Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ применяемых технологий и результатов ремонтно-изоляционных работ 13
1.1. Анализ технологий и результатов их применения на месторождениях Западной Сибири
1.2. Анализ технологий и результатов их применения за рубежом ... 32
Выводы к разделу 1 57
2. Разработка комплексной модели планирования и реализации ремонтно-изоляционных работ 62
2.1 .Геологический блок моделирования 70
2.2. Технологический блок моделирования 133
2.3 Экономический блок моделирования 161
Выводы к разделу 2 162
3. Разработка новых тампонажных составов и технологий РИР 166
3.1 Химический блок моделирования 167
3.2 Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ 197
3.3 Разработка рецептур тампонажных составов на основе стирола. 204
3.4 Новые тампонажные составы и технологии для восстановления герметичности эксплуатационных колонн 209
3.5 Классификация тампонажных составов 223
Выводы к разделу 3 226
4. Практические результаты моделирования и внедрения технологий РИР 228
4.1 Практические результаты внедрения технологий РИР на линском месторождении
4.2 Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ, проведенных на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь».. 251
4.3 Моделирование и реализации РИР в горизонтальных скважинах 259
4.4 Моделирование работ по выравниванию профиля приемистости в нагнетательных скважинах Романовского месторождения
Выводы к разделу 4 341
Заключение 344
Список литературы 346
- Анализ технологий и результатов их применения за рубежом
- Технологический блок моделирования
- Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ
- Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ, проведенных на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»..
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время решение проблемы ограничения объемов попутно добываемой воды остается актуальной задачей как на длительно эксплуатируемых, так и вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождениях. Это обусловлено ухудшением структуры запасов, когда вновь открываемые месторождения характеризуются значительными водонефтяными зонами, небольшой толщиной пластов и перемычек между продуктивными и водоносными пластами, низкой проницаемостью и начальной нефтенасыщенностью, высокой слоистой и зональной неоднородностью. В перечисленных условиях наблюдается частичный прорыв подошвенной воды, поступление воды из продуктивного пласта или по дефектам в эксплуатационной колонне. Фонд скважин, дающих обводненную продукцию сразу же после освоения, составляет 15-20% и более. В результате этого увеличиваются темпы обводнения разрабатываемых месторождений, резко сокращаются сроки их безводной эксплуатации. Среднегодовая обводненность добываемой в России нефти превысила 84%, многие скважины эксплуатируются с обводненностью 98-99%.
На поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений поддержание скважин в работоспособном состоянии и осуществление мероприятий по управлению разработкой нефтяных месторождений производится путем проведения комплекса работ по капитальному ремонту скважин. Проведение определенных видов этих работ обусловлено процессом разработки месторождений: отключением выработанных и обводнившихся пластов и отдельных их пропластков, ликвидацией скважин согласно проектных решений в связи с обводнением пласта. Отдельные виды работ направлены на устранение дефектов скважин: ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн и восстановление цементного кольца за ними, доподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной и кондуктором, ликвидация скважин по техническим причинам. В 2010г. на нефтяных месторождениях, расположенных на территории Российской Федерации, выполнено более 3 тыс. операций по ремонтно-изоляционным работам, а прогноз на 2015г. предполагает рост количества работ на 35%.
В области разработки и совершенствования технологий ремонт-но-изоляционных работ (РИР) имеются значительные достижения, в основном благодаря работам отечественных специалистов: В.А. Блаже-
вича, А.Ш. Газизова, Ю.В. Земцова, И.И. Клещенко, И.И. Кравченко, С.А. Рябоконь, В.Г. Уметбаева, Е.Н. Умрихиной и др. В результате проведенных исследований разработано более сотни различных изоляционных составов и десятки технологических схем проведения работ. Несмотря на это статус РИР в процессах разработки и эксплуатации месторождений не определен - работы проводятся без должного обоснования и моделирования технологий, в условиях недостаточного изучения состояния фонда скважин, отсутствия перспективного планирования. Указанная неопределенность в отношении РИР отражается на качестве их проведения, технико-экономической эффективности мероприятия.
В указанных условиях актуальность вопроса повышения эффективности РИР в скважинах на основе комплексного моделирования их технологий и свойств изоляционных составов существенно возрастает для нефтегазодобывающей отрасли Российской Федерации. Решение этой проблемы непосредственно связано с изучением процессов движения сложных реологических систем по вертикальному трубопроводу, в трещинах и пористой среде, с разработкой методик, которые бы давали возможность управления физико-химическими свойствами изоляционных составов и осуществляли достоверный прогноз пространственного расположения и прочностных свойств изолирующего экрана в зависимости от геолого-физичеких условий разработки нефтяного месторождения.
