:

переходы на вышележащие интервалы;

изоляцию притока пластовых вод в пределах существующего интервала перфорации;

ликвидацию заколонных перетоков.

В настоящее время наиболее эффективны работы по переходу на вышележащие интервалы. Поэтому последние годы в результате массового проведения таких работ на крупных залежах межсолевого комплекса Ю-Сосновского, Ю-Осташковичского, Осташковичского, Дубровского, Березинского месторождений, дающих основную добычу, выключены из работы значительные мощности работающих интервалов. Мощности интервалов, перспективных для подключения в эксплуатацию, уменьшаются.

В ближайшие годы в связи с вышесказанным количество РИР по переходу на вышележащие интервалы будет уменьшаться. Это повлечет за собой увеличение количества работ в интервале перфорации, по отсечению обводнившихся интервалов и селективной изоляции, которые дают меньшую успешность и технологический эффект при использовании имеющихся в настоящее время водоизоляционных составов и технологий (по сравнению с переходами).

Работы в интервале перфорации сопряжены с определенными трудностями как объективного (природного), так и технологического характера. Высокая фильтрационная неоднородность пластов-коллекторов как по мощности так и по площади пласта, отсутствие или наличие маломощных перемычек, отсутствие достоверной информации о характере водопритока, наличии заколонных перетоков, необходимость уменьшения приемистости поглощающих пластов-коллекторов неизбежно приводят к усложнению работ, увеличению затрат на их производство, уменьшению успешности и длительности полученного эффекта.

Другим направлением ограничения водопритока в добывающих скважинах является воздействие на пласт со стороны нагнетательных скважин для перераспределения фильтрационных потоков и ограничение движения воды по высокопроницаемым зонам. При этом в нагнетательные скважины закачивают потокоотклоняющие составы с повышенной вязкостью и напряжением сдвига.

Для обеспечения высокой эффективности работ по ограничению водопритока и поддержания планируемых уровней добычи нефти на месторождениях РУП “ПО “Белоруснефть” необходимо вести поиск и активно внедрять новые составы и технологии.

В 2002 – 2003 г.г. были проведены лабораторные исследования и опытно промысловые работы по отработке технологий ограничения водопритока с применением реагентов АКОР БН-102, Полисил–ДФ и “РИТИН-10”.

АКОР БН- Кремнийорганические тампонажные материалы группы АКОР БН предназначены для выполнения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с температурами от 10 до 300 0С.

Материалы группы АКОР БН представляют собой жидкости от желто-коричневого до темно-коричневого цвета с температурой замерзания ниже минус 50 0С и динамической вязкостью 1-30 мПа·с (при 20 0С). В присутствии воды гидролизуются с образованием жидких водорастворимых продуктов, которые затем отверждаются (гелируются).

Предварительно, перед проведением опытно-промысловых работ, были выполнены лабораторные исследования реагента АКОР БН-102, по результатам которых сделаны следующие выводы:

- АКОР БН-102, по сравнению с ранее исследованным реагентом АКОР Б-100, обладает рядом преимуществ: лучшей совместимостью с водой, водными растворами солей и полимеров и практически не образует осадка при смешивании с водой;

- растворы АКОР БН-102 легко проникают в пористые среды (значения вязкости до 5 мПас) (рисунок 1);

- период гелеобразования растворов АКОР уменьшается с ростом минерализации воды затворения, концентрации раствора и температуры, что позволяет подбирать необходимую рабочую концентрацию реагента для условий конкретной скважины (рисунок 2);

- качество образующегося тампонирующего материала зависит от концентрации реагента и вида воды затворения. Так, по мере увеличения минерализации воды плотность гелеобразного материала увеличивается;

с уменьшением концентрации АКОР БН-102 в растворах плотность материала снижается;

- результаты испытаний (таблица 1), целью которых было изучение влияния карбонатной породы на время гелеобразования и рН растворов, свидетельствуют о том, что присутствие карбонатной породы ускоряет процесс гелеобразования.

Опытно-промысловые испытания технологии ограничения водопритока с реагентом АКОР выполнялись с ноября 2002 г. по декабрь 2003 г. Всего по состоянию на 01.03.2004 г проведено 12 скважино-операций. Успешность работ – 73 %. Дополнительная добыча нефти составила 11597 тонн или 1054 тонны на 1 выполненную и 1450 тонн на 1 успешную скважино-операцию.

Работы проводились по следующим технологическим схемам:

Отсечение обводненных интервалов – 7 скважино-операций: скв. 36, 37 Дубровского, скв. 100s2 Осташковичского, скв. 34 Малодушинского, скв. 112 Вишанского, скв. Давыдовского и скв. 67 Барсуковского месторождений.

Работы, выполненные в скв. 36 (21.03.2003 г.), скв. 37 (24.12.2002 г.) Дубровского, скв. 112 Вишанского (6.11-16.12.2003 г.) и скв. 34 Давыдовского (13.11-18.12.2003 г.) месторождений, эффективны.

Основной Основной Динамическая вязкость, мПа*с Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной разв.1:3, разв.1:3, разв.1:5, разв.1:5, разв.1:8, разв.1:8, т-ра-20оС т-ра-60оС т-ра-20оС т-ра-60оС т-ра-20оС т-ра-60оС пл.воды затв.-1,0г/см3 пл.воды затв.-1,1г/см3 пл.воды затв.-1,15г/см Рисунок 1 – Зависимость динамической вязкости растворов АКОР БН- от плотности воды затворения и температуры Время гелеобразования, час.

Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной разв.1:3, т- разв.1:3, т- разв.1:3, т- разв.1:5, т- разв.1:5, т- разв.1:5, т- разв.1:8, т- разв.1:8, т- разв.1:8, т ра-60оС ра-75оС ра-85оС ра-60оС ра-75оС ра-85оС ра-60оС ра-75оС ра-85оС пл.воды затв.-1,0г/(см)^3 пл.воды затв.-1,1г/(см)^ пл.воды затв.-1,15г/(см)^ Рисунок 2 – Зависимость времени гелеобразования составов на основе АКОР БН- от плотности воды затворения и температуры Таблица 1 – Физико-химические параметры составов на основе АКОР БН- Время гелеобразования рН составов, ед.

Плотность воды без добавления 10 % без затворения, мрамора мрамора 10 % добавления кг/м3 мрамора исходный после нач. после нач.

мрамора раствор гелеобр-ия гелеобр-ия 1 час.

40 мин.

998 2,0 2,5 2, 05 мин.

50 мин. 40 мин.

1150 1,5 2,5 2, Дополнительно за счет проведенных мероприятий добыто 6081 тонна нефти. Прирост дебита нефти по скважинам составил от 2,6 до 10,2 т/сут. Текущая обводненность добываемой продукции составляет от 16 до 62 %. Перед проведением работ обводненность составила 95-98 %. Эффект продолжается.

Работы, проведенные в скв. 100s2 Осташковичского месторождения, не эффективны из-за нарушения технологии. Отсутствие эффекта по скв. 34 Малодушинского месторождения связано с геологическими причинами – полным обводнением изолируемого пласта.

Скв. 67 Барсуковского месторождения после ремонта запущена фонтанным способом эксплуатации и из-за низкого пластового давления находится в бездействии. Оценить эффективность проведенных работ на момент подготовки данного материала не представляется возможным.

Перевод на вышележащий интервал проведен в скв. 43 Дубровского месторождения (16.07.2003 г.). Дополнительно добыто 124 тонны нефти. Прирост дебита нефти составил 1,64 т/сут.

Перевод на вышележащий горизонт проведен на скв. 9135 Тишковского месторождения (18.06.2003 г.). Работы эффективны. Дополнительно добыто 2376 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 9,3 т/сут. Добываемая продукция безводная.

Перевод на вышележащий горизонт с ликвидацией заколонных перетоков проведен на скв. 39 s2 Вишанского месторождения (24.09.2003 г.). Работы эффективны. Дополнительно добыто 1767 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 4,5 т/сут. Добываемая продукция безводная.

