Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяных скважинах тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.17, кандидат наук Леонтьев Дмитрий Сергеевич

• Леонтьев Дмитрий Сергеевич
• кандидат наук
• 2020

Оглавление диссертации кандидат наук Леонтьев Дмитрий Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЯЕМЫХ ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ПОВХОВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Краткая характеристика геологического строения Повховского нефтяного месторождения

1.2 Краткий анализ разработки Повховского нефтяного месторождения

Выводы по главе

ГЛАВА 2 АНАЛИЗ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ПРОДУКЦИИ добывающих СКВАЖИН нефтяных МЕСТОРОЖДЕНИй (В ЧАСТНОСТИ ПОВХОВСКОго нефтяного месторождения)

2.1 Возникновение и развитие обводненности нефтяных скважин вследствие конусообразования пластовых вод

2.2 Развитие обводненности продукции вследствие возникновения заколонных перетоков в скважине

2.3 Возникновение и развитие обводненности продукции вследствие негерметичности эксплуатационных колонн

2.4 Обводнение добывающих скважин нагнетаемыми водами в процессе поддержание пластового давления

2.5 Краткий обзор аналитических методов диагностики обводненности продукции добывающих скважин

Выводы по главе

ГЛАВА 3 разработка И исследование СОСТАВОВ для ограничения и ликвидации ВОДОПРИТОКОВ В нефтедобывающих СКВАЖИНАХ

3.1 Выбор водоизоляционных составов в зависимости от литологической характеристики пород эксплуатационных объектов БВ8, Ач и ЮВ1 Повховского месторождения

3.2 Краткий обзор существующих составов, применяемых для ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяные скважины

3.3 Разработка и исследование водоизоляционного состава на основе особо тонко дисперсного вяжущего «Микродур»

3.3 Разработка водоизоляционного состава селективного действия

3.4 Разработка и исследование вязкоупругого состава для блокирования продуктивных пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных работ

Выводы по главе

ГЛАВА 4 разработка технологий ограничения и ликвидации ВОДОПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ в НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ скважинах (В Т.Ч. ПОВХОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

4.1 Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением водоизоляционных композиций селективного и неселективного действия

4.2 Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением вязкоупругого состава

4.4 Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением радиального бурения

4.5 Технология ограничения водопритока в горизонтальном участке ствола добывающей скважины

4.6 Технология ограничения водопритока с применением водоизоляционных составов различных композиций

4.7 Технология снижения водопескопроявлений с применением проппантов . 121 Выводы по главе

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследования

По мере перехода нефтяных и газовых месторождений России, в том числе и Западной Сибири, в позднюю стадию разработки наблюдается прогрессирующий рост обводненности продукции добывающих скважин. Средний российский показатель уже достиг отметки в 86 %, а на отдельных месторождениях Западной Сибири - до 92-98 %, что требует разработки и применения новых методов и технологий ограничения и ликвидации водопритоков.

В настоящее время такие российские добывающие компании как ПАО «Лукойл», ПАО «НК Роснефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и др. добывают три тонны воды на каждую тонну нефти, извлекаемой из продуктивных пластов.

Разрабатываемые залежи характеризуются разнообразием источников обводнения, что обусловливает применение соответствующих технологий для ограничения и ликвидации притока пластовых вод и повышения нефтеотдачи продуктивных пластов.

Ежегодно увеличивается количество месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в том числе залежей, подстилаемыми подошвенными водами. Ликвидация притока подошвенных вод в скважинах является сложной задачей, что обусловлено близким расположением водонефтяного контакта к перфорированной части продуктивного пласта, поднятием конуса пластовой воды и прогрессирующим пескопроявлением на забое добывающих скважин.

В настоящее время существующие методы проведения ремонтно-изоляционных работ не в полной мере обеспечивают их достаточную эффективность. Необходимо уделять большее внимание технологическим приемам изоляции водопритоков, свойствам водоизолирующих материалов, расчетам закачиваемых объемов, режимов закачивания и др.

Степень разработанности темы исследования

Теоретические и практические вопросы ограничения и ликвидации водо-притоков при разработке нефтяных месторождений и эксплуатации нефтедобывающих скважин решались и решаются многими как отечественными, так и зарубежными исследователями. Для месторождений Западной Сибири вопросами раз-

работки водоизоляционных составов и технологий РИР в нефтяных и газовых скважинах занимались и занимаются такие ученые как В.В. Девликамов, Ю.В. Земцов, Г.П. Зозуля, И.И. Клещенко, В.В. Мазаев, А.В. Маляренко, Н.Т. Мищенко, В.П. Овчинников, М.К. Рогачев, К.В. Стрижнев, А.П. Телков, А.К. Ягафаров и многие др.

Разработаны технологии и технические средства для закачивания тампо-нажных материалов как селективного, так и неселективного действия, значительное количество рецептур, материалов для проведения РИР в нефтедобывающих скважинах, вскрывших продуктивные пласты-коллекторы в различных геолого-физических и термобарических условиях залежей. Однако, не смотря на большое число теоретических исследований и практических разработок обводненность продукции не снижается, число удачных результатов от проведения ремонтных работ значительно не увеличивается, т.е. существует необходимость совершенствования для них материалов и технологий, особенно для водопроявлений на месторождениях, представленных сложнопостроенными коллекторами с трудноиз-влекаемыми запасами.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяных скважинах»

Цель работы

Снижение обводненности продукции нефтедобывающих скважин путем научного обоснования и разработки водоизоляционных составов и технологий для ограничения и ликвидации водопритоков.

Объект и предмет исследования

Объектом исследования является нефтедобывающая скважина с высокой обводненностью продукции; предметом - составы и технологии для ограничения и ликвидации водопритоков.

Основные задачи исследования

1. Провести анализ геолого-физического строения, разработки и применяемых геолого-технических мероприятий на Повховском нефтяном месторождении. Определить эксплуатационные объекты с высокой обводненностью продукции нефтедобывающих скважин.

2. Провести анализ геолого-физических и технико-технологических факторов развития обводненности продукции нефтедобывающих скважин (в т.ч. с учетом геолого-физических условий Повховского нефтяного месторождения). На основе чего разработать методику анализа методов и обоснования принятия решений проведения геолого-технологических мероприятий по ограничению и ликвидации водопритоков на Повховском месторождении.

3. Разработать и исследовать:

- новый водоизоляционный состав на основе тонко дисперсного вяжущего продукта «Микродур» и технологий его применения для ограничения и ликвидации водопритоков (применительно для геолого-физических условий эксплуатационного объекта Ач Повховского нефтяного месторождения);

- новый селективный водоизолирующий состав на основе кремнийоргани-ческих соединений и технологии его применения для ограничения и ликвидации водопритоков (применительно для геолого-физических условий эксплуатационных объектов БВ8 и ЮВ1 Повховского нефтяного месторождения);

- новый вязкоупругий состав на торфощелочной основе для глушения нефтедобывающих скважин перед проведением ремонтно-изоляционных работ (применительно для геолого-физических условий эксплуатационного объекта БВ8 Повховского нефтяного месторождения).

4. Разработать новую технологию снижения водопескопроявлений и закрепления прискважинной зоны пласта (ПЗП) нефтедобыващих скважин с применением проппантов (применительно для геолого-физических условий эксплуатационного объекта БВ8 Повховского нефтяного месторождения).

5. Провести апробацию разработанных водоизоляционных составов и технологий на месторождениях Западной Сибири (в т.ч. на Повховском нефтяном месторождении).

Научная новизна выполненной работы

1. Методом математического планирования эксперимента научно обоснована, разработана и экспериментально подтверждена целесообразность и перспективность разработки новой водоизоляционной композиции на основе ОТДВ «Микродур». Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синергетическое

действие в данном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал. Методом компьютерной микротомографии установлено, что пористость сформированного тампонаж-ного камня на основе ОТДВ «Микродур» в течение двух суток твердения закрытая и в 3 раз меньше, чем у тампонажного камня на основе ПЦТ-100. Также установлено, что после прокачивания состава на основе ОТДВ «Микродур» через керн в диапазоне проницаемостей от 1 мД и выше происходит полная заполнение порового пространства.

2. Научно обоснован, разработан и экспериментально подтвержден оптимальный состав компонентов новой водоизоляционной композиции селективного действия на основе ЭТС, ГКЖ с добавкой диатомита, который в присутствии пластовой воды вступает с ней в реакцию гидролитической поликонденсации. Выявлено, что наиболее оптимальное содержание ЭТС-40 в ГКЖ-11Н составляет 85 % и 10 %, соответственно (содержание диатомита - 5 %). При увеличении концентрации ЭТС-40 и снижении ГКЖ-11Н на 5 % снижается закупоривающая способность по воде в 1,4 раза и увеличивается по нефти в 1,3 раза. При увеличении ГКЖ-11Н и снижении ЭТС-40 на 5 % закупоривающая способность по воде снижается в 1,2 раза и увеличивается по нефти в 2,9 раза.

3. Научно обоснован, разработан и экспериментально подтвержден компонентный состав новой вязкоупругой композиции на торфощелочной основе. Результаты проведенных экспериментальных лабораторных исследований по изучению влияния вязкоупругого состава на ФЕС пород-коллекторов позволили установить, что в течение 8 часов после установления депрессии коэффициент восстановления проницаемости керна с проницаемостью 7,349 мД составляет 64,5 %, однако в процессе дальнейшей фильтрации в течение 24 часов происходит разрушение кольматирующего торфощелочного экрана и проницаемость восстанавливается до первоначальной.

Теоретическая значимость работы

1. Проведенный анализ геолого-физических и технико-технологических факторов возникновения и развития обводненности нефтедобывающих скважин (в т.ч. с учетом геолого-физических условий Повховского нефтяного месторождения) вследствие поднятия конуса подошвенных вод, заколонных перетоков, негерметичности эксплуатационной колонны, а также вследствие прорыва нагнетаемых вод в процессе ППД, позволил разработать обобщенную схема геолого-физических и технико-технологических факторов возникновения обводненности продукции скважин нефтяных месторождений.

2. Проведенный обзор аналитических методов диагностики обводненности продукции добывающих скважин (на примере скважин Повховского нефтяного месторождения) позволил обосновать методику анализа методов и обоснования принятия решений проведения геолого-технологических мероприятий по ограничению и ликвидации водопритоков.

3. Теоретически, с физико-химической точки зрения, обоснованы новые составы:

- водоизоляционная композиция на основе ОТДВ «Микродур», образующая в пластовых условиях твердый, закупоривающий поровое пространство, материал (применительно для геолого-физических условий эксплуатационного объекта Ач Повховского нефтяного месторождения).

