ОСНОВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ПРИТОКА ВОДЫ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

BASIC TECHNOLOGIES OF WATER LIMITATION IN PRODUCTION WELLS

Ali Mohammed Maaodah

2еd year student, Oil and Gas Institute named after M.S. Gutserieva, Udmurt State University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

Данная статья посвящена вопросу мероприятия по ограничению притока воды в добывающие скважины. Одной из характерных особенностей разработки нефтяных месторождений является существенное увеличение обводненности добывающих скважин, характер обводнения может иметь разные причины. Для месторождения, разрабатывающего достаточно длительный период, наиболее острой проблемой является изоляция обводнившихся интервалов, а так же ремонтно-изоляционные работы.

ABSTRACT

This article is devoted to the issue of limiting water inflow into production wells. One of the characteristic features of the development of oil fields is a significant increase in the water cut of production wells; the nature of the water cut can have various reasons. For the development of the field, a sufficiently long period, the most acute problem is the isolation of the waterlogged intervals, as well as repair and isolation works.

Ключевые слова: водоизоляция, гелеобразующий состав, обводненность

Keywords: water isolation, gel-forming composition, water cut

Предусмотрены методы ограничения воды для предотвращения непроизводительных потерь энергии в эксплуатационных скважинах.

Методы ограничения притока воды делятся на две области - выборочное снижение проницаемости пласта для воды и закупорка водонасыщенного слоя.

Для Кудиновского месторождения предложены следующие методы интенсификации для добывающих и нагнетательных скважин:

• кислотные обработки с использованием гидрофобизаторов;
• использование кислотных обработок скважин с использованием взаимных растворителей;
• использование щадящего глушения скважин;
• применение изоляционных работы;
• использование осадкообразующих составов;
• использование гелеобразующих составов;
• использование термотропных полимеров;
• использование гидрофобизирующих веществ.

Опираясь на опыт использования улучшенных технологий добычи нефти для воздействия на пласты группы АБ и БВ, которые находятся на поздней стадии разработки, и при высокой обводненности производимых продуктов, рекомендуются технологии, основанные на закачке осадочно-гелеобразующих композиций.

В качестве осадко-гелеобразующих составов преимущественно используются композиции, образующие в пласте одновременно кристаллический или аморфный осадок и неорганический гель (например, гель кремниевой кислоты).

Особенностью таких составов является то, что осадок и гель образуются исключительно в водопромытых интервалах пласта и продвигаются вдоль линии нагнетания воды, способствуя выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины и наиболее эффективному перераспределению фильтрационных потоков. При использовании осадко-гелеобразующих составов в отличие от дисперсных составов не происходит необратимой кольматации обработанных интервалов пласта. Осадко-гелеобразующие составы, как правило, в зависимости от марки полимера могут использоваться при любых пластовых температурах и при любой минерализации вод месторождений региона.

Для усиления физико-химического воздействия на пласт в состав закачиваемых композиций могут вводиться дисперсные наполнители.

Для объектов на Кудиновском месторождении рекомендуются технологии, которые включают закачку осадкообразующих и гелеобразующих соединений, а также закачку термотропных полимеров и кремнийорганических эмульсионных композиций для уравновешивания профиля закачки и увеличения нефтеотдачи. Технологии на основе дисперсных композиций могут быть использованы для предотвращения прорывов воды в эксплуатационных скважинах.

Закачка осадкообразующих составов.

При применении осадкообразующих композиций используется другой механизм воздействия на среду пористой формации. Осадки образуются только через промежутки времени, промываемые водой, в то время как размер частиц осадка всегда намного меньше размера пор, поэтому закупорка пор отсутствует, но снижение их проницаемости. Соли многоосновных кислот, которые способны образовывать нерастворимые в воде осадки (сульфаты, карбонаты, силикаты, фосфаты, соли карбоновых кислот и т. д.), обычно используются в качестве основания для композиций, образующих осадок.

Закачка гелеобразующих составов.

Введение гелеобразующих композиций (к напримеру, гель кремниевой кислоты или смеси полимеров и неорганических гелей) происходит увеличением устойчивости к фильтрации в обработанных интервалах пласта и их «разъединением». Разработка и включение новых интервалов низкой проницаемости. По мере прокачки воды гели движутся вдоль резервуара, так что «остановка» отдельных интервалов является временной и способствует дополнительному перераспределению потоков на месте фильтрации.