Целью диссертационной работы является повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и нагнетательных скважинах на основе комплексного моделирования параметров технологий и свойств изоляционных материалов.
Идея работы. Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить их эффективность в конкретных геолого-физических условиях разработки нефтяного месторождения.
Задачи исследований. Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
-
Проанализировать технологии и результаты РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений на территории РФ и за рубежом.
-
Разработать алгоритм комплексного моделирования технологий и прогноза результатов РИР для различных геолого-физических условий разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
-
Получить зависимости для определения объема и длины зоны перемешивания водорастворимых и водонерастворимых изоляционных составов при их движении по вертикальному трубопроводу.
-
Разработать математическую модель движения сложных реологических систем изоляционных растворов в трещинах и пористой матрице для наклонно направленных и горизонтальных скважин.
-
Разработать методику моделирования технологий и прогноза эффективности РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях.
-
Создать новые изоляционные составы и технологии РИР.
-
Разработать классификацию изоляционных составов, позволяющую проводить выбор изолирующего материала исходя из гидродинамической и термобарической характеристики объекта изоляции.
Научная новизна работы заключается в разработке комплексной модели планирования и реализации технологий РИР в добывающих и нагнетательных скважинах, обеспечивающей взаимосвязь между технологическими, геологическими и химическими параметрами процессов, влияющих на эффективность ремонтно-изоляционных работ в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений, на основе установления закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, образованного в конкретных условиях объекта изоляции.
Научные положения, выносимые на защиту:
1. Математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения и свойств изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
-
Управление кинетикой структурообразования, прочностными и адгезионными свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда достигается путем научно обоснованного подбора типа и концентрации «сшивателя», основанного на определении функциональных зависимостей времени структурирования изоляционных материалов в трещинах и поровом пространстве от кислотности среды и термобарических условий объекта изоляции.
-
Тампонажные составы группируются исходя из механизма изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристики объекта изоляции, которая является функцией изменения коэффициента приемистости от давления нагнетания и скорости закачивания во времени, определяемых при заданных условиях эксплуатации добывающей и нагнетательной скважины.
-
Комплексное моделирование ремонтно-изоляционных работ в скважинах, основанное на использовании установленных закономерностей гидравлического, термобарического и гидродинамического влияния на пространственное положение и прочностные свойства изолирующего экрана, позволяет повысить точность прогноза эффекта внедрения технологий и успешность проведения РИР в скважинах.
Методы исследования. Общей методологией проведенных исследований является системный подход к изучаемым процессам. При решении поставленных задач использовался комплексный метод исследований, включающий: анализ и обобщение данных технологий и результатов РИР, применяемых в различных геолого-физических условиях разработки нефтяных месторождений; теоретические расчеты с использованием фундаментальных уравнений гидравлики, подземной гидродинамики и тепломассопереноса; математическое моделирование с использованием ЭВМ; экспериментальные исследования в лабораторных и промысловых условиях.
Научные результаты.
1. Разработана комплексная модель планирования и реализации РИР в скважинах, включающая в себя выбор скважин и расчет оптимального дизайна проведения РИР, основанная на использовании четырех блоков моделирования: технологического, геологического, химического и экономического.
-
Установлены закономерности совместного движения в на-сосно-компрессорных трубах изоляционных составов и технологических жидкостей при проведении РИР.
-
Разработаны математические и гидродинамические модели для обоснования технологий РИР и прогнозирования технологической эффективности РИР в нефтяных скважинах, характеризующиеся более высокой точностью расчета и возможностью их использования для вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважин.
-
Определен и научно обоснован механизм управления физико-химическими свойствами изоляционных составов на основе синтетических смол и полимеров акрилового ряда.
-
Разработана новая классификация изоляционных составов для проведения РИР в нефтяных и нагнетательных скважинах, основанная на механизме изоляции конкретного изоляционного материала и гидродинамической характеристике объекта изоляции.
Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована и подтверждена: теоретическими исследованиями и выводами аналитических зависимостей с использованием теории подобия; результатами лабораторных и опытно-промышленных экспериментов; сопоставлением теоретических и экспериментальных исследований с результатами промышленного внедрения технологий на скважинах; влияние отдельных факторов на исследуемые параметры и теснота связей определялась с помощью корреляционного анализа.