- водоизоляционная композиция селективного действия, образующая в пластовых условиях твердый, закупоривающий поровое пространство только в водо-насыщенной части пласта, материал (применительно для геолого-физических условий эксплуатационных объектов БВ8 и ЮВ1 Повховского нефтяного месторождения).

- вязкоупругий состав с применением торфа для глушения нефтедобывающих скважин (применительно для геолого-физических условий эксплуатационного объекта БВ8 Повховского нефтяного месторождения).

4. Теоретически обоснованы и разработаны новые технологии ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтедобывающих скважинах (примени-

тельно для геолого-физических условий эксплуатационных объектов БВ8, ЮВ1 и Ач Повховского нефтяного месторождения).

Практическая ценность и реализация работы

1. Тампонажный состав на основе «Микродур» обеспечивает: изоляцию воды в коллекторах с фильтрационно-емкостными свойствами в диапазоне от 1 мД и выше; закрепление прискважинной зоны продуктивного пласта; ликвидацию заколонных перетоков; ликвидацию притока подошвенных вод (конуса); ремонт эксплуатационных колонн, что отличает его от составов на основе цемента, смол, полимеров и кремнийорганических соединений, имеющих ограничения по применению. Реализованные подходы для разработки водоизоляционных составов на основе ОТДВ «Микродур» реализованы в процессе научно-проектного сопровождения работ по ограничению водопритоков в скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а точнее при устранении негерметичности «головы» хвостовиков боковых стволов на Повховском (№ 4926Н куста № 94) и Нивагальском (№ 5429Л куста № 762) месторождениях, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в скважине № 1366 куста № 466 Нивагальского месторождения, изоляции заколонной циркуляции в скважинах № 1379 куста № 62 Урьевского и № 2217 куста № 18БПоточного месторождений.

2. Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах (патент РФ № 2529080) позволяет изолировать приток пластовых вод в сильнообводненных зонах. Применение разработанного селективного состава рекомендовано для проведения ГТМ в рамках опытно-промышленных работ по ограничению водопритоков в скважинах, эксплуатирующих объект АС11-1+АС11-2 Нижне-Шапшинского месторождения в ЗСНГП (протокол СЗНС ЦКР Роснедр по УВС № 1076 от 23.12.2015 г.).

3. Вязкоупругий состав на торфощелочной основе (патент РФ № 2601708) предназначен для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей в период проведения ремонтных работ. Отличительной особенностью ВУСа от известных является то, что для формирования его структуры применяется органическая составляющая - торф, обеспечивающий минимальное воздействие на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов и не тре-

бует ввода деструкторов. Технология глушения скважин внедрена в рабочий процесс компании ООО «Инновационные технологии (ООО «Интех») (г. Тюмень) и рекомендована для глушения скважин в Западной Сибири.

4. Разработанные технологии для ограничения и ликвидации водопритоков в скважинах позволяют увеличить радиус и прочность водоизоляционного экрана, а также время начала обводнения скважин (патенты РФ №№ 2529080, 2564704, 2580532, 2588582, 2601708, 2613067, 2620684, 2604100, 2631512). Технологии включены в рабочий процесс ООО «НПФ «Геотерм», ведущего работы по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин на территории Российской Федерации и рекомендованы к применению на месторождениях Западной Сибири и других нефтегазовых регионов России. Данные технологии также рассматривались в качестве геолого-технических мероприятий на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении компании АО «Мессояханефтегаз».

5. Технология снижения пескопроявлений и закрепления ПЗП нефтедобывающих скважин (патент РФ № 2604100) отличается от известных тем, что проти-вопесочный фильтр создается применением проппанта непосредственно внутри скважины. Разработанный программный продукт «Proppants» (Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017617149 от 27.06.2017 г.) является базой данных результатов исследований физико-механических и фильтрационных свойств проппантов, для осуществления технологии снижения пескопроявлений нефтедобывающих скважин и закрепления продуктивных пластов.

6. Результаты исследований явились основой учебных пособий: «Жидкости и технологии глушения скважин»; «Ремонт скважин с использованием установки «Непрерывная труба», «Технологии и материалы для ремонта скважин», которые включены в учебный процесс Тюменского индустриального университета по направлению подготовки обучающихся 21.03.01 и 21.04.01 «Нефтегазовое дело».

Методология и методы исследований заключались в проведении экспериментальных лабораторных исследований, физическом и математическом моде-

лировании изучаемых процессов, применении методов математической статистики.

Положения, выносимые на защиту

1. Методика анализа методов и обоснования принятия решений проведения геолого-технологических мероприятий по ограничению и ликвидации водоприто-ков на нефтедобывающих скважинах (в т.ч. с учетом геолого-физических условий Повховского нефтяного месторождения).

2. Рецептура, результаты исследований и технологии для ограничения и ликвидации водопритоков с применением тампонажного состава на основе «Мик-родур».

3. Рецептура, результаты исследований селективного водоизолирующего состава на основе кремнийорганических соединений и технология его применения на скважинах.

4. Рецептура, результаты исследований вязкоупругого состава на торфоще-лочной основе и технология его применения для временной защиты пласта от влияния технологических жидкостей в период проведения ремонтно-изоляционных работ.

Соответствие диссертации паспорту научной специальности

Диссертационная работа согласно номенклатуре специальностей научных работников соответствует паспорту специальности 25.00.17. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, в частности в области исследований: промыслово-геологическое (горно-геологическое) строение залежей и месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа, пластовых резервуаров и свойства насыщающих их флюидов с целью разработки научных основ геолого-информационного обеспечения ввода в промышленную эксплуатацию месторождений углеводородов и подземных хранилищ газа; геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа.

Степень достоверности результатов работы

Достоверность научных положений основана на теоретических и экспериментальных исследованиях с использованием лабораторного комплекса кафедр «Бурение нефтяных и газовых скважин» и «Геология месторождений нефти и газа» Тюменского индустриального университета, имитирующего термобарические условия скважин.

Апробация работы

Основное содержание работы, результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований докладывались и обсуждались на: Международной научно-практической конференции, проводимой программой БРБ (Тюмень, 2014); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (Тюмень, 2014, 2015 и 2018 гг.); Девятой Международной научно-технической конференции «Геология и нефтегазоносность ЗападноСибирского мегабассейна (опыт, инновации)» (Тюмень, 2014, 2016 и 2018); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири», посвященной 90-летию со дня рождения А.Н. Косухина (Тюмень, 2015); Четвертой научно-практической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности», посвященную 20-летию «КогалымНИПИнефть» (Тюмень, 2016); расширенном заседании кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменского индустриального университета (Тюмень, 2017), конференции, проводимой ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» «День науки» (2017 г.). Результаты, полученные в диссертационной работе отмечены грантом Фонда содействия развитию малых форм предприятий в научно -технической сфере по программе УМНИК (2014 г.), грантом «Благотворительного фонда «ЛУКОЙЛ» для молодых преподавателей высших учебных заведений (Тюмень, 2015).

Публикации

Основное содержание диссертации представлено в 31 печатной работе, включающих одну монографию, 17 научных статей, 11 патентов Российской Фе-

дерации на изобретения и 2 Свидетельства о госрегистрации программы для ЭВМ. Из них 10 работ опубликованы журналах, включенных в перечень рецензируемых научных изданий, рекомендованных ВАК РФ, 4 работы опубликованы в журналах, индексируемых в международных реферативных базах Scopus и Web of Science.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 141 наименований. Работа изложена на 155 страницах машинописного текста, содержит 62 рисунка, 22 таблицы и пять приложений.

ГЛАВА 1 ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ПРИМЕНЯЕМЫХ

ГЕОЛОГО-ТЕХНИЧЕСКИХ МЕРОПРИЯТИЙ НА ПОВХОВСКОМ НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Краткая характеристика геологического строения Повховского

нефтяного месторождения

В административном отношении месторождение расположено в Сургутском районе ХМАО - Югры Тюменской области.

Промышленная нефтеносность в пределах Повховского месторождения установлена в отложениях мегионской свиты (продуктивный комплекс БВ8 и пласты ачимовской пачки: Ач2, Ач3, Ач4, Ач7 и Ач8), баженовской (пласт ЮВ01), ва-сюганской (пласт ЮВ11) и тюменской свит (пласт ЮВ2).

Характеристика продуктивного комплекса БВ8. В составе комплекса БВ8 выделено восемь пластов (пласты БВ81, БВ82, БВ83, БВ84, БВ85, БВ86, БВ87, БВ88).

Основная залежь. В пределах основного поднятия отложения пластов комплекса БВ8 формируют единую гидродинамическую систему, к которой приурочена наиболее крупная залежь месторождения. Залежь литологического типа размерами 66,1х8,4-19,6 км, высота свыше 189 м. Водонефтяной контакт не вскрыт ни одной скважиной. Структурная карта по кровле коллекторов продуктивного комплекса БВ8 представлена на Рисунке 1.1.

В пределах площади нефтеносности залежь изучена по данным бурения 70 поисково-разведочных и 2799 эксплуатационных скважины. Эффективная нефте-насыщенная толщина пласта изменяются от 0,4 м до 51,8 м, среднее значение по скважинам - 14,1 м, средневзвешенная Нэф по залежи - 5,3 м.

Три небольших залежи выявлены на Сардаковской площади, стратиграфически они относятся к пласту БВ8 . Схематический геологический разрез Сарда-ковской площади представлен на Рисунке 1.2.

/Повховский ЛУ

ЙЙ^Ш'2'21^

г,,/-г у, % -2

875( \ '2539 (• • * А ^«^л» * • / »V У Л

/ лт2555 /^. . /215а 1 •!

О 5

иоУ' •" 2

?Л| • /* .((Со)/2086

%^597 '260

I-Ц^)•(■ • Г. V •) • з

) - * ; V \ - >1 345а

уз • „^у •;).^2597/25р

Условные обозначения:

6166 - номер скважины -2534 - абсолютная отметка кровли коллектора, м

- скважины, пробуренные после 1.01.2008 г.

- горизонтальный ствол '2470- - изогипсы

---- внешний контур нефтеносности

----- внутренний контур нефтеносности

- линия замещения коллекторов

- лицензионная граница

Рисунок 1.1 - Структурная карта по кровле коллекторов продуктивного

комплекса БВ8

нефтенасыщенный коллектор

водонасыщенныи коллектор

Рисунок 1.2 - Схематический геологический разрез Сардаковской площади

Залежь 1 вскрыта четырьмя поисково-разведочными скважинами №№ 16Р, 24П, 33Р и 108Р. При испытании скважины № 108Р в интервале

-5

глубин 2573,0-2581,0 м получен Qн 16,1 м /сут, в скважине № 33Р получили нефть из интервала глубин 2587,0-2590,0 м, дебит составил 2,6 м3/сут, при испытании скважины № 24П в интервале глубин 2578,0-2585,0 м получил нефть дебитом 5,0 м3/сут. ВНК принят на абсолютной отметке -2504,2 м. Залежь пластово-сводовая, размеры составляют 6,0х4,6 км, высота - 19 м, средняя Нэф по скважинам 3,4 м, средневзвешенная - 3,1 м.