Закачка термотропных полимеров.

Термотропные полимеры представляют собой термостабильные неорганические гели, которые образуются непосредственно в условиях пласта. Наиболее известными товарными реагентами являются состав «Галка» и реагент РВ-П. После закачки композиции в пласт под воздействием температуры в результате химических реакций образуется гель гидроксида алюминия, который блокирует интервалы прорыва воды. В результате этого происходит снижение проницаемости обработанных интервалов и перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта.

Закачка гидрофобизирующих веществ.

Введение водоотталкивающих веществ является эффетивным методом воздействия на пласты с высокой проницаемостью и высокой температурой для увеличения нефтеотдачи. Водоотталкивающие вещества оказывают комплексное влияние на пласт: они изменяют смачиваемость поверхности породы, гарантируют удаление сыпучей воды и способствуют перераспределению фильтрационных потоков пласта, изменяя проницаемость фаз для воды и нефти.

Для закачивания в пласт в качестве водоотталкивающего агента используется специальный реагент, который представляет собой высокодисперсный гидрофобный порошок и кремнийорганические полисилоксаны, используемые в форме эмульсионных композиций на водной основе. При введении полисилоксаны проникают глубоко в резервуар, что оказывает объемное и долговременное воздействие на резервуар. Коллекторские свойства пласта не изменены.

Для добывающих скважин

Для эффективной разработки на месторождении разрабатываются и используются различные технологии для воздействия на забой скважины. Для этой цели чаще всего используют ввод кислых соединений, ввод растворителей и, в последнее время, ввод составов, содержащих водоотталкивающие агенты. Кроме того, при обработке участков ПЗП скважин реагенты используются для подавления набухания глины и для очистки скважинных участков скважин.

Опираясь на опыт использования усовершенствованной технологии добычи нефти для воздействия на группы AB и БВ, рекомендуется обработка соляной кислотой и глинистой кислотой с добавлением поверхностно-активных веществ, гидрофобных агентов и органических растворителей.

Для пластов из группы ЮВ рекомендуется обработать соляной кислотой с дополнительным использованием взаимных растворителей. Можно использовать кислотные композиции на основе разбавленной глинистой кислоты.

Кислотные обработки с использованием гидрофобизаторов.

Кислотные составы и жидкости для глушения, содержащие водоотталкивающие вещества, следует использовать при обработке призабойной зоны пласта глинистого коллектора. Традиционно катионные поверхностно-активные вещества (IVV-1, DON-52 и т. Д.) Традиционно использовались в качестве гидрофобизаторов при обработке эксплуатационных скважин, которые препятствуют смачиванию водой поверхности породы и уменьшают набухание глинистого цемента.

Основным направлением действия гидрофобизаторов является улучшение фазовой проницаемости нефти и удаление слабосвязанной воды из забоя скважины. Такая природа воздействия реагента на пласт позволяет достичь положительных результатов при разработке установок с низким пластовым давлением (разработка в режиме истощения или с низкой эффективностью закачки воды) и низкой начальной насыщенностью пласта нефтью.

Больше эффекта от использования гидрофобизаторов в сочетании с воздействием кислот. Анализ опыта работы по закачке кислых составов вместе с водоотталкивающими средствами показал, что в среднем до 1200 или более тонн нефти может быть дополнительно получено путем обработки скважины.

Такой подход наиболее целесообразен и рекомендуется для обработки коллекторов Д₁³, Д₂¹, Д₂², Д₃ и других объектов групп Д. Для высокотемпературных коллекторов (пласты Д₁¹, Д₁²).

Несмотря на высокую универсальность использования гидрофобизаторов в качестве реагентов для обработки пластовых пород различного минералогического состава, следует отметить, что оптимальный состав и конкретный гидрофобизатор для воздействия на призабойную зону пласта могут быть выбраны только на основании лабораторных исследований с использованием пласта. флюиды и образцы горных пород.

При кислотной обработке пласта, как правило, соляная кислота используется для предварительной очистки скважин, а глина - для воздействия на пласт и обработки породы.

Кислотные обработки скважин с использованием взаимных растворителей.