Практическая значимость работы:
разработан отечественный программно-промышленный комплекс «РИР-проект», позволяющий производить выбор скважин, планировать технологии с определением оптимального изоляционного состава для решения существующей проблемы и расчетом дизайна проведения операции, экономической оценкой и прогнозом эффективности мероприятия;
разработаны новые изоляционные составы и технологии РИР (Патенты РФ №№ 2272905, 2272892, 2167267, 2175049, 2359002, 2317412, 2317399, 2272904, 2266312).
Реализация результатов исследований:
- разработанные изоляционные составы и технологии РИР вне
дрены на 250 скважинах нефтегазодобывающих предприятий: ОАО НК
«Башнефть», ОАО «ТНК-Нягань», ОАО «Газпромнефть - Ноябрьск
нефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь», ТИП «Когалымнефте-
газ», ТПП «Лангепаснефтегаз», ТПП «Покачевнефтегаз», ООО «РН -Пурнефтегаз»;
- результаты исследований используются в учебном процессе при подготовке специалистов в РГУНГ им. И.М. Губкина, Уфимского государственного нефтяного технического университета, Тюменского государственного нефтегазового университета, Санкт-Петербургского государственного горного университета, по специальности «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».
Личный вклад соискателя работы состоит: в создании комплексной модели и алгоритма проектирования РИР; в разработке критериального метода построения карт применимости РИР; в создании новой классификации изоляционных составов; в разработке методики и проведении расчетов технологических параметров закачки, реологических характеристик композиций, прочностных свойств гелевых экранов, определении заблокированных слоев при моделирование технологий РИР на полномасштабных геолого-гидродинамических моделях; в отработке методики выбора отвердителей для изоляционных составов в промысловых условиях при проведении РИР на месторождениях Западной Сибири; в постановке и выполнении теоретических и экспериментальных исследований по разработке новых изоляционных составов и технологий РИР для высокотемпературных пластов, защищенных авторскими свидетельствами и патентами, а также во внедрении результатов работ в промысловых условиях.
Апробация работы. Основные положения диссертации докладывались на 48-ой научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 1997г.); XVIII творческой научной конференции ученых и специалистов АНК «Башнефть» (Уфа, 1999г); IV научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, посвященной 70-летию со дня рождения С.Ф. Люшина (Уфа, 2000г.); VI научно технической конференции молодых ученых и специалистов ДООО «Башнипинефть» (Уфа, 2001г.); научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, «Роль отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли», (Уфа, 2002г.); Международной научно-практической конференции «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений», (Казань, 2007г.); на VII международном технологическом симпозиуме «Новые технологии освоения и разработки трудноизвлекаемых запасов нефти и газа и повышении нефтеотдачи (Москва, 2008г.); на втором Междуна-
родном научного симпозиума ОАО «ВНИИнефть» (Москва, 2009г), X Научно-практическая конференция «Геология и разработка месторождений с трудноизвлекаемыми запасами», НК «Роснефть», (Геленджик 20 Юг).
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 49 печатных работ, в том числе 36 научных статей (из перечня ВАК Ми-нобрнауки РФ - 16), 11 патентов на изобретения, 2 монографии.
Структура и объем диссертационной работы. Диссертационная работа состоит из введения, 4 разделов, выводов и рекомендаций. Содержит 375 страниц машинописного текста, 150 рисунков, 65 таблиц, список использованных источников из 252 наименований.
Автор выражает глубокую признательность и искреннюю благодарность: Н.И. Акимову, Л.Д. Емалетдиновой, Л.М. Козупице, И.Ю. Ломакиной, В.Н. Павлычеву, Е.Г. Прокшиной, Е.А. Румянцевой, В.Г. Уметбаеву
Анализ технологий и результатов их применения за рубежом
Кубовые остатки (неосветленные) - остаток ректификационного кремнийорганического процесса - нетестируемый продукт. Это смесь органохлорсиланов и силоксанов. Различают метальные, этильные, фенильные кубовые остатки. Токсичность их устраняется уксусной кислотой. Этоксипроизводные кубовые остатки (олигоэтоксиоргано(хлор)силоксаны) получают воздействием на кубовые остатки водным раствором этилового спирта.
Этисиликаты ЭТС-40, ЭТС-16 - кремнийорганические соединения, содержащие каталитические добавки органохлорсиланов: тетраэтоксисилана и соляной кислоты. При гидролизе этил силиката образуется гель, и продукт закупоривает породу, но гель непрочен. Для устранения этого недостатка в него вводят органохлорсиланы. Этот состав обладает высокой водоизолирующей способностью и избирательным воздействием на нефтеводонасыщенные пласты, но продукт токсичен.