Ликвидация заколонных перетоков – 2 скважино-операции: скв. 30s Осташковичского (24.07.2003 г.) и скв. 141s2 Ю-Сосновского (29.10.2003 г.) месторождений.

По скв. 30 s2 Осташковичского месторождения дополнительно добыто 1120 тонн нефти.

Прирост дебита нефти составил 5,3 т/сут, обводненность – 85 % (до ремонта – 97,4 %).

Скв. 141s2 Ю-Сосновского месторождения запущена в эксплуатацию 11.11.2003 года.

Дополнительная добыча составила 129 тонн нефти. Прирост дебита нефти составил 1, т/сут, обводненность – 63,3 % (до ремонта – 99,1 %).

Следует отметить, что объем обработки скважин раствором АКОР БН-102 составлял от 6 до 18 м3, расход товарного реагента при производстве вышеуказанных 11 ремонтов составил 25,38 тонн. Стоимость работ по скважинам варьирует от 58407 $ CША до 133001 $ CША. Средняя стоимость 1 ремонта – 106355 $ США. Необходимо отметить тот факт, что стоимость реагента АКОР БН-102 составила 4 % от общих затрат. На сегодняшний день затраты окупились по четырем скважинам: скв. 37 (172,5 %), скв. 36 (122,7 %) Дубровского, скв. 9135 Тишковского (521,1 %), скв. 39 Вишанского (117,9 %) месторождений. По скв. 30s Осташковичского месторождения затраты окупятся во втором полугодии 2004 года. В целом окупаемость затрат составила 54,7 %. В целом затраты окупятся в конце 2004 г.

Высокие структурно-механические свойства образующихся гелей, технологичность и возможность регулирования реологических свойств составов, позволяют считать реагент АКОР БН-102 высокоперспективным при производстве РИР. Кроме того, свойство растворов АКОР БН-102 мгновенно гелировать в щелочной среде позволит в перспективе внедрить новые технологии при проведении работ в поглощающих скважинах, которые значительно сократят расход химреагентов, продолжительность и стоимость ремонтов.

Проведенный анализ показал высокую эффективность работ с применением реагента АКОР БН-102.

Полисил–ДФ Инвертная эмульсия на основе реагента “Полисил-ДФ” применяется для селективной изоляции обводненных пропластков. Получается путем смешения суспензии Полисила-ДФ в углеводородной фазе и водной фазы в соотношении от 1/1 до 1/3.

Выполненные модельные исследования на нефтенасыщенном и водонасыщенном образцах керна показали что, реагент не обладает селективностью и частично выносится, т.е.

тампонирующие свойства реагента основаны на механической закупорке каналов фильтрации.

В течение 2003 г. по селективной водоизоляции с применением инвертной эмульсии на основе “Полисил-ДФ” выполнено 7 скважино-операций. Суммарная дополнительная добыча нефти по состоянию на 01.03.2004 г. составила 845 тонн, на 1 выполненную скважино-операцию это составляет 120,7 тонн, на 1 успешную – 211,3 тонн. Объемы обработки скважин инвертной эмульсией изменялись от 30 до 60 м 3. Средний расход на скважино-операцию – 44,6 м3. Удельный расход – 2,1 м3/п.м.

Объектами селективной изоляции являлись подсолевые залежи (семилукский и воронежский горизонты) в скв. 91 Озерщинского, скв. 34 Малодушинского, скв. Вишанского, скв. 9002 Мармовичского, скв. 78 Давыдовского месторождения и скв. Тишковского месторождений и межсолевая залежь Дубровского месторождения – скв. 43.

Работы включали в себя: проведение ПГИ по определению принимающих интервалов и наличию заколонных перетоков, закачку раствора инвертной эмульсии “Полисил-ДФ”, спуск насосного оборудования и запуск скважин в эксплуатацию.

Стоимость ремонтов с использованием инвертной эмульсии “Полисил-ДФ” колеблется в пределах 27121-69365 $ США. Средняя стоимость 1 ремонта – 40064 $ США.

Затраты окупятся только по скв. 91 Озерщинского месторождения в марте 2004 г.

Общая окупаемость на 01.03.2004 г. составляет 19,2 %. Удельный объем затрат на инвертную эмульсию в общей стоимости ремонтов составил в среднем 19 %.

Низкая эффективность работ обусловлена:

- недостаточно высокими структурно-механическими свойствами инвертной эмульсии;

- выполнением работ по схеме без подкрепления основного реагента (инвертной эмульсии “Полисил-ДФ”) тампонажным материалом, имеющим более высокие структурно-механические свойства;

- недонасыщением по ряду объектов интервалов перфорации инвертной эмульсией;

- отсутствием необходимой промыслово-геофизической информации о текущих свойствах изолируемых пластов (характере насыщения их по разрезу и продуктивных характеристиках).

В связи с весьма низкой эффективностью работ по селективному ограничению водопритока инвертной эмульсией на основе “Полисил-ДФ” дальнейшее продолжение их в условиях нефтяных месторождений РУП “ПО “Белоруснефть” было признано нецелесообразным. В то же время необходимо отметить сравнительно небольшую стоимость ремонтов (при высокой стоимости самой суспензии “Полисил-ДФ” составляющей 19 % от стоимости работ) и, следовательно, потенциально высокую окупаемость работ. Это обусловлено относительной простотой технологии селективной изоляции (отсутствие многих технологических операций, сопровождающих проведение ремонтов по другим технологиям таких, как: установка цементных мостов, ОЗЦ, бурение, перевскрытие и т.п.), и свидетельствует о перспективности селективной изоляции, но с применением других составов и химреагентов, активный поиск и внедрение которых необходимо продолжить.

РИТИН- Реагент “РИТИН-10” – это особым образом обработанный полиакриламид, представляющий собой белый мелкозернистый или порошкообразный полимерный материал. Полимерно-гелевую систему (ПГС) на основе “РИТИН-10” получают путем затворения реагента на пресной воде.

Согласно данным разработчика (ЗАО “РИТЭК”), при попадании в пласт ПГС “РИТИН-10” создает дополнительное сопротивление. В результате нагнетаемая впоследствии вода перераспределяется в менее проницаемые интервалы. Это приводит к выравниванию фронта заводнения, что способствует вовлечению в разработку ранее не дренируемых или слабодренируемых интервалов пласта и, как следствие, увеличению коэффициента нефтеизвлечения.

Предварительно были выполнены лабораторные и модельные исследования реагента “РИТИН-10”, по результатам которых были сделаны следующие выводы:

- при смешивании растворов реагента “РИТИН-10” с минерализованной водой снижается его вязкость (относительно раствора на дистиллированной воде) в зависимости от скорости сдвига в 3-35 раз (рисунок 3);

- модельные исследования, выполненные на двухслойной модели пласта (насыпная и естественный образец керна), свидетельствуют об эффективности реагента. Так, конечное снижение коэффициента проницаемости после закачки раствора РИТИН-10 по насыпной (высокопроницаемой) модели составило 93 %, а ее долевое участие в процессе фильтрации уменьшилось с 83,3 до 25,8 %;

- при проведении работ по увеличению охвата пластов заводнением высокая степень минерализации как пластовых, так и попутных вод может сильно снизить эффективность действия реагента.

Эффективная вязкость, мПа*с 0 100 200 300 400 500 600 Скорость сдвига, 1/с 0,35% Р ИТИН-10 на пл.воде (1,05) (20°C) 0,35% Р ИТИН-10 на пл.воде (1,1) (20°C) 0,35% Р ИТИН-10 на пл.воде (1,15) (20°C) 0,35% Р ИТИН-10 на пл.воде (1,2) (20°C) 0,35% Р ИТИН-10 на пл.воде (1,2) (70°C) 0,35% Р ИТИН-10 на дист. воде (1,0) (20°С) Рисунок 3 – Зависимость изменения эффективной вязкости реагента “РИТИН-10” от скорости сдвига Опытно-промысловые работы по увеличению охвата пластов заводнением с использованием реагента “РИТИН-10” были проведены на межсолевой залежи Южно Осташковичского месторождения путем закачки раствора этого реагента в две нагнетательные скважины: в скв. 109 выполнена закачка 13-18.05.2003 г. в объеме 907 м раствора “РИТИН-10” 0,4 % концентрации;

в скв. 161 закачали 19-21.05.2003 г. 600 м раствора “РИТИН-10” 0,6 % концентрации.