Качество работы по интенсификации добычи нефти может быть значительно повышено путем введения в кислотный состав неионогенных ПАВ и водорастворимых органических растворителей (ацетон, изопропиловый спирт). Взаимные органические растворители (растворители, которые бесконечно смешиваются с водой и маслом) являются наиболее универсальными в применении и не оказывают неблагоприятного воздействия на пласт. Полевые испытания растворителей на пластах группы ЮВ показали возможность их использования, когда обычные кислотные композиции и технологии не эффективны.

Иным способом повышения эффективности кислотной обработки является дополнительное использование органических растворителей для удаления отложений АСПО и разрушения водонефтяных эмульсий. С этой целью используются различные углеводородные растворители или их смеси.

Щадящее глушение скважин.

Процесс набухания глинистого материала в рассматриваемых объектах разработки может повлиять на гибель скважин солевыми растворами.

Согласно современной полевой практике, раствор хлорида натрия (NaCl) часто используется в качестве жидкости для глушения скважин, что способствует дестабилизации и набуханию глины, что может привести к ухудшению потока нефти из пласта и снижению производительности скважины.

Калиевые соли (KCl) традиционно используются для стабилизации глинистых минералов в пласте при разрушении скважин. Более эффективно использовать технологию уничтожения, если в качестве ингибирующей жидкости используется только первая порция (2-6 м3) солевого раствора требуемой плотности, которая содержит активные добавки. Эта технология рекомендует использовать более эффективный реагент на основе хлорида аммония в качестве ингибитора набухания глины и добавлять растворители и поверхностно-активные вещества в состав гасящей жидкости.

В общем, эта область называется «щадящее глушение скважин». Полевые испытания данных жидкостей, на месторождениях Нижневартовска, Нефтеюганска, Пуровского и других регионов Самарской области показали их высокую эффективность. В результате использования сложных демпфирующих жидкостей участок дна пласта очищается от механических примесей и различных отложений минералов, что способствует улучшению работы скважины. Установлено, что время ввода скважин в установившийся режим после остановки этими жидкостями сокращается в 2 раза.

Изоляционные работы.

Ремонтно-изоляционные работы традиционно проводятся при капитальном ремонте скважин. Такая работа также возможна при подземном ремонте. Особенностью работы в некоторых случаях является изоляция подошвенных вод, которые обычно насыщенны водой. Из-за мощной эффективной нефтенасыщенной толщины происходит естественное разделение нефти и закачиваемой воды. Нефть скапливается в кровельных интервалах. Чистые нефтяные зоны превращаются в водонефтяные зоны. Изменение положения интервалов перфорации на нефтенасыщенные интервалы не всегда решает поставленные задачи.

Для таких условий разработана технология, селективная изоляция притока воды, основанная на создании экранов на водонефтяном контакте, апробированна и промышленно внедряемая на месторождениях Самарской области и повсеместно в мире.

Технология включает введение гелеобразующей композиции на основе жидкого стекла, возможны другие композиции, например, полимеры и другие эмульсионные композиции. Данная эмульсионная композиция оказывает избирательное действие и при контакте с пластовой водой образует высоковязкие пласты. Данный экран фиксируют путем заливки цементного раствора под давлением. В этот момент также восстанавливается герметизация цементного камня за эксплуатационной колонной, что ограничивает попутный поток воды на эксплуатационные интервалы скважины. После этого полученное цементное мост бурится. Перфорация вторично вскрывает толщу пород. Скважина в мягких пропластках с дебитом жидкости не более 40 т/сутки. Успешность при выполнении работ превышает 85%. Обводненность снижается около 25%.

Список литературы:

1. Газизов А.Ш. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи [Текст]:/ А.Ш. Газизов // Нефтяное хозяйство. - 2005. - №2. - С. 12 - 14.
2. Ольховская В.А. Метод материального баланса в подземной гидромеханике углеводородов [Текст]: учеб. пособие. / Ольховская В.А. - Самара.: Самарский Государственный Технический Университет, 2013. - 119 с.
3. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах [Электронный ресурс] / М.Н. Никитин, А.В. Петухов // «Нефтегазовое дело», - 2011. - № 5. - Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/NikitinMN /NikitinMN_1.pdf.
4. Старковский А.В. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов [Текст]: / А.В. Старковский, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство. - 2004. - № 4. - С. 42-44 с.