Смолки этилсиликатов представляют собой ЭТС-40, загрязненный продуктами его гидролиза - гелем эфира ортокремниевой кислоты в виде осадка, допустимого ТУ. Химические свойства сходны со свойствами этилсиликата, главное из которых - подверженность действию воды. Продукт при этом гидролизуется до окиси кремния. Плотность его 1100 кг/м , температура замерзания минус 45 С. Срок хранения с гарантией кондиционных свойств 6 мес. Продукт горюч, невзрывоопасен, растворим в органических растворителях. К безводным растворам кремнийорганических соединений относятся растворы органохлорсиланов в ацетоне, н-гексане, толуоле, дизельном топливе, которые действуют как ПАВ.
После обработки нефтеводонасыщенных пластов вышеуказанными растворами у пород появляются гидрофобные свойства — проницаемость для нефти увеличивается.
Этил- и метилсиликонаты натрия (ГКЖ-10 и ГКЖ-11) являются продуктами гидролиза органотрихлорсиланов с последующим растворением продуктов гидролиза в водном или водоспиртовом растворе щелочи (едкого натрия). Товарной продукцией являются 30%-ные водоспиртовые растворы этил- и метилсиликонатов натрия. Эти жидкости имеют щелочную реакцию (рН=13-14), плотность 1170-1210 кг/м , хорошо растворяются в воде и этиловом спирте, не смешиваются с углеводородами и при использовании не выделяют вредных паров и газов, не взрыво- и пожароопасны.
Полифенилэтоксисилоксаны относятся к классу этоксипроизводных кремнийорганических соединений (техническое наименование модификатор 113-63 или 113-65). В присутствии воды они гидролизуются с образованием нерастворимого фенилсилоксанового полимера, который обладает высокой гидрофобной активностью. Они хорошо растворяются в дизельном топливе, нефти, керосине. Образующийся при гидролизе полимер имеет повышенную адгезию к стеклу, цементному камню, горным породам.
В практике проведения нефтеразведочных работ в Западной Сибири в последнее время часто встречаются продуктивные пласты, вызов притока из которых, их исследование и эксплуатация представляют определенные трудности [111]. Испытание таких пластов приводит, как правило, к получению двухфазных притоков с опережающим движением воды из пласта. В связи с этим актуальной становится задача проведения водоизоляционных работ.
До последнего времени основным материалом, применяемым при проведении водоизоляционных работ, остается цементный раствор. Общим недостатком цементных растворов является низкая способность к фильтрации (размер частиц 10" - 80" мм). Поэтому наряду с совершенствованием цементных растворов необходимо проведение исследований по разработке легкофильтрующихся, отверждаемых в полном объеме, тампонажных составов. Основными недостатками существующих тампонажных составов является их токсичность, дефицитность, дороговизна, низкая технологичность, недостаточный интервал температуры применения и т.д.
Низкая успешность РИР по селективной изоляции, ликвидации заколонных перетоков и отключению верхних пластов на месторождениях Западной Сибири [120, 148] (таблица 4) обусловливает поиск более эффективных изоляционных материалов и технологий их применения. При этом главное внимание акцентируется на принципе изоляции и изоляционных материалах, составляющих основу методов изоляции. Помимо вышеперечисленного одним из основных факторов, влияющих на успешность РИР, является качество используемого тампонажного раствора. В свою очередь оно зависит от качества изначального товарного продукта, способа его транспортирования от производителя до потребителя, условий и продолжительности его хранения, соблюдения запланированной рецептуры и чистоты приготовления и обеспечения доставки в объект изоляции с сохранением изолирующих свойств. На практике имеется возможность исключения негативного влияния всех перечисленных факторов, кроме последнего. Это обусловлено, в первую очередь, неизбежным перемешиванием тампонажного раствора со скважинной и продавочной жидкостями. Следовательно, часть раствора потеряет свои изолирующие свойства. Поэтому очень важно знать количественную характеристику зоны перемешивания и учитывать ее при планировании РИР. Значимость исследования параметров зоны перемешивания увеличивается по мере увеличения глубины, температуры и скорости движения жидкостей по НКТ. К сожалению, на практике указанный фактор или не учитывается, или на него обращается недостаточно внимания.
Технологический блок моделирования
Подробнее расчет затрат приведен в работе [82]. Отметим, что критерием успешности работ при использовании гелеобразующих составов является сокращение дебита воды при небольшом сокращении дебита нефти при выводе скважины на режим. В работе [233] приведен алгоритм подбора объема геля с точки зрения достижения максимальной экономической эффективности. При этом сокращение дебита нефти за счет закачки геля является временным, что обусловлено его постепенным выносом из нефтяного пласта.