Эффективность отслеживалась по 18 добывающим скважинам. По пяти скважинам (скв. 134, 138, 183, 186 и 188) произошло незначительное кратковременное снижение обводненности продукции, дополнительная добыча по ним составила 734 тонн нефти.

Для оценки эффективности до проведения опытно-промысловых работ в августе сентябре 2002 г. и после – в июне 2003 г. выполнены работы по трассированию фильтрационных потоков путем закачки химических индикаторов в нагнетательные скв. 109, 132, 161. Сопоставление полученных результатов позволило установить, что работы по охвату пластов заводнением технологически эффективны, так как в результате закачки раствора РИТИН-10 в процессы фильтрации были вовлечены новые низкопроницаемые каналы, общий объем которых увеличился в среднем в 4 раза. Кроме того, изменились скорости движения фильтрационных потоков, а основные объемы воды от нагнетательных к добывающим скважинам стали поступать по системе фильтрационных каналов с проницаемостью 0,004-0,012 мкм2, в то время как по результатам первого трассирования фильтрационных потоков основной объем закачиваемой воды поступал через систему каналов с проницаемостью 0,012-0,1 мкм2.

Низкая эффективность опытно-промысловых работ может быть объяснена следующими причинами:

частичной деструкцией ПГС “РИТИН-10” в результате контакта с высокоминерализованными пластовой и попутными водами;

удаленностью фронта нагнетания воды от зоны отбора жидкости добывающими скважинами.

Выводы:

Анализ выполненных промысловых работ показал, что перед проведением опытно 1.

промысловых работ необходимо проводить всесторонние лабораторные и модельные исследования на предмет целесообразности применения реагентов в условиях нефтяных залежей РУП “ПО “Белоруснефть”.

Из трех новых опробованных технологий только реагент АКОР БН-102 показал свою 2.

высокую эффективность при производстве водоизоляционных работ и был рекомендован к широкомасштабному внедрению на обводненных залежах РУП “ПО “Белоруснефть”.

Улучшение реологических свойств реагента “РИТИН-10” при контакте с 3.

высокоминерализованными пластовыми и попутными водами позволит значительно повысить эффективность работ с его применением.

Необходимо продолжить поиск и внедрение новых технологий и селективных 4.

составов, потребность в которых возрастает.

Статья опубликована в:

Поиск и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: Сб. науч. трудов – Выпуск 5 часть 2 – Гомель: БелНИПИнефть, 2004. – С. 73- ОБОБЩЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ И ИССЛЕДОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ ПРИМЕНИМОСТИ ТЕХНОЛОГИЙ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ А.Н. Куликов, А.Г. Телин, Т.А. Исмагилов (ОАО “ЮНГ НТЦ Уфа”) В.М. Строганов, А.М. Строганов (ООО “НПФ “Нитпо”) Массовое применение рядом российских нефтяных компаний технологий ускоренной разработки залежей нефти, связанная с этим тенденция ухудшения структуры фонда скважин, а также естественные тенденции ухудшения структуры остаточных запасов нефти и роста цены на нефть неизбежно ведут к повышению актуальности мероприятий по сохранению существующего фонда скважин путем изоляции водопритоков. В этом ключе могут быть полезными результаты обобщения накопленного практического опыта в этой области.

В период с 1985 по 1993 годы на месторождениях ОАО “Юганскнефтегаз” проводились работы по ограничению водопритоков в добывающих скважинах с использованием кремнийорганических состав серии АКОР 1. Ремонтно-изоляционными работами (РИР) были охвачены добывающие скважины 22 объектов разработки месторождений.

Месторождения Нефтеюганского региона характеризуются заметным разнообразием геологических и технологических условий. Это позволило провести факторный анализ эффективности селективной изоляции водопритоков с использованием кремнийорганических соединений и по его результатам выявить основные критерии применимости изоляционных работ в добывающих скважинах. Объективности результатов анализа способствовало то, что независимо от индивидуальных геолого-физических особенностей месторождений работы на них выполнялись по единой и простой технологической схеме.

В каждую обрабатываемую добывающую скважину закачивалось по 6-12 м3 рабочего состава, получаемого разбавлением реагента водой в соотношении 1:3. Расход реагента АКОР Б100 в товарной форме в большинстве случаев составил 1,5-3,0 м3 на скважино операцию. Состав продавливался в пласт жидкостью глушения, пластовой или технической водой, после чего скважина оставлялась в покое на 12-24 часов. Часть РИР выполнялись без подъема внутрискважинного оборудования. Простота данной технологии РИР является одним из основных преимуществ изоляционных материалов серии АКОР. При этом результаты проведенного анализа позволили наметить пути дальнейшего ее совершенствования.

Простота технологии и механизма действия также сделали возможным провести исследования зависимости эффективности изоляционных работ от геолого-технологических условий с использованием гидродинамической модели. Применение модели позволило выявить и продемонстрировать гидродинамический механизм выявленных в ходе анализа закономерностей. Таким образом, задача выявления критериев применимости изоляционных работ с использованием кремнийорганических соединений решалась сочетанием двух методов: факторного анализа эффективности промысловых работ и анализа результатов модельных исследований.

В ходе анализа оценены результаты 392-х РИР, выполненных в добывающих скважинах различных месторождений. Изоляционные работы считались эффективными в случае снижения обводненности продукции скважин ниже базового уровня. Расчеты базового уровня и технологического эффекта за счет РИР проводились согласно требованиям общеотраслевого руководства [2]. Осредненные результаты оценки эффективности работ на различных объектах и в целом по ОАО “Юганскнефтегаз” представлены в табл. 1.

Таблица 1 – Показатели эффективности сeлективной изоляции водопритоков с использованием составов АКОР на месторождениях ОАО “Юганскнефтегаз” прирост добычи дополнительная Относительный добыча нефти, Коэффициент эффективных успешности, Количество Количество обработок обработок Средняя Объект нефти, тыс.т д.ед.

д.ед.

Месторождение Ю1 1 1 1,000 0,580 68, Асомкинское БС10 6 5 0,833 1,073 22, АС5+6 1 1 1,000 2,360 18, БС Мамонтовское 1 1 1,000 7,070 18, БС10 4 1 0,250 5,048 0, БС5 11 9 0,818 0,924 10, БС6 40 17 0,425 3,651 20, Правдинское БС8 8 6 0,750 1,379 5, БС9 4 1 0,250 0,555 4, Приразломное БС4 1 1 1,000 0,030 1, АС11 18 6 0,333 0,474 10, Северо БС6 22 15 0,682 1,529 16, Салымское БС8 30 18 0,600 1,144 20, АС8 4 1 0,250 0,740 7, БС Солкинское 1 1 1,000 13,650 3, АС7 5 3 0,600 2,834 3, БС8 4 2 0,500 15,270 3, БС Тепловское 4 2 0,500 4,298 4, БС6 2 0 0,000 0,000 0, Усть-Балыкское БС10 64 35 0,547 3,520 5, Южно БС10 3 1 0,333 0,223 1, Балыкское Южно БС10 152 107 0,704 2,659 7, Сургутское Восточно БС11 6 5 0,833 1,073 22, Сургутское ВСЕГО по ОАО 392 239 0,610 2,650 11, “Юганскнефтегаз” Средняя успешность РИР составила 60.7 %, что для условий практически промышленного их внедрения является хорошим показателем. Средняя эффективность обработок составами АКОР на месторождениях ОАО “Юганскнефтегаз” составила 2.65 тыс.

т. дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию, или 4.346 тыс. тонн на одну успешную. Средняя длительность эффекта составила 18.5 месяцев.