Залежь 2 вытянута в широтном направлении, вскрыта всего одной скважиной № 304П, при испытании интервала глубин -2596,8-2599,0 м получили приток нефти 5,0 м /сут. Принятое значение ВНК по залежи а.о. -2505,0 м. Залежь пластово-сводовая, размеры - 1,9х3,0 км, высота ее - 18 м. Замеренная в скважине Нэф составляет 5,0 м, средневзвешенная по залежи - 3,5 м.

Залежь 3 имеет субмеридиональное простирание. В контуре нефтеносности пробурена одна поисковая скважина № 89П, из интервала

-5

глубин 2585,6-2588,6 м был получен безводный приток нефти Q = 1,8 м /сут. ВНК принят на абсолютной отметке -2501,0 м. Залежь пластово-сводовая, размеры - 3,6х1,3 км, высота - 6 м. Замеренная Нэф в скважине - 3,2 м, средневзвешенная - 2,2 м.

Продуктивные пласты ачимовской толщи

В разрезе ачимовской толщи выявлено пять продуктивных пластов (Ач2, Ач3, Ач4, Ач7, Ач8). Пласты ачимовской толщи имеют по площади клиноформный характер распространения. Разрез характеризуется высокой степенью неоднородности, коллектора переслаивающийся непроницаемыми глинисто-карбонатными разностями. Согласно сейсмическим данным и результатам бурения, прослеживается закономерное увеличение толщины пород ачимовской толщи в юго-восточном направлении. Гипсометрическое положение водонефтяных контактов и результаты опробования свидетельствуют об изолированности песчаных линз. Пласт Ач2 развит в коллекторах вдоль западного борта месторождения.

Продуктивный пласт ЮВо1 баженовской свиты

В зоне развития аномального разреза баженовской свиты, где над горизонтом ЮВ1 залегают песчано-глинистые отложения пласта ЮВ01, признаки нефтеносности были выявлены скважиной № 57Р, при испытании которой в интервале абсолютных отметок -2904-2911,2 и -2921,8-2924,8 м совместно с пластом ЮВ11

-5

получен непромышленный приток нефти дебитом 1,2 м /сут при динамическом уровне 1100 м.

В 2011 г. юго-западнее скважины № 57Р, пробурены новые скважины №№ 1710У и 305П, в каждой из которых в интервале пласта ЮВ01 выявлен нефтена-сыщенный до подошвы коллектор. В скважине № 1710У нефтеносность установлена по результатам ГИС, по скважине № 305П был отобран керн и проведены исследования, которые подтвердили наличие нефти в этом пласте.

При опробовании пласта ЮВ01 из интервала перфорации абсолютных отметок -2836,2-2846,2 м получен приток воды дебитом 0,6 м3/сут с пленкой нефти.

После повторного испытания пласта ЮВ01, после ГРП, получен приток нефти деЛ -5

битом 7 м /сут, воды 55,3 м /сут при АР-15,1 МПа.

По данным ГИС, в скважине № 305П и скважине № 1710У выделены нефтенасыщенные коллектора толщиной 4,8 м и 2,3 м, соответственно.

Уровень ВНК принят условно на абсолютной отметке -2847 м по подошве нефтенасыщенного по ГИС коллектора скважины № 1710У.

Залежь 1 (р-н скв 305П) пластовая сводовая, литологически ограниченная с севера. Размеры залежи составляют 4,7х2,3 км, высота 17 м. Продуктивный пласт ЮВ11 васюганской свиты

Пласт ЮВ11 развит в коллекторах на большей части площади Повховского месторождения. Всего по пласту выявлено 15 залежей нефти. Продуктивный пласт ЮВ2 тюменской свиты

Кровля пласта ЮВ2, приуроченного к верхней части тюменской свиты, однозначно выделяется в разрезах вскрывших ее скважин. Разрез тюменской свиты сложен частым чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников и характеризуются присутствием углистого детрита, тонких прослоев углей, встречены отпечатки листовой флоры.

Залежь 1 выявлена в районе скважин №№ 105П, 2930 и 2904, расположена в центральной части Повховского лицензионного участка. При испытании в скважине № 105П из интервала -3026-3036 м (абсолютные отметки

Л

-2931,2-2941,2 м) получен приток нефти дебитом 3,5 м /сут при Ндин. -1478 м. В скважине № 2930У при испытании интервала -3055-3060 м (абсолютные отметки

-5

-2935,2-2940,2 м) получен приток воды дебитом 0,24 м /сут при Ндин. - 916 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,1 до 2,6 м, в среднем составляя 2,3 м, средневзвешенная толщина - 2,0 м. ВНК принят на абсолютной отметке -2939 м, что соответствует нижней границы нефтенасыщенного пласта в

скважинах № 2904У и № 2930У. Залежь пластовая сводовая. Размеры залежи -0,9-1,3х0,4-2,0 км, высота - 6 м.

1.2 Краткий анализ разработки Повховского нефтяного

месторождения

Повховское месторождение введено в эксплуатацию в 1978 г. Добыча нефти на месторождении осуществляется из трех эксплуатационных объектов: БВ8, Ач и ЮВ1.

Основным эксплуатационным объектом является горизонт БВ8, на долю которого приходится 84 % текущей и 95 % накопленной добычи нефти месторождения.

Основная и наиболее продуктивная часть запасов Повховского месторождения уже введена в разработку. Максимальный уровень добычи нефти (11431 тыс. т) достигнут в 1987 г. при темпе отбора от НИЗ 4,1 % и текущей обводненности продукции 22,6 %.

В 2016 году на месторождении добыто 5386 тыс. т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил порядка 1,91 %, от текущих - 82 %. На 1.01.2017 г. добыча нефти с начала разработки составила 229249 тыс. т, добыча жидкости - 567238 тыс. т. Достигнут коэффициент нефтеизвлечения 0,28 при текущей обводненности продукции 85 %, отбор от НИЗ составил 78,1 %.

С 1988 года после завершения эксплуатационного бурения началось быстрое снижение темпов отбора, обусловленное выработкой высокопродуктивной части запасов. Использование с 1989 года технологии ГРП на низкопроницаемую часть разреза основного объекта разработки БВ8 позволило увеличить темпы ее выработки и стабилизировать добычу нефти месторождения на уровне 5,0 млн. т.

Изменение добычи нефти, жидкости и обводненности за период 2006-2016 гг. представлено в Таблице 1.1 и на Рисунке 1.3.

Таблица 1.1 - Изменение добычи нефти, жидкости и обводненности за период 2006-2016 гг.

Показатели Ед. изм. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Добыча нефти тыс. т 6093 6183 5898 5761 5934 5829 5862 5737 5441 5332 5386

Добыча жидкости тыс. т 20358 21488 22206 22216 24678 26069 28374 31219 33077 35062 36464

Обводненность % 70,1 71,2 73,4 74,1 76,0 77,6 79,3 81,6 83,6 84,8 85,2

40000 35000 30000

• 25000

н

о

н 20000

сз

15000

о

10000 5000

Я1 к

83,6 84,8 85,2

70,1 71,2 -

73,4 74,1

36464

33077

90 80 70 60 50

20358

21488 22206 22216

6093 6183 5898 5761 5934 5829 5862 573 7 5441 5332 5386 »**♦»*» I > I »

£ е

о о к к

<и

40 |

о «

30 ю

30 о

20 10

0 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Годы

• Добыча нефти, тыс.т Добыча жидкости, тыс. т * Обводненность, %

Рисунок 1.3 - Изменение добычи нефти и жидкости по годам

В дальнейшем в условиях снижения количества проводимых ГТМ, обусловленного как уменьшением фонда скважин, пригодных для проведения основного вида ГТМ - ГРП, так и обводнением и выработанностью запасов основного объекта, темпы увеличения отборов жидкости снижаются. Добыча нефти при этом или незначительно увеличивается (с 2006 г. по 2007 г.), и далее постепенно снижается с годами.

Увеличение темпов добычи жидкости на 11 % в 2010 году было обеспечено вводом большого количества новых скважин на всех объектах месторождения. Увеличение добычи нефти составило при этом 173 тыс. т или 3 %. В 2011 году в

условиях меньшего ввода новых запасов при снижении темпа отбора жидкости получено снижение отборов нефти.

Увеличение отборов жидкости в 2006-2016 годах в условиях роста обводненности к увеличению добычи нефти не привело. Самый высокий рост обводненности за последние пять лет был получен в 2016 году при увеличении отбора жидкости на 5 % относительно предыдущего года.

В целом по месторождению ввод новых запасов уже не компенсирует снижения добычи нефти по переходящему фонду. Добыча нефти в целом по месторождению снизилась до 5386 тыс. т.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Леонтьев Дмитрий Сергеевич, 2020 год

♦ - -

-¡Г/" у

- / * */

Рисунок 3.17 - Пустотное пространство 3Э модель куба № 1

Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1 представлены в Таблице 3.12 и на Рисунке 3.18.

Таблица 3.12 - Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1

Интервалы эквивалент-диаметров пор, мкм Доля от общей пористости, %

3,9-11,8 63,6865

11,8-19,7 28,1825

19,7-27,6 3,5714

27,6-35,5 3,2098

35,5-43,4 1,1685

43,4-51,3 0,1647

51,3-59,2 0,0166

Рисунок 3.18 - Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1

Развертки кубов №№ 2 и 3, коэффициент открытой пористости и пустотное пространство 3Э практически идентичны кубу № 1.

Для сравнения был приготовлен тампонажный цемент на основе ПЦТ-100 (В/Ц=0,6), исследованный на компьютерной микротомографии через 2 суток. Развертка образца целиком по плоскостям поперечного сечения представлена на Рисунке 3.19.

Рисунок 3.19 - Развертка образца целиком по плоскостям поперечного

сечения

Развертка куб №1 по плоскостям поперечного сечения представлена на Рисунке 3.20.

'-г-

Рисунок 3.20 - Развертка куб №1 по плоскостям поперечного сечения

Пористость открытая - 12,2 %, изолированная - 2,7 %.

Пустотное пространство 3Э модель куба № 1 представлено на Рисунке

3.21.

Рисунок 3.21 - Пустотное пространство 3Э модель куба № 1

Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1 представлены в Таблице 3.13 и на Рисунке 3.22.