В результате проведенных промысловых и теоретических исследований установлено, что математическая модель распределения изоляционных составов в пласте и заколонном пространстве при проведении РИР в вертикальных, наклонно направленных и горизонтальных скважинах, основанная на квазистационарной модели закачки изоляционных составов, позволяет прогнозировать изменение условий притока флюидов в скважину с учетом пространственного положения, изолирующей способности и прочности изоляционного материала, определяемых в условиях разбавления изоляционных составов технологическими жидкостями.
Предложен методический подход для проектирования РИР, основанный на сочетании результатов геолого-гидродинамического моделирования и геолого-промыслового анализа. Его применение позволяет расширить перечень параметров, требующих учета при подборе объектов и планировании эффективности проведения различных видов РИР. Выявленные закономерности могут быть использованы для составления технико-экономического обоснования (ТЭО) и комплексных программ на внедрение технологий. Доскональный разбор существующих гео лого-промысловых условий выработки запасов нефти, типизация объектов воздействия, пригодных для реализации РИР позволит уточнить масштабы внедрения новых технологий. Методической основой служит предложенная автором структура, включающая в себя четыре блока моделирования технологий РИР: - геологический блок, обобщающий информацию о фильтрационно-емкостных свойствах пласта и его призабойной зоны, слоистой неоднородности, термобарической обстановке, гидродинамических характеристиках объекта изоляции. В рамках которого разработаны математические модели: фильтрации тампонажных составов в условиях низкой приемистости, течения сложных реологических систем в трещинах и пористой матрице, изоляции отдельных интервалов пласта. Приведена постановка задач: формирования селективного экрана в слоисто-неоднородном пласте, о притоке нефти в скважину при наличии заколонного перетока воды (оценка параметров трещины по промысловым данным), о закачке тампонажных составов через имеющийся интервал перфорации и через новые спецотверстия. Применительно к ГС представлена математическая модель фильтрации композиций с известными реологическими свойствами. На основании многовариантных расчетов установлены основные факторы, влияющие на эффективность технологии изоляции притока воды в ГС тампонажными структурообразующими составами: реологические свойства закачиваемых композиций, объем тампонажного состава, прочностные характеристики формирующих структур. - технологический блок, обобщающий параметры техники и технологии проведения РИР, которые могут меняться в определенных пределах при планировании процесса, так в результате теоретических, лабораторных и промысловых исследований параметров технологии РИР с закачиванием тампонажных составов по НКТ в интервал изоляции установлено: различие в размерах нижней и верхней зон перемешивания до 5 раз водорастворяющихся тампонажных составов на основе синтетических смол и скважинной жидкости, и влияние вязкостного соотношения вытесняемой и вытесняющей жидкостей на параметры зон перемешивания; отсутствие верхней зоны перемешивания при вытеснении тампонажного состава на основе водорастворимых смол буферной жидкостью на основе ПАА, КМЦ, поливинилового спирта динамической вязкостью 1000-1500мПа-с и плотностью 1100-1150 кг/м в количестве от 0,5 м при длине НКТ 500 м и до 2 м при длине 3000 м. Лабораторные и теоретические исследования изменения вязкостных свойств тампонажного состава на основе стирола при различной температуре на разработанной автором физической модели движения неперемешивающихся жидкостей по вертикальному трубопроводу (НКТ) позволили: получить уравнение для расчета скорости всплытия стирола в зависимости от размера частиц структуры потока при движении его вниз по вертикальному трубопроводу, что позволяет устанавливать необходимый режим продавливания тампонажных составов в процессе РИР; обосновать способ сохранения изолирующих свойств тампонажного состава на основе стирола при его движении по НКТ за счет исключения образования глобул путем добавления ПАВ (Неонол, ОП-10) в количестве 2-5 % мае. - экономический блок, определяющий подходы к технологиям РИР с точки зрения окупаемости и экономической эффективности мероприятий, планируемой технологической эффективности. 3. Изложенное, позволяет сделать вывод о том, что в настоящий момент в отечественной и зарубежной теории и практике РИР существует достаточный по изученности математический аппарат для создания программного комплекса (ПК) для моделирования различных технологий РИР с прогнозом технологической эффективности их реализации. По мнению автора, создание такого ПК позволит существенно повысить эффективность РИР и закрепить их роль в процессе рациональной и эффективной системы разработки месторождений. При этом актуальным вопросом остается - разработка новых, более эффективных технологий и тампонажных составов для РИР.