Наибольшее количество обработок проведено на объекте БС10 Южно-Сургутского месторождения. Обработаны 152 скважины, из них успешно – 107. Коэффициент успешности составил 0.7, средняя дополнительная добыча нефти составила 2.66 тыс.т. на скважино-операцию, средний относительный прирост добычи нефти к базовой составил 7. раза. На рис. 1 (позиция а) представлены кривые эксплуатации обработанной скважины № 1143. Дата обработки на кривых отмечена стрелкой. Данный объект представлен двумя совместно разрабатываемыми пластами БС101 и БС102. Сравнительный анализ показал, что наиболее эффективны обработки скважин, эксплуатирующих верхний пласт БС101. Это объясняется худшими геологическими условиями нижнего пласта БС 102, который в основном представлен обширной водонефтяной зоной (ВНЗ).

На одноименном объекте БС10 Восточно-Сургутского месторождения обработаны скважин, из них успешно – 5. Коэффициент успешности составил 0,83, абсолютная величина среднего технологического эффекта составила 1.07 тыс. т. нефти на скважино-обработку, т.е.

меньше чем на Южно-Сургутском месторождении. Это объясняется сравнительно невысокими нефтенасыщенными толщинами и меньшей базовой добычей нефти. В тоже время, относительный прирост добычи нефти к базовой по Восточно-Сургутскому месторождению очень высок – 22.7 раз. Это объясняется лучшими по сравнению с Южно Сургутским месторождением геологическими условиями – более высоким структурным положением относительно ВНК. Данное объяснение подтверждается другой закономерностью – большинство эффективных обработок составами АКОР на Восточно Сургутском месторождении сосредоточены на северо-восточном куполе, имеющем наиболее высокое структурное положение. На рис. 1 (позиция б) представлены кривые эксплуатации обработанной скважины № 261.

Обводненность, % 100 Дебит нефти, т/сут 1 20 0 1986_ 1987_ 1988_ 1988_ 1989_ 1989_ 1990_ 1990_ 1991_ 1991_ 1992_ 1993_ 1993_ 1986_ 1987_ 1989_ 1991_ 1992_ Дата: год, месяц а) – cкв. № 1143 объекта БС-10 Южно-Сургутского месторождения 100 3, Обводненность, % Дебит нефти, т/сут 98 96 2, 94 92 1, 90 88 0, 86 1992_ 1992_ 1992_ 1992_ 1992_ 1992_ 1992_ 1992_ 1992_ 1993_ 1993_ 1993_ 1993_ 1993_ 1991_ 1991_ 1992_ 1993_ 1993_ Дата: год, месяц б) – cкв. № 261 объекта БС-10 Восточно-Сургутского месторождения Обводненность, % 100 Дебит нефти, т/сут 60 1 3 20 0 1987_ 1988_ 1989_ 1990_ 1991_ 1992_ 1993_ 1994_ 1995_ 1996_ 1997_ 1998_ 1999_ 2000_ 1986_ 1989_ 1992_ 1995_ 1998_ Дата: год, месяц в) – cкв. № 3277 объекта БС-10 Усть-Балыкского месторождения 100 Обводненность,% Дебит нефти, т/сут 40 20 0 1989_ 1989_ 1990_ 1990_ 1990_ 1991_ 1991_ 1991_ 1992_ 1992_ 1992_ 1989_ 1990_ 1991_ 1992_ Дата: год, месяц г) – cкв. № 488 объекта БС-6 Северо-Салымского месторождения Рисунок 1 – Кривые эксплуатации скважин месторождений ОАО “Юганскнефтегаз”, обработанных реагентом АКОР: 1 – обводненность продукции, 2 – базовая обводненность, – дебит нефти На объекте БС10 Усть-Балыкского месторождения обработаны 64 скважины, из них успешно – 35. При коэффициенте успешности 0.55, средний технологический эффект составил 3.5 тыс. т. нефти на одну скважино-операцию, а средний прирост добычи нефти к базовой – 5.4 раза. Кривые эксплуатации обработанной скважины № 3277 приведены на рис.

1 (позиция в).

На объекте БС6 Правдинского месторождения проведено 40 скважино-операций в добывающих скважинах, из них 17 эффективных. Коэффициент успешности составил всего 0.43, но средний технологический эффект относительно высок – 3.65 тыс.т. нефти на скважино-обработку. На объекте БС8 обработаны восемь скважин, из них шесть успешно.

Коэффициент успешности составил 0.75, средняя дополнительная добыча нефти – 1.38 тыс.

т. на скважино-обработку, обеспечившие 5-ти кратный прирост добычи нефти к базовой.

Много РИР выполнено на Северо-Салымском месторождении. На объекте БС обработаны 22 скважины, из них успешно – 15. Коэффициент успешности составил 0.68, средний технологический эффект – 1.53 тыс. т. дополнительно добытой нефти на скважино операцию, что обеспечило в среднем 16-ти кратный прирост добычи нефти к базовой. На рис. 1 (позиция г) представлены кривые эксплуатации обработанной скважины № данного объекта. На объекте БС8 того же месторождения выполнено 30 скважин-операций РИР, успешных – 18, коэффициент успешности составил 0.6. Средний удельный технологический эффект составил 1.14 тыс. т. дополнительно добытой нефти, что обеспечило в среднем 20-ти кратный прирост добычи к базовой.

Причиной невысокой успешности РИР на некоторых объектах воздействия является несоответствие геолого-технологических характеристик данных объектов выявленным критериям применимости рассматриваемой технологии изоляции водопритоков.

Безуспешные обработки 4-х скважин объекта БС10 Мамонтовского месторождения объясняются относительно невысоким уровнем расчлененности и проницаемостной неоднородности пласта, а также тем, что три из этих скважин расположены в первом ряду относительно нагнетательных. Это подтверждает важность указанных критериев.

Из трех обработок скважин объекта БС10 Южно-Балыкского месторождения лишь одна эффективная, что можно объяснить расположением всех обработанных скважин на ВНЗ. На Правдинском месторождении из четырех обработок на объекте БС 9 эффективная лишь одна, что также объясняется приконтурным расположением обработанных скважин. На Северо-Салымском месторождении из 18 обработанных скважин объекта АС11 эффект получен лишь по шести, что также объясняется преимущественно водоплавающим характером залежи.

Таким образом, результаты анализа показывают, что применявшаяся в ОАО “Юганскнефтегаз” технология ограничения водопритоков, использующая кремнийорганический состав АКОР-Б 100, наиболее эффективна для изоляции прорывов закачиваемых вод. В условиях проявления других источников обводнения скважин, целесообразно применять варианты технологических схем РИР с использованием кремнийорганических соединений АКОР-Б100 и АКОР БН 102, которые были разработаны позже [3, 4, 5, 6, 7, 8].

Проведенный факторный анализ позволил выявить зависимость степени снижения обводненности продукции в результате изоляции от степени послойной проницаемостной неоднородности продуктивного пласта. Для объекта БС10 Южно-Сургутского месторождения она проиллюстрирована на рис. 2 (позиция а). Степень неоднородности оценивалась соотношением значений средней проницаемости высокопроницаемой и низкопроницаемой частей разреза. Прямой характер зависимости объясняется тем, что с ростом проницаемостной неоднородности до значений около 20 увеличивается селективность изоляции, т.е. увеличивается доля тампонирующего состава, попадающего в водонасыщенную часть разреза. Выполаживание же данной кривой при высоких значениях неоднородности объясняется ростом проницаемости высокопроницаемой части разреза, снижающим эффективность изоляции, и снижением проницаемости низкопроницаемой части разреза, осложняющим вовлечение ее в разработку. Для условий более высокой послойной проницаемостной неоднородности, обычно встречающейся в низкопроницаемых коллекторах, рекомендуется совмещение изоляции водопритоков с последующей стимуляцией нефтенасыщенной части разреза.