Таблица 3.13 - Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1

Интервалы эквивалент-диаметров пор, мкм Доля от общей пористости, %

3,9-11,8 37,7584

11,8-19,7 34,3786

19,7-27,6 18,6512

27,6-35,5 8,1731

35,5-43,4 1,0034

43,4-51,3 0,0354

40 37,7584"^^^^^^^^^®

I

« 20 <и

I 15

3.9-11.8

11.8-19.7 19.7-27.6 27.6-35.5 35.5-43.4 43.4-51.3 Интервалы эквивалент-диаметров пор, мкм

Рисунок 3.22 - Интервалы эквивалент-диаметров пор (мкм) и их доля от общей пористости (%) куба № 1

Развертки кубов №№ 2 и 3, коэффициент открытой пористости и пустотное пространство 3Э практически идентичны кубу № 1.

Таким образом, при анализе полученных результатов исследований сформированных тампонажных камней на основе ОТДВ «Микродур» и ПЦТ-100 методом компьютерной микротомографии через двое суток твердения, можно сделать вывод, что пористость тампонажного камня на основе ОТДВ «Микродур» в несколько раз меньше и она практически вся закрытая, распределение пор по размером мода ряда получается также меньше, чем у тампонажного камня на основе ПЦТ-100.

С целью объективного анализа заполнения пустотного пространства керна тампонажным раствором на основе ОТДВ «Микродур» было исследовано поровое пространство керна методом компьютерной микротомографии до и после прокачивания (Рисунок 3.23).

Исходя из результатов компьютерной микротомографии, можно сделать вывод о полном заполнении порового пространства керна после прокачивания тампонажного раствора на основе ОТДВ «Микродур».

25

0

5

0

ч

а - до прокачивания, б - после прокачивания

Рисунок 3.23 — Поровое пространство керна до и после прокачивания тампонажного раствора на основе ОТДВ «Микродур»

Разработанный и исследованный тампонажный состав на основе ОТДВ «Микродур» для ограничения и ликвидации водопритоков обеспечивает изоляцию воды в коллекторах с низкими ФЕС (в диапазоне от 1 мД и выше), их закрепление в прискважинной зоне пласта; ликвидацию заколонных перетоков и притока подошвенных вод (конуса); восстановление герметичности эксплуатационных колонн.

Реализованные подходы для разработки водоизоляционных составов на основе ОТДВ «Микродур» реализованы в процессе научно-проектного сопровождения работ по ограничению водопритоков в скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а точнее при устранении негерметичности «головы» хвостовиков боковых стволов на Повховском (№ 4926Н куста № 94) и Нивагальском (№ 5429Л куста № 762) месторождениях, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в скважине № 1366 куста № 466 Ни-вагальского месторождения, изоляции заколонной циркуляции в скважинах № 1379 куста № 62 Урьевского и № 2217 куста № 18БПоточного месторождений (Приложение А).

Изменение дебита по нефти и воде в скважине 4926Н после проведения РИР представлено на Рисунке 3.24.

Рисунок 3.24 - Изменение дебита по нефти и воде в скважине № 4926Н

после проведения РИР

Применение такого водоизоляционного состава рекомендуется применять в терригенных пластах (с проницаемостью от 1 мД и выше, и пористостью от 14 % до 40 %), на добывающих скважинах с обводненность продукции более 70 %, которые обводняются по причине притока подошвенных вод, заколонной циркуляции, в результате негерметичности эксплуатационной колонны, а также прорыва вод от нагнетательных скважин.

3.3 Разработка водоизоляционного состава селективного действия

Как уже было сказано ранее наибольшее предпочтение при проведении ремонтно-изоляционных работ отдается материалам селективного действия.

Технология закачивания селективных материалов в ПЗП заключается в закачивании приготовленного раствора в скважину, продавливание его в пласт буферной жидкостью и остановке скважины на время реакции.

В нефтегазовой практике наиболее широкое применение нашли составы на основе КОС, способных в присутствии пластовой воды вступать в реакцию гидролитической поликонденсации и минимально взаимодействовать с углеводородами. Для осуществления и ускорения реакции гидролитической поликонденсации с алкоксипроизводным КОС (ЭТС-40) необходимо дополнительно вводить кислые или щелочные катализаторы. Для этих целей лучше всего подойдут ГКЖ-11Н в количестве 10 % от объема этилсиликатов, а также диатомиты, используемые не только в качестве загустителя, но и адсорбента, способного удерживать в себе состав за счет высокой пористости (85 %), и высокой адгезии к горной породе и металлу обсадных колонн (при содержании SiО2 80-88%). Такие композиции абсолютно нетоксичны, взрыво- и пожаробезопасны, обладают низкой коррозионной активностью (т.к. в процессе гидролиза выделяется не кислота, а низшие алифатические спирты), а также высокими селективными водоизолирующими свойствами. Образующийся материал обладает высокими прочностные характеристики, адгезионными свойствми к горным породам и металлу обсадных колонн, имеет хорошую гидрофобную активность.

Необходимо отметить, что такие составы могут использоваться в широком интервале пластовых температур (от 0 до 200 °С) независимо от степени минерализации пластовых вод. Температура замерзания реагентов ниже минус 40 °С.

Размеры частиц диатомита не превышает 1 мкм, они представляют собой удлиненные пластинчатые частицы кремнезема длиной до 0,5 мкм и толщиной до 0,1 мкм, что подразумевает его применение в низко- и средне-проницаемых коллекторах. Состав на основе ЭТС, ГКЖ и диатомита не проницаем для воды, но проницаем для углеводородов, и при этом за счет ввода диатомита происходит дополнительное осушение ПЗП за счет адсорбции воды в окружающей горной породе.

Для проведения экспериментов были приготовлены составы с разным содержанием вышеуказанных ингредиентов. Цель экспериментов - получение коэффициентов восстановления проницаемости от проведения технологических операций, соответствующих тестируемой технологии изоляции во-донасыщенных пластов, на модели прискважинного фильтра, которая представляет собой водонасыщенный образец горной породы.

Порядок проведения экспериментов следующий. Образец керна помещается в кернодержатель флюидодинамической установки. Создается внут-рипоровое (т.е. пластовое) давление 4 МПа, а также давление обжима (горное), равное 20 МПа. Таким образом в экспериментах эффективное давление, равное разнице между горным и пластовым давлением, принято в испытаниях равным 16 МПа. Исследования проводились при температуре 60 °С. Через водонасыщенную модель фильтра призабойной зоны фильтруется пластовая вода для определения ее проницаемости по воде, эта проницаемость и является базовой. Отдельно замерялась базовая проницаемость образцов горной породы по пластовой воде и керосину. Затем фильтруются жидкости ГКЖ-11Н, ЭТС-40 с диатомитом.

По завершении мероприятий, установленных тестируемой технологией, производится выдержка в течение 12 часов.

После чего производится измерение проницаемости образца горной породы. В ходе тестирования измеряются перепад давления ^Р) на керне и объемная скорость фильтрации Определяется значение отношения Q/dP, которое используется в расчете проницаемости.

Проницаемость определяется по формуле:

3 2

где к - проницаемость образца, 10- мкм .

(О/ёР) - отношение объемной скорости фильтрации керосина к перепаду давления на концах модели фильтра ПЗП (см /ч)/МПа;

ц - вязкость керосина, сП.

Ь/Б - отношение длины образца к площади его сечения, см-1;

1/36 - пересчетный коэффициент, зависящий от системы единиц измерений в опытах.

Параметром, характеризующим тестирование, принят коэффициент восстановления проницаемости:

где в - коэффициент увеличения проницаемости;

к - проницаемость после воздействия;

к0 - базовая проницаемость по пластовой воде.

Состав и технологические характеристики селективной водоизоляци-онной композиции на основе ЭТС-40 и диатомитом представлены в Таблице 3.14.

Таблица 3.14 - Состав и технологические характеристики селективной водо-изоляционной композиции с диатомитом

№ п/п Пористость керна, % Соотношение компонентов ЭТС-40 /диатомит/ ГКЖ-11Н Проницаемость по пластовой воде, *10-3 мкм2 Проницаемость по керосину, *10-3 мкм2 Изменение проницаемости состава по пластовой воде, % /С1 — к? \ X 100 Изменение проницаемости состава по керосину, %

к] до обработки к2 после обработки к/ до обработки к2: после обработки

1 23,7 65/15/20 7,7 1,44 6,5 3,3 81,2 49,2

2 23,3 75/10/15 6,2 1,1 5,3 3,7 82,2 30,2

3 16,9 85/5/10 17,5 0,4 15,7 14,1 97,7 10,2

4 20,8 90/5/5 54,7 17 48,1 41,8 68,9 13,1

График изменения проницаемости по пластовой воде и керосину представлен на Рисунке 3.25.

я

-а'

I

£ I

а

5

3

В

(V)

120 100 80 60 40 20

97,7

81,2 82,1

49,. 68,9

2

Ж

2 13,1—

И 10,2

V/ //

65 ■15/20

75/10/15

855 10 (Кп=1б,9)

90 5 5 (Кпр20,8)

Соотношение компонентов ЭТС-40/диатоиит/ГКЖ11Н (Пористость керна^ %)

Закупоривающая способность состава по воде, % Закупоривающая способность состава по керосину, %

Рисунок 3.25 - График изменения проницаемости по пластовой воде

и керосину

По результатам исследований установлено, что при увеличении концентрации ЭТС-40 и снижении ГКЖ-11Н на 5 % снижается закупоривающая способность по воде в 1,4 раза и увеличивается по нефти в 1,3 раза. При увеличении ГКЖ-11Н и снижении ЭТС-40 на 5 % закупоривающая способность по воде снижается в 1,2 раза и увеличивается по нефти в 2,9 раза.

Представленные результаты доказывают довольно эффективность изолирующего действия состава на основе ЭТС 40, ГКЖ-11Н и диатомита, применимого в широких пределах проницаемостей пород-коллекторов, включая низкопроницаемые разности, а также коллекторы, которые имеют высокую

л

проницаемость (до 1 мкм ).

Применение такого водоизоляционного состава рекомендуется применять в терригенных пластах (с проницаемостью от 1 мД и выше, и пористостью от 15 % до 24 %), на добывающих скважинах с обводненность продукции более 80 %, которые обводняются по причине прорыва вод от нагнетательных скважин.

Селективный состав для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах (патент РФ № 2529080) позволяет изолировать приток пластовых вод в сильнообводненных зонах. Применение разработанного селективного состава рекомендовано для проведения ГТМ в рамках опытно -промышленных работ по ограничению водопритоков в скважинах, эксплуатирующих объект АС11-1+АС11-2 Нижне-Шапшинского месторождения в ЗСНГП (протокол СЗНС ЦКР Роснедр по УВС № 1076 от 23.12.2015 г.) (Приложение Б).