Разработка рецептур тампонажных составов на основе карбамидоформальдегидной смолы КФЖТ
Низкомолекулярные полимеры значительно меньше подвержены деструкции, чем полимеры со средней и высокой молекулярной массой.
Как видно из приведенных данных, величина R для низкомолекулярных гелей за месяц хранения при температурах 60 - 90С уменьшается в 1,5 - 2,5 раза. Имеются отдельные эксперименты, показывающие, что в присутствии стабилизаторов деструкции гидрогели на основе низкомолекулярных ПАА стабильны при температуре 150С, однако технология применения полимеров при таких пластовых температурах находится в стадии разработки. На уровень фильтрационных сопротивлений, создаваемых полимерными гелями, влияет нефтенасыщенность пористой среды, что подтверждается результатами фильтрационных опытов. В серии экспериментов керн длиной 22 см и площадью 5,31 см2 вакуумировался и насыщался пластовой водой с минерализацией 15 г/л. Затем минерализованная вода вытеснялась нефтью с вязкостью 6 мПа-с до нефтенасыщенности 98%, которая достигалась при закачке примерно 2,5 поровых объемов нефти. Определялась подвижность нефти. Затем нефть повторно вытесняли пластовой водой до заданных значений нефтенасыщенности, которые составляли 80 и 50%. Следующей стадией являлась закачка в керн полимерной гелеобразующей композиции, объем которой составлял 0,3 Vnop. Керн выдерживался в течение суток при температуре 60С для формирования и упрочнения геля, после чего определялись подвижность по нефти или воде. Результаты экспериментов приведены в таблице 18. Зависимость остаточных сопротивлений, создаваемых гелем, от нефтенасыщенности породы, наглядно прослеживается на рисунках 62 - 63. С увеличением нефтенасыщенности происходит снижение сопротивлений, создаваемых полимерным гидрогелем при фильтрации нефти. Это объясняется тем, что при увеличении насыщенности пор нефтью происходит уменьшение адгезионного сцепления геля с породой и возрастание относительной проницаемости породы для нефти. Для воды наблюдается обратная картина - с увеличением нефтенасыщенности после формирования геля уровень гидродинамических сопротивлений возрастает. Наиболее логичным представляется следующее объяснение. В нефтенасыщенных породах гель образуется не во всем объеме, а только в водонасыщенной части порового пространства. Фильтрация воды после формирования геля происходит либо через объем геля, либо через оставшийся объем, заполненный нефтью. В первом случае уровень гидродинамических сопротивлений для воды определяется вязкоупругими свойствами геля, во втором случае сопротивления обусловлены снижением относительной проницаемости для воды. Положительным моментом является тот факт, что уровень гидродинамических сопротивлений для нефти на 1 - 2 порядка меньше, чем для воды. Данный факт предопределяет селективность создания гидродинамических сопротивлений при реализации технологии изоляции водопритока в добывающие скважины. Варьируя молекулярные характеристики, концентрацию полимера, для конкретного пласта можно подобрать гелеобразующую композицию с оптимальными свойствами гелей. По экспериментальным данным, фильтрационные свойства геля сохраняются примерно в течение года. И.А.Швецов в своей модели использует так называемый декремент затухания, характеризующий уменьшение остаточного фактора во времени. Этот показатель напоминает период полураспада радиоактивных материалов. Например, если в течение 4 месяцев RoCT уменьшается вдвое, то при начальном RoCT=200 через 4 месяца R lOO; через 8 месяцев Roc- 50; через 1 год RoCT=25. Такой подход вполне оправдан, исходя из физической сущности старения гелей, и может быть применен в модели. Период «полураспада» может устанавливаться экспериментально. По поводу недоступного порового объема для раствора. Экспериментально, в фильтрационных экспериментах, недоступный поровый объем для полимерного раствора определить не удалось. Опыты проводились при закачке меченых жидкостей (трассеров) в пористую среду. Динамика выхода трассеров из керна при закачке воды и полимерного раствора совпадали, что говорит о равенстве динамического порового объема. По-видимому, в зоне установки гелевого экрана со стороны нагнетательных скважин, где достигнут предельный коэффициент вытеснения нефти водой, имеет место такая же картина. Достаточно полно и подробно сведения о полимерах и гидрогелях на их основе изложены в [114] Теплоемкость полимерных растворов и гидрогелей практически не отличается от теплоемкости растворителя (воды) ввиду ничтожно малой концентрации полимера в растворе (менее 1 С). Величину С как постоянную величину С-4,15 