45. 40. Снижение обводненности,% 35. 30. 25. 20. 15. 10. 5. 0. 0 20 40 60 80 Степень проницаемостной неоднородности, крат а) – зависимость величины снижения обводненности продукции в результате РИР от степени послойной проницаемостной неоднородности пласта (фактические данные по объекту БС-10 Южно-Сургутского месторождения) Снижение добычи воды, м 2 3 4 Степень проницаемостной неоднородности, крат.

б) – зависимость объема снижения добычи воды в течение двух лет после РИР от степени послойной проницаемостной неоднородности пласта (результаты модельных расчетов) Снижение добычи воды, м 0.768 0.92 0.962 0.984 0. Базовая обводненность, % в) – зависимость объема снижения добычи воды за два года после РИР от базовой обводненности продукции скважины (результаты модельных расчетов) Рисунок 2 – Зависимость эффективности изоляции вод от послойной проницаемостной неоднородности пласта и базовой обводненности продукции скважины В ходе анализа также отмечена тенденция увеличения эффективности РИР с ростом базовой обводненности продукции скважины на дату проведения.

Выявленные закономерности подтверждены результатами модельных исследований.

В качестве расчетной области был взят представленный на рис. 3 (позиция а) замкнутый элемент рядной смещенной системы разработки, включающий две скважины нагнетательного ряда и одну добывающую первого ряда отбора.

Свойства пластовой нефти и воды заданы соответствующими средним значениям по объекту БС10 Мамонтовского месторождения. Кривые относительных фазовых проницаемостей соответствуют гидрофильному характеру коллекторов, характерному для месторождений Западной Сибири. Анизотропия по проницаемости, согласно результатам исследований кернов, была принята на уровне 1 : 2.5, что позволяет моделировать опережение фронта вытеснения в подошвенной части пласта. Расчеты проводились при постоянных забойных давлениях, чем моделировались систематически проводящиеся оптимизации ГНО. Изоляция вод моделировалась отключением контакта добывающей скважины с отдельными наиболее обводненными пропластками. Технологический эффект от проведенной изоляции оценивался объемом снижения добычи воды и обводненности продукции скважины относительно базового варианта. Анализировалось влияние на эффективность изоляции закачиваемых вод следующих факторов:

расчлененность продуктивного пласта;

проницаемостная неоднородность продуктивного пласта;

базовая обводненность продукции скважины.

С целью выявления влияния первого фактора сравнивались расчетные кривые эксплуатации добывающей скважины в следующих трех случаях:


пласт представлен монолитом, состоящим из двух слитно залегающих пропластков одинаковой толщины со средними значениями проницаемости соответственно 83 и 320 мД;

пласт представлен теми же пропластками, разделенными выдержанной перемычкой;

пласт представлен теми же расчлененными пропластками, каждый из которых в свою очередь расчленен.

Во всех случаях нижний высокопроницаемый пропласток изолировался по достижению значения обводненности продукции скважины 98 %. Сравнение расчетных динамик добычи в трех описанных случаях позволяет отметить, что в случае расчлененного пласта эффективность изоляционных работ, качественно выше. Динамики же добычи для третьего случая не отличались от динамик для второго. Анализ результатов расчетов позволяет сделать вывод о том, что одним из условий эффективности изоляционных работ является расчлененность продуктивного разреза, количественно соответствующая числу разнопроницаемых пропластков. Этот критерий подтверждается низкой успешностью работ на относительно монолитном по строению объекте БС-10 Мамонтовского месторождения [9].

Кроме того, модельные расчеты показали, что изоляция вод в монолитных пластах может привести к потерям извлекаемых запасов в результате искусственно спровоцированного внутреннего конусообразования. На рис. 3 изображены варианты распределения текущей нефтенасыщенности в объеме элемента разработки в условиях монолитного пласта, состоящего из двух пропластков толщиной по 8 м и проницаемостью сверху вниз соответственно 100 и 500 мД. В позиции (а) представлено распределение насыщенности через 15 лет эксплуатации скважины после изоляции нижнего интервала, проведенной по достижению значения обводненности 90 %. В позиции (б) представлено распределение нефтенасыщенности на ту же дату по базовому варианту без изоляции.

Анализ этих материалов показывает, что изоляция нижнего обводненного пропластка в условиях монолитного пласта приводит к образованию в призабоной зоне (ПЗП) верхнего нефтенасыщенного пропластка конуса водонасыщенности. Закачиваемая вода при этом поступает к скважине по нижнему высокопроницаемому пропластку и отбирается через перфорационные отверстия верхнего интервала. Благодаря этому запасы нефти верхнего пропластка отбираются не эффективно и в нем образуются обширные тупиковые зоны. В базовом же варианте вода отбирается нижним интервалом, в результате чего в верхнем пропластке не образуется ни конуса водонасыщенности, ни тупиковых зон.

Нагнетательная Нагнетательная Добывающая Нефтенасыщенность д.ед. 0..

а) – распределение нефтенасыщенности на конец 15-го года разработки после изоляции нижнего обводненного пропластка Нагнетательная Нагнетательная Добывающая Нефтенасыщенность, д.ед. 0..

б) – распределение нефтенасыщенности на ту же дату по базовому варианту Давление P пл. Р Г Е P заб.

Л Ь Расстояние от скважины R в) – механизм внутреннего конусообразования в монолитном пласте в результате изоляции нижнего обводненного пропластка: 1 – распределение давления в ПЗП нижнего изолированного пропластка;

2 – распределение давления в ПЗП верхнего работающего пропластка после РИР Рисунок 3 – Отрицательное влияние изоляционных работ в условиях монолитного Механизм внутреннего конусообразования, проиллюстрирован на рис. 3 (позиция в).

Он заключается в том, что после изоляции нижнего водоносного интервала, пластовое давление в нем восстанавливается до начального, в то время как в ПЗП верхнего работающего пропластка в ходе эксплуатации сохраняется воронка депрессии. Разность давлений в ПЗП изолированного и ПЗП рабочего пропластков приводит к подъему воды из нижнего пропластка в верхний. Для данных условий в работах [10, 11] введено понятие предельного дебита конусообразования, соответствующего максимально допустимому вертикальному градиенту давления. При этом отмечается, что с экономической точки зрения эксплуатация скважин с предельным дебитом малоэффективна. С другой стороны искусственное увеличение максимально допустимого вертикального градиента путем закачки в подошвенную часть пласта изолирующих материалов требует создания экрана радиусом не менее 15 м, что с экономической точки зрения не всегда является эффективным мероприятием [12].

На наш взгляд более рациональным решением проблемы ограничения водопритоков в условиях монолитного пласта является ограничение поступления воды в скважину из высокопроницаемого пропластка с использованием материалов, создающих гидросопротивление в виде фильтра, выравнивающего фильтрационные свойства пропластков. Это позволит при заметном снижении притока воды из высокопроницаемого пропластка сохранить в нем воронку депрессии и предотвратить, таким образом, возникновение вертикального градиента давления в призабойной зоне пласта.

Как описано выше, важным критерием применимости технологий селективной изоляции водопритоков является проницаемостная неоднородность продуктивного разреза.

Для подтверждения этого критерия были проведены расчеты для пласта, состоящего из двух пропластков одинаковой толщины 8 м, разделенных перемычкой при различных соотношениях их проницаемостей сверху вниз:

проницаемости пропласков равны соответственно 133 и 266 мД;

проницаемости пропласков равны соответственно 100 и 300 мД;

проницаемости пропласков равны соответственно 80 и 320 мД;

проницаемости пропласков равны соответственно 66 и 333 мД.