3.4 Разработка и исследование вязкоупругого состава для блокирования продуктивных пластов в процессе проведения ремонтно-изоляционных

работ

3.4.1. Обзор применения вязкоупругих составов для глушения скважин и временного отключения пластов

Вязкоупругие составы (ВУС) в период строительства и ремонта скважин (в том числе и при проведении РИР) применяются с целью защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей [34].

В настоящее время в Мире разработано, запатентовано и внедрено большое количество вариантов таких составов. Технологии их применения, составы и концентрации применяемых химических реагентов для каждой скважины выбираются индивидуально в зависимости от геолого-технических условий и цели выполняемых работ.

Как правило, ВУСы содержат комплекс полисахаридных полимеров, химические реагенты для регулирования кислотно-щелочной среды и сшиватель. Полимер и сшиватель выбираются в зависимости от необходимой термостабильности и плотности.

Применение пачек ВУС при капитальном ремонте добывающих скважин имеет следующие преимущества [35-38]:

- снижает влияние применяемых при ремонте скважин жидкостей на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов;

- некоторые ВУС способны ликвидировать негерметичность резьбовых соединений в обсадных колоннах;

- применяются при изолировании нарушений обсадных колонн;

- используются при изолировании межпластовых перетоков;

- зарекомендовали себя при промывке горизонтальных стволов;

- при глушении скважин снижают риск поглощения задавочной жидкости в пласт;

- при проведении РИР применяются в качестве «жидкого пакера».

В настоящее время разработка технологических растворов на основе торфа - одно из перспективных направлений в области бурения и глушения нефтяных и газовых скважин.

Торфощелочной реагент (ТЩР) широко применяется для обработки буровых растворов с целью снижения фильтратоотдачи, вязкости, СНС и повышения их стабильности. Его можно получить путем воздействия на него каустической содой.

Активация торфа при механическом воздействии является малоисследованной областью. Существенными преимуществами механохимического подхода является исключение из технологии большого количества органических растворителей, снижение материальных и трудовых затрат на производство.

Твердая составляющая торфа представляет собой дисперсию смеси вы-сокополимеров целлюлозной природы, органоминеральных веществ, содержащих гидрофильные и гидрофобные компоненты, а также растворов низкомолекулярных соединений.

Торф - это материал, который после несложной химической активации превращается в дисперсную фазу неглинистых буровых растворов. Можно изменять состав и свойства коллоидных компонентов торфа, а также фиксировать его волокнистое строение или изнутри, через систему пор, разлагать материал, превращая его в аморфную гелеобразную массу. При определенных условиях добавки торфа в различные буровые растворы, в том числе в асбогумат и глинистые суспензии, способствуют повышению его термостойкости.

Так торфощелочной буровой раствор, названный торфогуматом, и его разновидности: торфосиликат, торфоалюминат, торфокарбонат и т.п., так же как асбогумат, обладают недиспергирующими и адгезионно-флокулирующими свойствами по отношению к глинистому шламу. Поэтому они могут применяться, по крайней мере, в трех вариантах: «чистый» торфо-гумат для бурения под кондуктор в рыхлых поглощающих породах; как реа-гент-торфогумин, который периодически добавляется в циркулирующий буровой раствор (в том числе в глинистую суспензию, получаемую самозамесом); для контактной флоккуляции шлама и выпадения его в осадок.

При бурении глинистых разрезов торфогумат нужно дополнительно обработать УЩР, лигносульфонатами, модифицированными лигнинами, ПФЛХ, пластификаторами Л-7 и комплексонами. Тем самым недиспер- ги-рующие свойства торфогумата усиливаются. Нетрадиционным является применение для обработки торфогумата не УЩР, а ТЩР или торфогумина, специально приготовленного на буровой в глиномешалке из торфа с повышенным содержанием щелочи.

Торф обладает уникальным с позиции технологии буровых растворов свойством. Его плотность близка к единице, а следовательно, плотность тор-фогумата практически не зависит от концентрации торфа. При бурении в зонах поглощений можно приготовить достаточно подвижный раствор с плот-

-5

ностью 1030 кг/м и 30-40 %-ным содержанием торфа, а затем путем специ-

альной обработки всю эту массу перевести в твердообразное состояние. Следовательно, торфяные мицеллярные растворы могут быть эффективнее в зонах поглощений, чем МБР с асбестом.

Если необходимо усилить коркообразующие свойства, создать неподвижный теплоизоляционный слой на стенке скважины или замедлить скорость разупрочнения неустойчивых глин путем связывания воды, то в торфо-гумат следует добавить КМЦ и другие растворимые эфиры целлюлозы, полимерные реагенты.

В настоящее время торф применяется как добавка к буровым растворам, цементным растворам в качестве облегчающего наполнителя, составам для вытеснения нефти, изоляции притока пластовых вод и др.

3.4.2 Разработка вязкоупругого состава на торфощелочной основе для

глушения скважин

Известно, что большинство РИР производится с предварительным блокированием продуктивного пласта и глушением скважины. Наиболее важными технологическими параметрами блокирующих растворов при глушении скважин с сильно дренированной ПЗП являются эффективная вязкость, концентрация и размеры коркообразующих частиц, от которых зависят остальные свойства: показатель фильтрации, СНС и др.

В развитие этого направления разработан состав для глушения нефтяных и газовых скважин, который включает в себя: торф, щелочной модификатор, ингибитор набухания глин, пеногаситель, полимер КМЦ и воду, утяжелитель и воду при следующем соотношении компонентов (Таблица 3.15), %:

Таблица 3.15 - Компоненты вязкоупругого состава

Торф 5-7;

Калийносодержащий щелочной модификатор 0,5-1,5;

Хлористый калий 1-3;

Полимер КМЦ 0,8-1,5

Пеногаситель МАС-200М 1-3;

Утяжелитель барит 10-50;

Вода Остальное.

Существует мнение, что применение торфа имеет относительно низкую эффективность в качестве структурообразователя. Однако в его состав входит целый комплекс веществ, весьма ценных с позиций растворов. Это гуми-новая кислота, гемицеллюлоза, крахмал и пектиновые вещества, битумы, лигнин и др. Гуматные реагенты из торфа уже используются для регулирования свойств растворов в связи с их доступностью, низкой стоимостью исходного сырья и простотой приготовления.

Задачей предлагаемой разработки состояла в повышении безопасности проведения работ при капитальном ремонте скважин при сохранении ФЕС пород-коллекторов после глушения скважины, то есть состав должен быть пожаробезопасным, оказывать минимальное негативное воздействие на ФЕС пород-коллекторов при глушении скважин и проведении ремонтно-восстановительных работ, особенно в условиях АНПД, и обеспечивать оптимальные вязкость, структурно-механические свойства, тиксотропность структуры, минимальную, вплоть до нулевой, фильтрацию в ПЗП.

Первоначально была поставлена задача - исследовать степень набухания глинистых брикетов (Рисунок 3.26) под влиянием торфощелочного вяз-коупругого состава.

Рисунок 3.26 - Глинистый брикет для исследования на набухаемость

Экспериментальные работы проводились на установке продольного набухания глинистых брикетов компании OFITE в лаборатории «Исследования технологических жидкостей» Тюменского индустриального университета.

Для изготовления брикетов был использован бентонитовый глинопо-рошок Зыряновского месторождения Курганской области. Навески массой 15 г были помещены в компактор высокого давления, где под давлением 6000 psi 41,3 МПа) и в течение 30 мин, были приготовлены образцы для исследований.

После приготовления образцы помещались в специальные цилиндры (Рисунок 3.27), в которые вводились исследуемые растворы, и выдерживали до тех пор, пока графики результатов не начнут выполаживаться (стабилизироваться) (Рисунок 3.28).

Рисунок 3.27 - Цилиндры для исследований Растворы обладал повышенной условной вязкостью, равной 2100 с.

45 40 I 35 1 30

а.

ю 25

ш —-

I 20

Л

I- 15

5 ю

5

0 .

012345678 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Время проведения эксперимента, ч

Рисунок 3.28 - Зависимость набухания глинистого брикета в среде

вязкоупругого раствора

График зависимости раствора описывается полиномиальной функцией четвертой степени у = -0,0003х4 + 0,0179х3 - 0,4245х2 + 5,9129х - 3,295, величина достоверной аппроксимации R2 = 0,9952.

Калийносодержащий реагент служит для модификации торфяного структурообразователя. При таком условии одновременно происходит омы-

ление частиц торфа и обогащение водной фазы раствора ионами калия. Дополнительное обогащение торфогуматного раствора калий-ионами происходит при введении хлористого калия.

Сочетание калийсодержащего щелочного модификатора с хлористым калием приводит к обогащению фильтрата торфогуматного раствора ионами калия, активно способствующими подавлению процесса набухания и гидратации глинистых пород.

Стоит отметить, что при добавлении гидроксида калия в ВУС происходит расщепление частиц торфа, в результате чего коллоидная фракция составляет менее 0,1 мм.

Далее раствор был исследован на касательное напряжение и кинематической вязкости на ротационном вискозиметре Model 900 (Рисунок 3.29).

Рисунок 3.29 - Внешний вид ротационного вискозиметра Model 900

Результаты исследований представлены в Таблице 3.16.

Таблица 3.16 - Результаты исследований раствора статическое напряжение сдвига и кинематической вязкости

RPM (скорость вращения) SS (касательное напряжение), MPa VIS (кинематическая вязкость), sP

1 7,3 4200

2 7,5 2200

3 9,5 700

6 12,7 654

10 13,8 580

20 14,7 433

30 17,8 348

60 25,3 249

100 32,1 186

200 41,9 120

300 48 96,9

600 86,5 84,7

Следующий этап исследования торфощелочного ВУС - определение степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства пород коллекторов в условиях, моделирующих пластовые.

Исследования проводились на установке «Model FDS-350» (Рисунок 3.30) в лаборатории «Исследований нарушений характеристик горных пород в процессе бурения скважин» Тюменского индустриального университета на керне продуктивного пласта БС10 Крайнего нефтяного месторождения, фильтрационно-емкостные свойства которого схожи с продуктивным пластов БВ8 Повховского нефтяного месторождения.

Рисунок 3.30 - Внешний вид установки «Model FDS-350»

Исследования проводились при следующих условиях: температура 70 0С, горное давление - 60,60 МПа, пластовое давление - 24,50 МПа, эффективное давление 36,10 МПа. Характеристики керна представлены в Таблице 3.17. Результаты определения степени воздействия вязкоупругого состава на фильтрационно-емкостные свойства керна представлены в Таблице 3.18.

Коэффициент восстановления проницаемости составил 64,5 %, однако в процессе дальнейшей фильтрации происходит разрушение кольматирую-щего торфощелочного экрана и проницаемость восстанавливается до первоначальной.