КДж/кг-К или с учетом зависимости от температуры можно заимствовать из справочников. То же самое относится и к коэффициенту теплопроводности. Специально проведенные эксперименты показали, что величина X для геля также близка к теплопроводности воды и составляет -0,582 вт/м-К. Поэтому при расчете теплопроводности за счет теплопередачи теплофизические свойства полимерных растворов и гелей можно принимать как для воды. Более сложно рассчитывать процессы теплопереноса за счет конвекции. В этом случае при расчетах используются критерии подобия, в частности, критерий Рейнольдса, в который входит величина вязкости. Растворы полимеров обладают реологией, то есть переменной вязкостью. По нашему мнению, при расчете критерия Рейнольдса необходимо вначале найти скорость сдвига, для данной полимерной композиции на основании экспериментальных данных рассчитать динамическую вязкость, затем кинематическую вязкость и, соответственно, величину критерия Рейнольдса. В пористой среде при расчете скорости сдвига можно использовать соотношение: Применение карбамидоформальдегидной смолы (КФЖТ) для РИР в скважинах с высокой пластовой температурой возможно в присутствии отвердителей, обеспечивающих заданное время ее отверждения [149]. Так, например, в [1] предлагается в качестве отвердителя смолы КФЖТ при 60С применять ортофосфорную кислоту с полиакрилонитрилом, регулирующим рН гелеобразующего состава в интервале 4-6. Для отверждения смолы КФЖТ при 60-120С в [10] предложено использовать технические лигносульфонаты (соли нафтеновых кислот), которые гидролизуются в смоле КФЖТ с разными значениями рН. Блажевич В.А. с сотрудниками [6] и другие авторы [94, 95, 151] для этих же целей применяли смесь лигносульфонатов с соляной кислотой. Известно [2, 4] о комбинированном отвердителе смолы КФЖТ - смеси сульфаминовой кислоты и сульфитного щелока (рН=6,2). В работе [5] в качестве отвердителя смолы КФЖТ предлагается смесь полиэтиленимина с сернокислой медью (рН состава - 4,8). В [2] в качестве отвердителя смолы КФЖТ предложена смесь солей MgCI2 и NH4CI в разном соотношении.
Нами, по результатам исследований отверждения смолы КФЖТ при 60-100С, были предложены следующие отвердители: перекись водорода, кремнефтористый натрий (Na2SiF6), монохлоруксуснокислый натрий (CH2CICOONa), хлористый калий (KCI) и хлористый натрий (NaCI). Всем этим веществам характерна слабокислая реакция их водных растворов (рН=3 7).
Анализ эффективности ремонтно-изоляционных работ, проведенных на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»..
В зависимости от величины ожидаемого давления задавки состава в скважину (рисунок 70) спускаются насосно-компрессорные трубы с пакером или без него. Состав в заданном объеме доводится до зоны изоляции и выдавливается в скважину при непосаженом пакере и открытом затрубном пространстве. Подъем насосно-компрессорных труб выше возможного уровня смолы в скважине, контрольная срезка смолы, посадка пакера и задавка состава за колонну в заданном объеме, герметизация скважины на время, необходимое для отверждения и набора прочности состава. Разбуривание отвержденной смолы в скважине, вскрытие пласта и освоение скважины.
Разработанный состав [106] был опробован при проведении РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны (УНЭК) в шести скважинах и ликвидации заколонной циркуляции (ЛЗКЦ) - пяти скважинах. РИР по УНЭК проводились в условиях низкой приемистости, а именно при Кп 20 м /сут-МПа или при отсутствии непрерывной приемистости (падение давления). Технология РИР предусматривала закачивание через НКТ, с пакером установленным на 30-50 м выше нарушения, в среднем 2 м3 состава "Тотал", при этом за колонну закачивалось 0,3 - 0,5 м тампонажного состава. Результаты РИР оценивали путем опрессовки колонны давлением и снижением уровня. По результатам данных испытаний из шести скважин - пять признаны герметичными, одна - нет. Кратность операций тампонирования в среднем составила - 2 опер/скв, успешность РИР-83%.
При ликвидации заколонных перетоков нами использовался технологический комплекс, включающий в себя геологическое обоснование выбора интервала перфорации специальных отверстий, определение гидродинамических характеристик объекта изоляции, программный расчет объема состава, служащего для полного отключения водонасыщенного пласта. При использовании технологической схемы с применением пакера-ретейнера восстановление герметичности цементного кольца в интервале заколонной циркуляции производилась с доподъемом тампонажного состава "Тотал" при циркуляции между специальными отверстиями и интервалом перфорации.