Во всех анализируемых случаях средние фильтрационно-емкостные свойства пласта сохраняются одинаковыми. Сравнительный анализ расчетных динамик добычи показывает, что с увеличением проницаемостной неоднородности пласта значение снижения обводненности продукции и эффективность ограничения добычи воды в результате РИР увеличивается. На рис. 2 (позиция б) представлена полученная зависимость объема снижения добычи воды относительно базового варианта в течение четырех лет после изоляции от степени проницаемостной неоднородности пласта. Из рисунка видно, что с ростом неоднородности эффективность изоляции вод растет. Это подтверждает данные и выводы, полученные в ходе анализа фактических результатов применения составов АКОР на месторождениях ОАО “Юганскнефтегаз” (рис. 2, позиция а). Сравнение этих кривых позволяет заключить, что оптимальное значение проницаемостной неоднородности пласта для применения традиционных технологий селективной изоляции водопритоков лежит в области значений от пяти до двадцати.

К этому следует добавить вывод, сделанный отечественными и зарубежными авторами вывод [12, 13], о том, что успешности работ по изоляции водопритоков способствует тип продуктивного разреза, при котором наиболее проницаемые пропластки расположены в его нижней части. В этих условиях обводнение скважины происходит наиболее быстро при низкой выработке запасов, что ухудшает показатели разработки с одной стороны и увеличивает потенциал эффективности изоляционных работ с другой.

С помощью модели также была подтверждена зависимость эффективности изоляционных работ от базовой обводненности продукции скважины на дату обработки. В расчетах использовалась вышеописанная модель двукратно расчлененного пласта с 4-х кратной неоднородностью по проницаемости. Изоляция высокопроницаемого пропластка проводилась на моменты достижения значения обводненности продукции скважины соответственно 76.8 %, 92 %, 94.2 %, 98.4 % и 99 %. Зависимость объема снижения добычи воды относительно базового варианта в течение двух лет после проведения РИР от базовой обводненности, полученная по результатам расчетов представлена на рис. 3 (позиция в). Из нее видно, что с ростом базовой обводненности продукции эффективность мероприятия увеличивается. Поэтому для наиболее эффективного ограничения добычи попутной воды рекомендуется в первую очередь выбирать скважины с базовой обводненностью продукции выше 90 %. Вместе с тем, как показывает практика РИР составами АКОР, это не исключает возможности успешного и эффективного применения технологии селективной изоляции в скважинах и при меньшей базовой обводненности продукции [14].

Важным критерием эффективности работ по изоляции водопритоков является близость расположения обрабатываемой скважины относительно нагнетательной. Опыт показывает слабую эффективность обработок скважин первого ряда, что объясняется следующими причинами:

высокое пластовое давление в районе первого ряда обеспечивает быстрое восстановление давления в водонасыщеной части призабойной зоны пласта после остановки скважины и, соответственно, меньшее давление в нефтенасыщенной части, что уменьшает или полностью исключает селективность изоляции, так как закачиваемые изоляционные составы попадают при этом и в обводненные, и в нефтенасыщенные интервалы;

высокие скорости движения закачиваемых вод в районе скважин первого ряда препятствуют образованию равномерного радиального изоляционного экрана, как на стадии закачки изоляционного состава из-за разности давлений по направлению и против направления тока закачиваемых вод, так и во время отверждения состава из-за его сноса этими потоками;

в результате действия высокого пластового давления, характерного для скважин первого ряда, в ходе их эксплуатации возможен вынос отвержденных изоляционных материалов из ПЗП;

после изоляции в скважине первого ряда промытого высокопроницаемого пропластка в этом пропластке происходит перераспределение потоков закачиваемой воды, ведущее к быстрому ее прорыву к скважине второго ряда.

Действительно, если обводняющийся высокопроницаемый пропласток рассматривать как самостоятельный пласт, то его изоляция в скважине первого ряда фактически для него означает то же самое, что остановка этой скважины. Быстрый прорыв закачиваемой воды в скважины второго ряда после остановки скважин первого известен в практике и отмечен классиками отечественной науки [15]. Механизм этого отрицательного явления [16] заключается в том, что в районе остановленной (изолированной) скважины быстро восстанавливается пластовое давление, приводящее к резкому локальному увеличению градиента давления между скважинами первого и второго рядов. Это ведет к штыкообразному прорыву воды к скважине второго ряда.


На рис. 4 (позиция а) представлен элемент несмещенной рядной системы разработки, включающий одну нагнетательную скважину и три добывающие соответственно первого, второго и третьего рядов. Цветом отмечено распределение нефте-водонасыщенности по площади пласта (обводняющего пропластка) в момент прорыва воды в скважину второго ряда после остановки (изоляции) скважины первого. На рис. 4 (позиция б) представлены эпюры распределения градиента давления и водонасыщенности вдоль поперечного сечения, проведенного между скважинами первого и второго рядов (сечение II – II, позиция а) до и после остановки (РИР) скважины первого ряда. Анализ эпюр позволяет отметить, что до остановки (РИР) скважины первого ряда градиент давления и водонасыщенность в поперечном сечении элемента разработки распределяются относительно равномерно, а после мероприятия эти показатели принимают наибольшие значения на оси основного потока, проходящей через указанные скважины. Это иллюстрирует механизм быстрого прорыва воды в скважину второго ряда по обводняющему высокопроницаемому пропластку после его изоляции в скважине первого ряда.

Нагнетательная 1 ряд II 2 ряд 3 ряд II Нефтенасыщенность, д.ед 0.25 0. 0.38 0. 0. а) – расчетная область – элемент трехрядной системы заводнения 0,21 0, 0,19 0, Текущая водонасыщенность, Градиент давления, атм/м 0,17 0, прорыв воды 0,15 0, д.ед.

0,13 0, 0,11 0, 0,09 0, 0,07 0, 21 63 105 147 189 231 273 315 357 Расстояние вдоль сечения II - II, м После мероприятия до мероприятия До мероприятия Градиент давления после мероприятия Водонасыщенность до мероприятия после мероприятия Водонасыщенность до Водонасыщенность после б) – изменение эпюры градиента давления и водонасыщенности вдоль поперечного сечения II-II пласта (обводняющего пропластка) в результате остановки (РИР) скважины первого ряда Рисунок 4 – Механизм обводнения скважины второго ряда после остановки (изоляции обводняющего пропластка) скважины первого ряда Описанное позволяет утверждать, что проведение изоляции попутной воды на скважинах первого ряда не целесообразно (за исключением случаев заколонных перетоков и негерметичности колонны) как с технологической точки зрения, так и с точки зрения влияния на эффективность разработки залежи. Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется выполнение изоляционных работ через воздействующие на них нагнетательные скважины.

Выводы В ходе промышленного применения составов АКОР на месторождениях 1.

ОАО “Юганскнефтегаз”, была получена достаточно высокая успешность – 60.7 %.

Средняя удельная эффективность обработок также достаточно высока – 2.65 тыс.т.

дополнительно добытой нефти на скважино-обработку или 4.346 тыс. тонн на одну успешную скважино-операцию, при средней длительности эффекта 18,5 месяцев.

Согласно проведенным расчетам суммарное количество дополнительно добытой нефти за счет проведенных мероприятий составило на дату анализа около миллиона тонн.

Анализ результатов промысловых работ и модельных расчетов показал, что для 2.

повышения эффективности мероприятий по селективной изоляции водопритоков с применение кремнийорганических соединений в первую очередь рекомендуется выбирать скважины, характеризующиеся следующими показателями:

расположение в пределах чисто нефтяных зон, где основным источником обводнения является фронт закачиваемой воды;

при этом исключается расположение в первом ряду относительно нагнетательных скважин;

высокая обводненность продукции скважины при сохранении в зоне дренирования повышенных остаточных запасов нефти;

продуктивный разрез скважины характеризуется повышенной проницаемостной неоднородностью с кратностью разброса значений от пяти до двадцати, при этом наиболее проницаемые пропластки расположены в нижней части пласта;

расчлененность продуктивного разреза не менее количества разнопроницаемых пропластков.

В условиях очень высокой проницаемостной неоднородности и низкой средней 3.

проницаемости коллекторов рекомендуется совмещение технологии селективной изоляции водопритоков с последующей стимуляцией.

В условиях водонефтяных зон при отсутствии выдержанных непроницаемых разделов 4.