Разработанный и исследованный вязкоупругий состав на торфощелоч-ной основе (патент РФ № 2601708) [40] предназначен для временной защиты продуктивного пласта от влияния технологических жидкостей в период проведения ремонтных работ. Отличительной особенностью ВУСа от известных является то, что для формирования его структуры применяется органическая составляющая - торф, обеспечивающий минимальное воздействие на филь-трационно-емкостные свойства пород-коллекторов и не требует ввода деструкторов.

Технология глушения скважин внедрена в рабочий процесс компании ООО «Инновационные технологии (ООО «Интех») (г. Тюмень) и рекомендована для глушения скважин в Западной Сибири (Приложение В).

Таблица 3.17 - Фильтрационно-емкостные свойства керна продуктивного пласта БС10 Крайнего нефтяного

месторождения

Интервал отбо- Плотность,

Скважина ра, м , ,я г/см3

№ п/п кровля подошва Вынос керн; Место взяти Литологическое описание Пласт Пористость, % Проницаемость, мД Кво, % объем. минер. Урог,см3

Алевролит мелко-

крупнозернистый, песчани-

1 22 2702 2711 8,70 3,00 стый, нефтенасыщенный, карбонатный, слюдистый, с уг-лефицированным растительным детритом. БС10 17,58 23,94 19,47 2,19 2,66 3,38

Алевролит мелко-

крупнозернистый, песчани-

2 22 2702 2711 8,70 2,82 стый, нефтенасыщенный, карбонатный, слюдистый, с уг-лефицированным растительным детритом. БС10 17,61 22,25 19,92 2,19 2,66 4,021

Алевролит мелко-

крупнозернистый, песчани-

3 22 2739 2748 8,43 6,65 стый, слюдистый, карбонатный, с обломками аргиллита и углефицированным растительным детритом. БС10 14,29 20,63 31,9 2,29 2,67 3,294

Таблица 3.18 - Результаты определения степени воздействия вязко-упругого состава на фильтрационно-емкостные свойства керна

Исследуемый раствор Проницаемость по керосину, мД Проницаемость после воздействия мД Коэф. восстан.%

а Рч ТЗ Время стадии динамика, ч Время стадии статика ч V, см3

Полимерфторщелочный раствор 7,422 898 8 8 2,96 4,744 63,9

7,349 4,739 64,5

7,169 4,478 62,5

Давление срыва корки произошло при перепаде давления 32 атм.

Применение такого вязкоупругого состава рекомендуется применять в скважинах, вскрывших терригенные пласты-коллекторы (с проницаемостью от 20 мД до 24 мД, и пористостью от 14 % до 18 %).

Выводы по главе 3

1. Методом математического планирования эксперимента научно обоснована, разработана и экспериментально подтверждена целесообразность и перспективность разработки водоизоляционной композиции на основе ОТДВ «Микродур». Методом компьютерной микротомографии установлено, что пористость сформированного тампонажного камня на основе ОТДВ «Мик-родур» в течение двух суток твердения закрытая и в 3 раз меньше, чем у там-понажного камня на основе ПЦТ-100. Также установлено, что после прокачивания состава на основе ОТДВ «Микродур» через керн в диапазоне прони-цаемостей от 1 мД и выше происходит полное заполнение порового пространства. Реализованные подходы для разработки водоизоляционных составов на основе ОТДВ «Микродур» реализованы в процессе научно-проектного сопровождения работ по ограничению водопритоков в нефтяных скважинах

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а точнее при устранении негерметичности «головы» хвостовиков боковых стволов на Повховском (№ 4926Н куста № 94) и Нивагальском (№ 5429Л куста № 762) месторождениях, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в скважине № 1366 куста № 466 Нивагальского месторождения, изоляции заколонной циркуляции в скважинах № 1379 куста № 62 Урьевского и № 2217 куста № 18БПоточного месторождений.

2. Научно обоснован, разработан и экспериментально подтвержден оптимальный состав компонентов водоизоляционной композиции селективного действия на основе ЭТС, ГКЖ с добавкой диатомита. Выявлено, что наиболее оптимальным содержанием ЭТС-40 в ГКЖ-11Н составляет 85 % и 10 %, соответственно (содержание диатомита - 5 %). При увеличении концентрации ЭТС-40 и снижении ГКЖ-11Н на 5 % снижается закупоривающая способность по воде в 1,4 раза и увеличивается по нефти в 1,3 раза. При увеличении ГКЖ-11Н и снижении ЭТС-40 на 5 % закупоривающая способность по воде снижается в 1,2 раза и увеличивается по нефти в 2,9 раза. Применение разработанного селективного состава рекомендовано для проведения ГТМ в рамках опытно-промышленных работ по ограничению водопритоков в скважинах, эксплуатирующих объект АС11-1+АС11-2 Нижне-Шапшинского месторождения в ЗСНГП (протокол СЗНС ЦКР Роснедр по УВС № 1076 от 23.12.2015 г.).

3. Научно обоснован, разработан и экспериментально подтвержден компонентный состав вязкоупругой композиции на торфощелочной основе. Результаты проведенных экспериментальных лабораторных исследований по изучению влияния вязкоупругого состава на ФЕС пород-коллекторов позволили установить, что при фильтрации флюида из пласта в скважину происходит разрушение кольматирующего торфощелочного экрана и проницаемость восстанавливается до первоначальной. Технология глушения скважин внедрена в рабочий процесс компании ООО «Инновационные технологии (ООО «Интех») (г. Тюмень) и рекомендована для глушения скважин в Западной Сибири.

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ ОГРАНИЧЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ВОДОПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ (В Т.Ч. ПОВХОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

4.1 Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением водоизоляционных композиций селективного и

неселективного действия

Предлагается последовательная установка водоизоляционного экрана, основанная на закачивании в обводнившийся продуктивный пласт первой водоизоляционной композиции на микроцементной основе (для отсечения и осаждения конуса воды) с последующим закачиванием водоизоляционного состава селективного действия выше установки первого (Рисунок 4.1) [45].

1 - эксплуатационная колонна; 2 - НКТ; 3 - продуктивный пласт; 4 - водоносный пласт; 5 - первый водоизоляционный экран на микроцементной основе; 6 - второй водоизоляционный экран на селективной основе; 7 - докрепляющая композиция на основе ОТДВ «Микродур»; 8 - перфорационные отверстия

Рисунок 4.1 - Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением водоизоляционных композиций селективного и

неселективного действия

4.2 Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением вязкоупругого состава

Технология базируется на закачивании в скважину в несколько циклов вязкоупругих композиций, отличающихся по изначальной вязкости, времени гелеобразования, что позволяет создать протяженный водоизоляционный экран в интервале ВНК, с последующим докреплением экрана тампонажным составом на основе микроцемента (Рисунок 4.2) [47].

1 - эксплуатационная колонна; 2 - НКТ с пакером; 3 - перфоратор (для проведения перфорации эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК); 4 - ВНК; 5 - перфорационные отверстия; 6 - долото; 7 - первая порция ВИК; 8 - вторая порция ВИК; 9 - третья порция ВИК; 10 - микроцементный раствор; 11 - цементный стакан, разбуренный до кровли водоизоля-ционного экрана; 12 - перфоратор (для проведения перфорации в нефтена-

сыщенной части пласта)

Рисунок 4.2 - Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением вязкоупругого состава

4.3 Технология ликвидации водопритока в скважинах с применением водоизоляционного состава на микроцементной основе

Технология реализуется путем закачивания водоизоляционного состава на микроцементной основе через пробуренные радиальные каналы, направленных по радиусу в разных направлениях с последующим докреплением цементным раствором [48].

4.4 Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением радиального бурения

Технология включает бурение в обводнившийся интервал продуктивного пласта радиальных каналов (ответвлений), закачивание в эти ответвления водоизоляционной композиции с созданием водоизоляционного экрана и оставлением скважины на реагирование под давлением (Рисунок 4.3, поз. А, Б, В, Г и Д) [46].

4.5 Технология ограничения водопритока в горизонтальном участке

ствола добывающей скважины

Технология осуществляется закачиванием водоизолирующей композиции в определенный интервал горизонтального ствола за счет применения системы набухающих пакеров с применением колтюбинговой установки [139].

Технология включает извлечение применяемого для добычи внутрис-кважинного оборудования с последующим проведением геофизических исследований для установления интервала водопритока (Рисунок 4.4).

1 - забой; 2 - конус воды; 3 - уровень жидкости; 4 - интервал перфорации; 5 - лифтовая колонна; 6 - эксплуатационная колонна; 7 - необводнившаяся часть продуктивного пласта; 8 - продуктивный пласт; 9 - колонная бурильных труб; 10 - направляющая компоновка; 11 - сквозной канал; 12 - выходное отверстие; 13 - якорно-пакерующее

устройство; 14 - обводнившаяся часть продуктивного пласта; 15 - гибкая труба; 16 - рукав высокого давления; 17 - гидромониторная насадка; 18 - песчано-жидкостная смесь; 19 - отверстие в обсадной колонне; 20 - струя РУО; 21 - цементный камень; 22 - радиальное ответвление; 23 - водоизоляционная композиция; 24 - водоизоляционный

экран

Рисунок 4.3 - Технология ликвидации водопритока в нефтедобывающих скважинах с применением радиального бурения

1 - скважина с горизонтальным окончанием; 2 - продуктивный пласт; 3 - интервал притока пластовых вод; 4 - водоносный горизонт; 5 - щелевой

хвостовик; 6 - центратор

Рисунок 4.4 - Извлечение применяемого для добычи внутрискважинного оборудования с последующим проведением геофизических исследований

Затем на ГНКТ спускают предварительно собранную на устье скважины компоновку, состоящей из соединителя с ГНКТ (коннектора), сдвоенного обратного клапана или двух обратных клапанов створчатого типа, разъединителя с колонной ГНКТ и перфорированного патрубка с пакерами набухающего действия длиной по 1 м, при чем к концу патрубка прикреплена полнопроходная трубка с внутренним седлом (Рисунок 4.5).

1 - скважина с горизонтальным окончанием; 2 - продуктивный пласт; 3 - интервал притока пластовых вод; 4 - водоносный горизонт; 7 - гибкие трубы; 8 - перфорированный патрубок; 9 - набухающий пакер; 10 - полнопроходная трубка с пазами

Рисунок 4.5 - Компоновка, спускаемая в горизонтальный участок скважины

После спуска компоновки в горизонтальный участок скважины, уплотнительные элементы набухающих пакеров оставляют на время их разбухания. Осуществляют сброс металлического шара (или шара из композитного материала), прокачивают водоизоляционный состав с продавкой его буферной жидкостью. Сбрасываемый шар за счет прокачивания плотно садится в седло трубки и перекрывает ее внутренний канал. Водоизоляционный состав прокачивается в отверстия перфорированного патрубка в интервал поступления пластовых вод (Рисунок 4.6).