По указанной технологии работы выполнены в трех скважинах, осложненных заколонным перетоком снизу, выявленным по результатам геофизических исследований (ГИС). В двух скважинах получены положительные результаты, которые выражаются в повышении дебита нефти, так по скв. 1752 Покачевского месторождения произошло увеличение дебита нефти на 27 т/ сут, по скв. 2103 Ватьеганского месторождения на 9,6 т/сут.
Так же при наличии данных, подтвержденных геофизическими исследованиями о беспрепятственном движении жидкости через интервал перфорации непосредственно в источник обводнения, нами использовалась технологическая схема закачивания тампонажного состава в подошвенную часть пласта, вскрытого перфорацией. В результате проведенных работ в двух скважинах успешными можно признать результаты по скв. 441 Нонг-Еганского месторождения, где в результате РИР произошло увеличение суточного дебита нефти на 19,4 т/сут.
Таким образом, проведенные опытно-промышленные испытания подтвердили, что разработанный состав "Тотал" отвечает всем требованиям, предъявляемым к тампонажным материалам для проведения РИР в условиях отсутствия непрерывной приемистости, обеспечивая при этом технологичность хранения, приготовления и закачивания, необходимый объем фильтрации, термостабильность, прочность и адгезию материала к неподготовленным поверхностям колонны и старого цементного камня.
За последние два года состав широко внедрялся на месторождениях Казахстана, регионах Поволжья и Западной Сибири с высокой для данного вида РИР успешностью, которая, в среднем, составила 80%.
Основная проблема, возникающая после проведения РИР в интервале продуктивного пласта, заключается в проникновении в продуктивный пласт тампонажных материалов и, как следствие, проведение дополнительных работ, связанных с восстановлением производительности и коллекторских свойств продуктивного горизонта.
Разработанные нами состав «Маг-2К» и технология его использования направлены на максимальное ограничение влияния тампонажного состава на продуктивный пласт. Состав «Маг-2К» это двухкомпонентная композиция, состоящая из базового реагента и отвердителя, который является одновременно пластификатором.
Базовый реагент - гидрофобный уретановый форполимер (жидкий уретановый каучук), продукт полимеризации полиоксипропилена и толуилендиизоцианата, с содержанием изоцианатных групп (-NCO) 2,5-3,5%. Представляет собой вязкую, медоподобную жидкость, плотностью 1,05 г/см3. Нетоксичен, пожаро- взрывобезопасен. При смешении с водой происходит реакция с образованием пористого эластичного материала. Поэтому при хранении форполимера, приготовлении состава и транспортировке его до зоны изоляции, следует избегать попадания воды.
Самым характерным и наиболее ценным свойством уретановых каучуков является их высокая стойкость в условиях абразивного, эрозионного и коррозионного износа, а также хорошая адгезия к металлу, цементу и горным породам, что особенно важно при проведении работ по ликвидации негерменичности эксплуатационных колонн.
Лабораторными испытаниями установлено, что состав «Маг-2К», основой которого является уретановый каучук, обладает этими свойствами. Для оценки способности состава вытеснять воду с поверхности дефекта и закрепляться на ней, проводились эксперименты по задавке состава в дефект обсадной колонны, заполненной водой. В лабораторных условиях это моделировалось следующим образом. В стенке небольшого фрагмента насосно-компрессорной трубы (НКТ), разрезанной вдоль длины, была сделана щель шириной 0,6мм и длиной 30мм, после чего она помещалась под воду в вертикальном положении. В щель с помощью шприца задавливался состав. На рисунке 71 показан вид НКТ с дефектом до обработки составом и после обработки. Состав равномерно заполнял щель, не растекался и хорошо закреплялся на стенках. Шероховатость стенок дефектов в колонне, давление и механическое перемещение состава вдоль стенок в процессе продавки, должны увеличивать адгезию в десятки раз.
Адгезионная и когезионная прочность состава оценивалась в условиях, моделирующих реальные способностью отвержденного материала выдерживать давления на репрессию и депрессию. Испытания проводились на фильтрационной установке, которая позволяла создавать избыточное давление до 40 МПа. В центре металлического кернодержателя длиной 100мм и диаметром 26мм формировали пробку из состава «Маг-2К» длиной 30мм. Пространства от торцов керна до пробки были заполнены с одной стороны песчаником (моделируя заколонное пространство), с другой - водой (моделируя внутреннюю поверхность обсадной колонны).