между разнонасыщенными частями разреза рекомендуется установка в кровле водоносного интервала протяженных непроницаемых или полупроницаемых экранов с последующей эксплуатацией скважины на ограниченном режиме.

Для условий водонефтяных зон при наличии выдержанных непроницаемых разделов 5.

между разнонасыщенными частями разреза более эффективны работы по восстановлению цементного кольца с последующим применением щадящих способов повторного вскрытия нефтенасыщенных интервалов.

Применение технологий изоляции попутных вод в добывающих скважинах может 6.

привести к отрицательным результатам с позиции эффективности выработки запасов нефти в следующих случаях:

изоляция водонасыщенного пропластка в монолитных объектах в результате внутреннего конусообразования;

изоляция водонасыщенного пропластка в скважине первого ряда при несмещенной рядной системе заводнения в результате последующего прорыва воды по этому пропластку в скважину второго ряда.

В первом случае рекомендуется применять реагенты, не перекрывающие обводненный интервал полностью, а лишь ограничивающие поступление воды. Для снижения обводненности скважин первого ряда рекомендуется проводить работы по изоляции промытых интервалов со стороны нагнетательных скважин.

Список использованных источников:

В.Н. Артемьев. Новые технологии и технические средства в АО “Юганскнефтегаз”. // 1.

Oil Industry. - 1994. - № 2. - С. 12-16.

Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения 2.

методов увеличения нефтеотдачи пластов. РД 153-39.1-004-96. – М.: ВНИИнефть, 1996 г. – 87 с.

Колесников К.Э., и др. Эффективность использования тампонажных составов АКОР.

3.

// Нефтяное хозяйство. – 1991. - № 4. С. 44-45.

Строганов В.М. и др., Эффективность ремонтно-изоляционных работ ограничению 4.

водопритоков кремнийорганическими составами // Сборник докладов Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край, 4-8 октября 1999 г, Краснодар, “Советская Кубань”, 2000 г.

Строганов В.М., Мочульский В.М., Строганов А.М. Разработка технологии 5.

изолирующих работ при переходе на нижележащие объекты в условиях повышенной депрессии на Харампурской группе месторождений // Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО Нефтяная компания “Роснефть”, Москва, г., стр.95-106.

Строганов В.М. и др., Разработка технологии изоляции водопритоков и 6.

водоперетоков в скважинах на месторождениях ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз” // Сборник научных трудов по результатам НИОКР за 2000 год ОАО Нефтяная компания “Роснефть”, Москва, 2001 г., стр. 106-120.

Энгельс А.А. и др. К вопросу о применении кремнийорганических тампонажных 7.

материалов АКОР БН для проведения ремонтно-изоляционных работ на нефтяных месторождениях Казахстана // Интервал. - 2004. - № 8.

Строганов В.М. и др. К вопросу о ликвидации водо-газоперетоков в скважинах 8.

Северо-Комсомольского месторождения // Освоение и добыча трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей Сборник докладов 4-й Международной конференции г. Анапа, Краснодарский край 29 сентября-3 октября 2003 г, Краснодар, “ЭДВИ”, 2004 г.

Д.В. Хосроев и др. Ограничение водопритоков составами АКОР. //Нефтяное 9.

хозяйство. – 1989. - № 9. С 10-13.

Д.Д. Спарлин, У. Хаген. Контроль и регулирование добычи воды при разработке 10.

месторождений // Нефть, газ и нефтехимия. - 1984. - №3. - С.12-17.

Muskut M., Wykoff R.D. “An approximate theory of water coning in oil production”, SPE 11.

Transaction, AIME, 1935.

Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри.и др. Диагностика и ограничение 12.

водопритоков // Нефтегазовое обозрение. – 2001. - № 1. – С. 44-67.

Л.И. Меркулова, А.А. Гинзбург. Графические метода анализа при добыче нефти. - М.:

13.

“Недра”, 1986.- 129 с.

Самсонов Н.А., Строганов А.М. и др. Использование кремнийорганических 14.

тампонажных составов для водоизоляционных работ в скважинах Песчаноозерского месторождения. // Нефтяное хозяйство. – 2002. - № 12. С. 70-72.

В.И. Колганов, М.Л.Сургучев, Б.Ф.Сазонов. Обводнение нефтяных скважин и 15.

пластов. М.: “Недра”, 1965. - 164 с.

Куликов А.Н., Телин А.Г., Павлов Е.Г. Использование программных пакетов 16.

разработки нефтяных месторождений при моделировании процессов заводнения. – Тр. БашНИПИнефть. – 2003. – Вып.113. – С. 127-133.

Статья опубликована в:

Журнал Интервал, № 11-12, 2004 г.

К ВОПРОСУ О ПРИМЕНЕНИИ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИХ ТАМПОНАЖНЫХ МАТЕРИАЛОВ АКОР БН ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КАЗАХСТАНА А.А. Энгельс, Н.Н. Нурпеисов, (ТОО “ОТО-ПРОМ”), Республика Казахстан А.М. Строганов, В.М. Строганов (ООО “НПФ “Нитпо”), Россия Для ограничения водопритока на месторождениях Казахстана компанией “ОТО-ПРОМ” в период с 2000 по 2003 год были проведены ремонтно-изоляционные работы (РИР) более чем на 100 скважинах. В качестве изоляционного материала, в основном, применялся вязко-упругий состав (ВУС) на основе низкомолекулярного полиакриламида (ПАА) и сшивателя (ацетата хрома). В большинстве случаев этот изоляционный состав проявил себя хорошо. Однако, в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ и освоения ряда скважин, были отмечены некоторые недостатки данного состава:

технологическая схема предусматривала закачку в среднем 60-70 м3 вязко упругого состава (для создания необходимой изоляционной оторочки). Такие объемы не всегда удавалось закачать, особенно в скважины с низкой приемистостью (например, на некоторых месторождениях Прикаспийского региона);

при определенных депрессиях на пласт, из-за низкой адгезии геля к породе, наблюдался постепенный его вынос;

зачастую в скважинах со слабосцементированным коллектором после проведения РИР (закачки ВУС) интенсивность выноса песка возрастала.

С целью повышения эффективности РИР и исключения появления выше перечисленных проблем был испытан кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН 102 (ТУ 2458-001-01172772-99). Последний применялся как самостоятельный изоляционный материал, так и для докрепления ВУС.

При проведении РИР расход товарного материала АКОР БН 102 составлял 1,5-3,0 м на одну скважино-операцию. Из этого количества товарного реагента готовили 6-12 м водонаполненного состава АКОР (в соотношении с водой 1:3), который закачивали в скважину с продавкой или перепродавкой в пласт пластовой (или технической) водой.

Ожидание отверждения состава составляло 12-24 часа. Скважины осваивали без повторной перфорации. Часть РИР выполнялась по “безподходной технологии”, т.е. без подъема внутрискважинного оборудования.

В 2002 году на скважинах месторождения Узень были проведены ремонтно изоляционные работы материалами АКОР БН. Узень является одним из наиболее крупных газонефтяных месторождений Казахстана, приурочено к крупной брахиантиклинальной складке запад-северо-западного простирания, осложненной рядом локальных поднятий и куполов. Мощность продуктивного этажа достигает 1500 м. В меловом комплексе пород выделяется 12 газовых горизонтов, в юрском – 13 нефтяных и нефтегазовых горизонтов.

Большинство продуктивных горизонтов являются многопластовыми, по типу ловушек в основном, пластовыми и сводовыми. Коллекторы поровые, литологически представлены песчаниками и алевролитами. Открытая пористость изменяется от 18 до 26,5 %, проницаемость колеблется в пределах 0,02-0,3 мкм2.

Месторождение открыто в 1962 году и в настоящее время находится на последней стадии разработки, характеризующейся значительным обводнением добываемой продукции.

Поэтому вопросы ограничения водопритока к скважинам очень актуальны.