По окончании операции осуществляют сброс шара большего диаметра в ГНКТ до разъединителя колонны ГНКТ, подают гидравлическое давление,

и ГНКТ отсоединяется от компоновки и поднимается на дневную поверхность.

1 - скважина с горизонтальным окончанием; 2 - продуктивный пласт; 3 - интервал притока пластовых вод; 4 - водоносный горизонт; 7 - гибкие трубы; 8 - перфорированный патрубок; 9 - набухающий пакер; 10 - полнопроходная трубка с пазами; 11 - шар из композитного материала определенного диаметра в полнопроходной трубке; 12 - водоизоляционная композиция; 13 - буферная жидкость

Рисунок 4.6 - Сброс шара и прокачивание водоизоляционной композиции

После подъема скважину оставляют на ожидание затвердевание цемента. В последующем в скважину на ГНКТ спускают фрезу и осуществляют разбуривание перфорированного патрубка, пакеров и остатков водоизоляци-онного состава с вымывом стружки на дневную поверхность (Рисунок 4.7).

В завершении в скважину спускают внутрискважинное оборудование для добычи, скважину осваивают и выводят на режим.

1 - скважина с горизонтальным окончанием; 2 - продуктивный пласт; 3 - интервал притока пластовых вод; 4 - водоносный горизонт; 7 - гибкие трубы; 8 - перфорированный патрубок; 9 - набухающий пакер; 10 - полнопроходная трубка с пазами; 11 - шар из композитного материала определенного диаметра в полнопроходной трубке; 12 - водоизоляционная композиция;

14 - шар для аварийного разъединителя; 15 - фреза Рисунок 4.7 - Разбуривание компоновки

4.6 Технология ограничения водопритока с применением водоизоляционных составов различных композиций

Технология основана на закачивании водоизоляционного состава на цементной основе в скважину на границе ВНК, после ОЗЦ проводится разбу-ривание образованного экрана радиальной перфорацией с последующим закачиванием в радиальные каналы водоизоляционной композиции на микроцементной основе [49].

4.7 Технология снижения водопескопроявлений с применением

проппантов

Технология основана на создании противопесочного фильтра внутри скважины [54].

По способу технологии глушение скважины. Извлекают внутрисква-жинное оборудование. Осуществляют спуск компоновки оборудования с «пером» на колонне насосно-компрессорных труб до головы песчаной пробки. Промывают песчаную пробку. Извлекают колонну НКТ с «пером». Спускают в скважину на колонне НКТ и устанавливают пакер-пробку на глубину на 1-2 м ниже нефтенасыщенного интервала пласта. Отсоединяют от колонны НКТ пакер-пробку. Извлекают из скважины колонну НКТ. Спускают перфорированную НКТ малого диаметра с размещенным в верхней ее части верхним пакером до упора на пакер-пробку. Распакеровывают верхний па-кер. Спускают во внутреннюю полость колонны перфорированных НКТ гибкую трубу. Закачивают через гибкую трубу проппант с полимерной композицией в перфорированную НКТ с продавкой его в заколонное пространство между обсадной колонной и перфорированной НКТ. Выдерживают скважину во времени и обеспечивают сшивку проппанта. Затем осваивают скважину и выводят ее на режим эксплуатации (Рисунок 4.8, поз А, Б и В).

При осуществлении технологии закачиваемый проппант должен иметь такую фракцию, чтобы через создаваемый в скважине фильтр не создавались условия выноса песчаных частиц (как правило, должен удерживать 70-80 % (по массе) крупных частиц и пропускать от 20 до 30 % мелких).

Основными физическими характеристиками проппантов, влияющих на качество создаваемого внутрискважинного фильтра являются: форма гранул (т.е. сферичность и округлость) и плотность.

Для осуществления предлагаемой технологии были проведены экспериментальные лабораторные исследования различных фракций проппантов на насыпную плотность, сферичность и округлость.

На насыпную плотность фракции 12/18 были исследованы проппанты марок: ForeProp RCP, ForeLWP, BorProp light, ForeRCP, ForeProp, BorProp LT RCP, CARBO LITE, BorProp RCP (R1), ForeSand, CarboBond, А51, ТКЗ,

БогРгор ЯСР (Я2), БОКРЯОР, КогёРгор (2100) ЯСР, УгаШ, ВогРгор ББР, ШегРгор, БогРгор ЯСР, САЯБО ИБР, СагЬоРгор.

А - Скважина с песчаной пробкой на забое

Б - Компоновка с перфорированной трубой и пакером

В - Внутрискважинный противопесочный фильтр

1 - добывающая скважина; 2 - перфорационные отверстия; 3 - песчаная пробка; 4 - компоновка с пером на НКТ; 5 - пакер-пробка; 6 - перфорированная насосно-компрессорная труба; 7 - верхний пакер; 8 - гибкая НКТ; 9 - проппант с полимерной композицией

Рисунок 4.8 - Технология снижения водопескопроявлений с применением проппантов

Гистограмма распределения насыпных плотностей исследованных проппантов фракции 12/18 по возрастанию представлена на Рисунке 4.9.

Для изучения насыпной плотности фракции 16/20 были выбраны проп-панты: ForeRCP, BORPROP, CARBO LITE, BorProp light, ForeProp RCP, ForeProp, Sinter LITE, BorProp RCP, CarboBond, А51, CarboProp, YIXING, BorProp SSP, Sinter Ball.

Гистограмма распределения насыпноых плотностей проппантов фракции 16/20 по возрастанию представлена на Рисунке 4.10.

Рисунок 4.9 - Гистограмма распределения насыпных плотностей

проппантов фракции 12/18

Рисунок 4.10 - Гистограмма распределения насыпных плотностей

проппантов фракции 16/20

По фракции 16/30 насыпная плотность изучалась у следующих проп-пантов: BorProp light, ForeRCP, ForeProp, CARBO LITE, BorProp RCP (R2), Trekgorney, Sinter LITE, BorProp RCP (R1), BORPROP, BorProp SSP, КНР, Linhai, NordProp RCP, CarboProp и Sinter Ball.

Гистограмма распределения насыпных плотностей проппантов фракции 16/30 по возрастанию представлена на Рисунке 4.11.

1,56

S 1

1,56

1,56

1,56

1,56

1,61

1,66

1,75

, 77 1,81 1,81

111

1,82

1,86

1,87

2,07

W

/ / J' / ^ J* f / у

* У £

хР ,0<? J-О #

Марки проппантов

2

0

Рисунок 4.11 - Гистограмма распределения насыпной плотности проппантов марок фракции 16/30

По фракции 20/40 на насыпную плотность были исследованы: Trekgorney, BorProp light, CARBO LITE, ForeProp, BorProp RCP (R1), BorProp RCP (R2), BorProp SSP, Sinter LITE, CarboProp, BORPROP и Sinter Ball.

Гистограмма распределения насыпной плотности проппантов фракции 20/40 по возрастанию представлена на Рисунке 4.12.

Рисунок 4.12 - Гистограмма распределения насыпной плотности

проппантов фракции 20/40

Далее как уже было сказано выше, еще одной главной физической характеристикой проппантов, влияющей на качество создаваемого внутрисква-жинного фильтра являются - форма гранул (т.е. округлость и сферичность).

Значения сферичности проппантов разных марок по фракциям представлены в Таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Значения сферичности проппантов разных марок по фракциям

6/10 10/14 12/18 16/20 16/30 18/40 20/40

ВОИРЯОР - - 0,88 0,89 0,87 - 0,86

1ЧоМРгор (2100) ЯСР - - 0,9 - - - -

РогеЯСР 0,84 0,9 0,9 0,9 0,9 - -

БогеРгор - 0,89 0,88 0,87 - - -

СагЬоРгор - - 0,84 - - - 0,81

СЛИВО ЫТБ - - 0,9 - - - -

ВогРгор ЯСР - - 0,83 - - - -

ТКЗ - - 0,89 - - - -

Уегеаргор - - - - - 0,88 -

КНР - - - - 0,85 - -

БогеРгор ЯСР - 0,9 0,88 0,84 - - -

Значения округлости проппантов разных марок по фракциям представлены в Таблице 4.2.

Таблица 4.2 - Значения округлости проппантов разных марок по фракциям

6/10 10/14 12/18 16/20 16/30 18/40 20/40

ВОЯРЯОР - - 0,87 0,87 0,84 - 0,77

1ЧоМРгор (2100) ЯСР - - 0,9 - - - -

БогеЯСР 0,84 0,9 0,9 0,9 0,9 - -

БогеРгор - 0,89 0,87 0,86 - - -

СагЬоРгор - - 0,82 - - - 0,83

СЛИВО ЬГГБ - - 0,9 - - - -

ВогРгор ЯСР - - 0,88 - - - -

ТКЗ - - 0,88 - - - -

Уегеаргор - - - - - 0,84 -

КНР - - - - 0,82 - -

БогеРгор ЯСР - 0,9 0,88 0,82 - - -

По результатам исследований был разработан программный продукт «Proppaпts» (Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017617149 от 27.06.2017 г.), являющийся базой данных результатов исследований физико-механических и фильтрационных свойств проппантов, для осуществления технологии снижения пескопроявлений скважин и закрепления продуктивных пластов [57].

Необходимо отметить, что разработанные и запатентованные в ходе диссертационного исследования технологии для ремонтно-изоляционных работ в скважинах, защищенные патентами Российской Федерации (патенты РФ №№ 2529080, 2564704, 2580532, 2588582, 2601708, 2613067, 2620684, 2604100, 2631512, 2604100) включены в рабочий процесс компании ООО НПФ «Геотерм», ведущего работы по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин на территории Российской Федерации (Приложение Г).

Данные технологии также рассматривались и в качестве геолого-технических мероприятий на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении компании АО «Мессояханефтегаз» (Приложение Д).

1. Теоретически обоснованы и разработаны новые технологии ограничения и ликвидации водопескопроявлений в нефтедобывающих скважинах (в том числе для Повховского нефтяного месторождения).

2. Разработанные технологии для ограничения и ликвидации водопри-токов в скважинах позволяют увеличить радиус и прочность водоизоляцион-ного экрана, а также время начала обводнения скважин (патенты РФ №№ 2529080, 2564704, 2580532, 2588582, 2601708, 2613067, 2620684, 2604100, 2631512). Технологии включены в рабочий процесс ООО «НПФ «Геотерм», ведущего работы по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин на территории Российской Федерации и рекомендованы к применению на месторождениях Западной Сибири и других нефтегазовых регионов России. Данные технологии также рассматривались в качестве геолого-технических мероприятий на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении компании АО «Мессояханефтегаз».