На месторождении Узень с применением кремнийорганического материала АКОР БН 102 было проведено 5 скважино-операций, причем 4 скважины обработаны по технологии ВУС+АКОР, а изоляция одной скважины проведена только составом АКОР. Скважины, в которых РИР выполнялись по технологии ВУС+АКОР, после обработки улучшили режим работы. В скважине № 4087, где был закачано 12 м3 состава АКОР, существенного положительного результата добиться не удалось. Режимы работы скважин до и после обработки приведены в таблице 1 и на рисунке 1.

Таблица 1 – Результаты проведения РИР на месторождении Узень с применением кремнийорганического материала АКОР-БН Скв. М/р Дата Работа скважины Продолж. Доп.

РИР эффекта, добыча До РИР После РИР мес. нефти, 2002 Qж Qн % Qж Qн % т.

3 м /сут т/сут воды м /сут т/сут воды Узень 5218 06.12 20 0.5 95 20 2.3 90 3 Узень 2101 08.12 152 1.3 99 48 8 77 7 1453. Узень 4087 15.12 25 0.4 98 16 0.9 95 1 Узень 3508 21.12 35 2.9 90 35 7 85 3 Узень 4108 28.12 70 3.4 90 45 10.5 75 8 Дебит, т/сут Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Скв 5218 Скв 4087 Скв 2101 Скв 3508 Скв Рисунок 1 – Динамика изменения добычи нефти до и после проведения ремонтно изоляционных работ (месторождение Узень) Анализ полученных результатов позволил сделать вывод, что при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождении Узень, характеризующимся довольно мощными продуктивными горизонтами, закачка малообъемных оторочек (до 20 м 3) не приносит сколько-нибудь заметного положительного результата. А закачка больших объемов составов АКОР из-за относительно высокой его стоимости для данного месторождения не всегда экономически целесообразна. Поэтому в большинстве случаев оптимальным вариантом является использование комбинированной технологии ВУС+АКОР в примерном соотношении 20-50 м3 ВУС и 6-18 м3 АКОР. Применение этой технологии на скважинах позволило дополнительно получить почти 4000 т нефти.

Учитывая положительный опыт на месторождении Узень, в 2003 году кремнийорганический тампонажный материал АКОР БН 102 был использован при проведении ремонтно-изоляционных работ на месторождениях ОАО “Эмбамунайгаз”.

Причем АКОР применялся как самостоятельно, так и в качестве докрепляющего материала по технологии ВУС+АКОР. Работы проводились на месторождениях Восточный Молдабек, Б. Жоломанова, Северный Жолдыбай, Юго-Западное Камышитовое, для которых характерно неглубокое (до 900 м, в среднем 600 м) залегание продуктивных горизонтов.

Все перечисленные месторождения также находятся на поздней стадии разработки, и проблема ограничения водопритока к добывающим скважинам так же весьма актуальна.

Для скважин, месторождений Северный Жолдыбай, Б. Жоломанова и Восточный Молдабек несмотря высокую проницаемоть пластов и сравнительно низкие пластовые давления (до 5 МПа) характерна плохая приемистость. На этих месторождениях изоляционные работы проводились только водонаполненными составами АКОР БН 102, причем объем закачки не превышал 12 м3.

Месторождение Северный Жолдыбай расположено в Макатском районе Атырауской области и разрабатывается с 1986 года. Тектонически приурочено к антиклинальному поднятию, расположенному на северо-восточном крыле солянокупольной структуры. В средней юре выделены нефтяной, газонефтяной и газовый горизонты. В пермо-триасе – газовый горизонт. Залежи сводовые, пластовые, тектонически экранированные.

Юрские горизонты залегают на глубинах 623-848 м. Горизонты представлены терригенными породами, коллекторы поровые. Нефтенасыщенная толща в среднем равна м, открытая пористость коллекторов – 21-31 %, проницаемость 0,139-0,838 мкм2, коэффициент нефтенасыщенности 0,54-0,6, начальные дебиты колебались от 2,5 до 40 м3/сут на 5 мм штуцере. В настоящее время все скважины переведены на механизированный способ отбора нефти, и средние дебиты по нефти упали до 1-3 т/сут.

На месторождении Северный Жолдыбай при проведении ремонтно-изоляционных работ проблем с закачкой водонаполненного состава АКОР БН не было, т.е. в каждую скважину был закачан запланированный объем композиции от 6 до 9 м3. Причем закачка в трех скважинах производилась без подъема подземного оборудования, т.е. через затрубное пространство. Результаты выполненных работ приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты проведения РИР на месторождении Восточный Молдабек, Б.

Жоламанова, Северный Жолдыбай с применением кремнийорганического материала АКОР БН 102 (данные приведены на 1 июля 2004 г.) Работа скважины Доп.

Дата Продол.

До РИР После РИР добыча Скв. Местор. РИР эффекта, нефти Qж Qн % Qж Qн % мес.

т.

м3/сут м3/сут т/сут воды т/сут воды В.Молдабек 427 26.09 13.8 5,8 75 14.3 8.4 35 3 В.Молдабек 219 27.09 11.3 3,6 64 8 6,6 8 3 Б.Жоламанов 79 31.08 28.4 5,5 78 21.2 6,8 53 10* Б.Жоламанов 78 18.09 27.3 4,1 83 15.2 7,7 47 9* Б.Жоламанов 2 19.09 13.5 6,3 52 14 9,3 25 3 С.Жолдыбай 21 13.08 17.9 1,2 92 42 2,1 94 10* С.Жолдыбай 32 30.07 16.7 2 86 19.4 2,6 84 11* С.Жолдыбай 43 31.07 19.1 2,3 86 28 3,9 84 11* С.Жолдыбай 40 31.07 23.7 2,7 86 24 3,6 83 11* 7н С.Жолдыбай менее 21.07 18.2 2,5 84 14.4 3,5 72 * – эффект продолжается.

После проведения ремонтно-изоляционных работ среднесуточная добыча нефти увеличилась в 1,5 раз, и дополнительная добыча составила более 1500 т нефти. Скважины после обработки работают стабильно (за исключением скважины № 7н), признаков увеличения обводненности не наблюдается в течение 11 месяцев, т.е. эффект еще продолжается (рис. 2).

Основной Основной Основной Дебит, т/сут Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Основной Скв 21 Скв 32 Скв 43 Скв Рисунок 2 – Динамика изменения добычи нефти до и после ремонтно-изоляционных работ (месторождение Северный Жолдыбай) Месторождение Восточный Молдабек подготовлено к эксплуатации в 1990 году.

Представляет собой межкупольное поднятие, образованное на соляном карнизе. В среднем триасе выделено шесть продуктивных горизонтов, залегающих в интервале 1050-1386 м.

Сложены терригенными отложениями, коллектора поровые. Нефтенасыщенная толщина горизонтов 1,2-16 м, открытая пористость коллекторов изменяется от 20 до 27 %, проницаемость от 0,022 до 0,28 мкм2.

Месторождение Б. Жоломанов разрабатывается с 1982 года. Тектонически приурочено к трехкрылой солянокупольной структуре. Нефтеносными являются отложения нижнего мела (в пределах глубин 208-248 м залегают два нефтеносных горизонта), юры (в пределах глубин 295-570 м залегают семь нефтеносных горизонтов) и пермотриаса (на глубинах 843-957 м залегают четыре нефтяных и три газонефтяных горизонта). Залежи пластовые, тектонически экранированные. Горизонты представлены терригенными породами, коллектора поровые. Открытая пористость коллекторов равна 19-25 %, проницаемость низкая (0,006-0,2 мкм2).

На месторождениях Б. Жоломанов и Восточный Молдабек в процессе закачки изоляционных составов мы столкнулись с одной стороны с низкой приемистостью скважин, а с другой ограничением по давлению закачки – не более 6 МПа. Закачку водонаполненных составов АКОР БН проводили на малых скоростях закачки (не более 3 м3/час), так как увеличение скорости закачки приводило к резкому росту давления, и закачку приходилось останавливать. Это явилось причиной, что в скважины № 427 и № 219 месторождения Восточный Молдабек удалось закачать только по 3 м3 водонаполненного состава АКОР БН.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.