3. Технология снижения пескопроявлений и закрепления ПЗП скважин (патент РФ № 2604100) отличается от известных тем, что противопесочный фильтр создается применением проппанта непосредственно внутри скважины. Разработанный программный продукт «Pшppants» (Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2017617149 от 27.06.2017 г.) является базой данных результатов исследований физико-механических и фильтрационных свойств проппантов, для осуществления технологии снижения пескопроявлений скважин и закрепления продуктивных пластов.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. По эксплуатационному объекту БВ8 отобрано 81,8 % от НИЗ, текущая обводненность - 84,7 %. Снижение отборов нефти связано преимущественно с выработанностью запасов и обводнением Основной залежи объекта. По объекту ЮВ1 реализуемая в настоящее время система разработки залежей объекта недостаточно эффективна. Отобрано от НИЗ 41,2 %, текущая обводненность - 77 %. Снижение отборов нефти в значительной степени связано с обводнением объекта. Дальнейшее извлечение запасов углеводородов будет осуществляться при высоких величинах как текущего, так и конечного водонефтяного фактора. Выработка запасов объекта Ач осложнена опережающим обводнением. Извлечение запасов углеводородов будет осуществляться при высоких величинах как текущего, так и конечного водонефтяного фактора. Исходя из проведенного анализа разработки месторождения и эффективности проводимых геолого-технических мероприятий, необходимо отметить, что в связи с высокой обводненностью продукции добывающих скважин, эксплуатирующих объекты БВ8, ЮВ1 и Ач, необходимо большее количество работ проводить по ограничению и ликвидации водопритоков, в частности применять новые составы и технологии РИР.

2. Проведен анализ основных геолого-физических и технико-технологических факторов возникновения и развития обводненности нефтедобывающих скважин вследствие поднятия конуса подошвенных вод, зако-лонных перетоков, негерметичности эксплуатационной колонны, а также вследствие прорыва нагнетаемых вод в процессе ППД, в результате чего была разработана обобщенная схема геолого-физических и технико-технологических факторов возникновения обводненности продукции скважин нефтяных месторождений (с учетом геолого-физических условий Пов-ховского нефтяного месторождения). В результате проведенного обзора аналитических методов диагностики обводненности продукции добывающих

скважин (на примере скважин Повховского нефтяного месторождения) обоснована схема анализа методов и обоснования принятия решений проведения геолого-технологических мероприятий по ограничению и ликвидации водо-притоков.

3. Методом математического планирования эксперимента научно обоснована, разработана и экспериментально подтверждена целесообразность и перспективность разработки новой водоизоляционной композиции на основе ОТДВ «Микродур». Взаимное влияние компонентов друг на друга, их синер-гетическое действие в данном составе позволяет за счет реакции и отверждения в пластовых условиях образовывать прочный камнеобразный материал. Методом компьютерной микротомографии установлено, что пористость сформированного тампонажного камня на основе ОТДВ «Микродур» в течение двух суток твердения закрытая и в 3 раз меньше, чем у тампонажного камня на основе ПЦТ-100. Также установлено, что после прокачивания состава на основе ОТДВ «Микродур» через керн в диапазоне проницаемостей от 1 мД и выше происходит полная заполнение порового пространства.

Научно обоснован, разработан и экспериментально подтвержден оптимальный состав компонентов новой водоизоляционной композиции селективного действия на основе ЭТС, ГКЖ с добавкой диатомита, который в присутствии пластовой воды вступает с ней в реакцию гидролитической поликонденсации. Выявлено, что наиболее оптимальное содержание ЭТС-40 в ГКЖ-11Н составляет 85 % и 10 %, соответственно (содержание диатомита -5 %). При увеличении концентрации ЭТС-40 и снижении ГКЖ-11Н на 5 % снижается закупоривающая способность по воде в 1,4 раза и увеличивается по нефти в 1,3 раза. При увеличении ГКЖ-11Н и снижении ЭТС-40 на 5 % закупоривающая способность по воде снижается в 1,2 раза и увеличивается по нефти в 2,9 раза.

Научно обоснован, разработан и экспериментально подтвержден компонентный состав новой вязкоупругой композиции на торфощелочной осно-

ве. Результаты проведенных экспериментальных лабораторных исследований по изучению влияния вязкоупругого состава на ФЕС пород-коллекторов позволили установить, что в течение 8 часов после установления депрессии коэффициент восстановления проницаемости керна с проницаемостью 7,349 мД составляет 64,5 %, однако в процессе дальнейшей фильтрации в течение 24 часов происходит разрушение кольматирующего торфощелочного экрана и проницаемость восстанавливается до первоначальной.

Реализованные подходы для разработки водоизоляционных составов на основе ОТДВ «Микродур» реализованы в процессе научно-проектного сопровождения работ по ограничению водопритоков в нефтяных скважинах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а точнее при устранении негерметичности «головы» хвостовиков боковых стволов на Повховском (№ 4926Н куста № 94) и Нивагальском (№ 5429Л куста № 762) месторождениях, ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в скважине № 1366 куста № 466 Нивагальского месторождения, изоляции заколонной циркуляции в скважинах № 1379 куста № 62 Урьевского и № 2217 куста № 18БПоточного месторождений.

Применение разработанного селективного состава рекомендовано для проведения ГТМ в рамках опытно-промышленных работ по ограничению во-допритоков в скважинах, эксплуатирующих объект АС11-1+АС11-2 Нижне-Шапшинского месторождения в ЗСНГП (протокол СЗНС ЦКР Роснедр по УВС № 1076 от 23.12.2015 г.).

Технология глушения скважин внедрена в рабочий процесс компании ООО «Инновационные технологии (ООО «Интех») (г. Тюмень) и рекомендована для глушения скважин в Западной Сибири.

4. Разработанные технологии для ограничения и ликвидации водопри-токов в скважинах позволяют увеличить радиус и прочность водоизоляцион-ного экрана, а также время начала обводнения скважин (патенты РФ №№ 2529080, 2564704, 2580532, 2588582, 2601708, 2613067, 2620684, 2604100,

2631512). Технологии включены в рабочий процесс ООО «НПФ «Геотерм», ведущего работы по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин на территории Российской Федерации и рекомендованы к применению на месторождениях Западной Сибири и других нефтегазовых регионов России. Данные технологии также рассматривались в качестве геолого-технических мероприятий на Восточно-Мессояхском нефтегазоконденсатном месторождении компании АО «Мессояханефтегаз».

5. Результаты исследований явились основой учебных пособий: «Жидкости и технологии глушения скважин», «Ремонт скважин с использованием установки «Непрерывная труба», «Технологии и материалы для ремонта скважин», которые включены в учебный процесс Тюменского индустриального университета по направлению подготовки обучающихся 21.03.01 и 21.04.01 «Нефтегазовое дело».

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Демахин, С. А. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины [Текст]: учебник / С. А. Демахин, А. Г. Демахин. - М. : Недра, 2010. - 198 с.

2. Клещенко И.И. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин: монография / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков - М.: Недра - 1998 - 267 с.

3. Телков А.П. Образование конусов подошвенной воды при добыче нефти и газа // А.П. Телков, Ю.И. Стклянин. - М.:Недра, 1965. - 183 с.

4. Маскет М. Течение однородной жидкости в пористой среде (пер. с англ.). - М.: Гостоптехиздат, 1949.

5. Быкадоров А.В. О влиянии конусообразования на процесс выработки запасов в массивных залежах с подошвенной водой / А. В. Быкадоров // Наука и производство. - 2012. - № 11. - С. 71-75.

6. Новоселов С. В. Информационно-программная поддержка управления процессом конусообразования в несовершенных скважинах : автореф. дис. ... канд. техн. наук / Новоселов Сергей Владимирович. - Тюмень, ТюмГНГУ, 2008 г. - 24 с.

7. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И., Кичикова Д.В. Факторы риска при эксплуатации нефтяных залежей, подстилаемых подошвенной водой // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна (опыт, инновации): Материалы Девятой Международной научно-технической конференции (посвящено 100-летию со дня рождения Протозанова А.К.) - Тюмень : ТюмГНГУ, 2014. - С. 124-135.

8. Билл Бейли. Диагностика и ограничение водопритоков / Билл Бейли, Майк Крабтри, Джеб Тайри и др. // Нефтегазовое обозрение. - 2001. - Весна -С. 44-67.

9. Булатов А.И. Технология цементирования нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1983. - 236 с.

10. Еремин Г.А. Повышение качества установки цементных мостов / Г.А. Еремин, А.И. Булатов // Сер. Бурение. - 1980. С. 38-41.

11. Кирпиченко Б.И. Возможности исследований в период ликвидации заколонных перетоков / Б.И. Кирпиченко, А.А. Сержантов // Нефтяное хозяйство. - 1983. - №5. С.24-26.

12. Клещенко И.И. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: учебное пособие / И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров. - Тюмень, ТюмГНГУ - 2010. - 340 с.

13. Леонтьев Д.С. Методические аспекты диагностики причин обводнения нефтяных скважин / Д.С. Леонтьев, И.И. Клещенко // Известия ВУЗов. Нефть и газ. - 2015. - № 2. С.61-67.

14. Свидетельство о госрегистрации программы для ЭВМ М.:ФСИС.-2015. - №2015661314. Диагностика причин обводнения нефтяных и газовых скважин; заяв. 2015618131; опубл. 23.10.2015.

15. Леонтьев Д.С., Клещенко И.И., Долгих Е.Ф. Разработка программного продукта «Диагностика причин обводнения нефтяных и газовых скважин» // Нефть и газ Западной Сибири: материалы международной научно-технической конференции. Т. 2. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений / ТюмГНГУ; отв. ред. П. В. Евтин. -Тюмень: ТюмГНГУ. - 2015 г. - С. 102-112.

16. Пат. 1078036 СССР. Е 21 В 43/32. Состав для селективной изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / И.И. Клещенко, В.И. Овчинников, В.Е. Пешков, А.К. Ягафаров (СССР).- № 3496314, заяв. 18.06.82; опубл. 07.03.84, бюл. № 9.

17. Панченко А.И., Харченко И.Я. Особо тонкодисперсное минеральное вяжущее «Микродур»: свойства, технология и перспективы использования // Строительные материалы. 2005. № 10. С. 76 - 78.

18. Магадова Л.А., Ефимов Н.Н., Елисеев Д.Ю., Ефимов М.Н., Козлов А.Н. Способы повышения качества тампонажных растворов на основе микроцементов для ремонтно-изоляционных работ // Материалы XV Международной научно-практическая конференции «Эфиры целлюлозы и крахмала, другие новые химические реагенты и композиционные материалы как основа успешного сервиса и высокого качества технологических жидкостей для строительства, эксплуатации и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин». - Суздаль: 2011. - С. 208-211.