Электронная библиотека диссертаций и авторефератов России
dslib.net
Библиотека диссертаций
Навигация
Каталог диссертаций России
Англоязычные диссертации
Диссертации бесплатно
Предстоящие защиты
Рецензии на автореферат
Отчисления авторам
Мой кабинет
Заказы: забрать, оплатить
Мой личный счет
Мой профиль
Мой авторский профиль
Подписки на рассылки



расширенный поиск

Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Шагиахметов Артем Маратович

Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава
<
Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава
>

Диссертация - 480 руб., доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Автореферат - бесплатно, доставка 10 минут, круглосуточно, без выходных и праздников

Шагиахметов Артем Маратович. Обоснование технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах с использованием полимерного состава: диссертация ... кандидата Технических наук: 25.00.17 / Шагиахметов Артем Маратович;[Место защиты: Национальный минерально-сырьевой университет Горный].- Санкт-Петербург, 2016

Содержание к диссертации

Введение

ГЛАВА 1 Обзор современных технологий и методов ограничения водопритока на месторождениях с карбонатным типом коллектора 11

1.1 Анализ состояния разработки карбонатных коллекторов в Российской Федерации 11

1.2 Анализ особенностей разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах

1.2 Геолого-физическая характеристкика Мензелинского нефтяного месторождения 17

1.3 Обзор и анализ основных технологий и водоизолирующих работ,

применяемых в карбонатных коллекторах 20

Выводы к главе 1 27

ГЛАВА 2 Методика проведения экспериментальных исследований 28

2.1 Методика приготовления гелеобразующего состава 28

2.2 Методика исследования физико-химических свойств водоизоляционного состава 29

2.2.1 Определение срока гелеобразования приготовленных составов 30

2.2.2 Определение пластической прочности водоизоляционных составов 30

2.2.3 Определение продолжительности индукционного периода гелеобразования 32

2.2.4 Определение динамики изменения индукционного периода гелеобразования в зависимости от величины зазора 33

2.2.5 Определение рентгеновской плотности и общей пористости гелеобразующего состава 34

2.3 Методика проведения фильтрационных исследований гелеобразующего

состава на образцах естественных кернов 36

2.3.1 Методика проведения фильтрационного эксперимента на водонасыщенном образце керна 45

2.3.2 Методика проведения фильтрационного эксперимента на нефтенасыщенном образце керна 47

2.3.3 Методика проведения фильтрационного эксперимента на керне с техногенной трещиной 48

2.3.4 Методика проведения фильтрационных исследований по определению коэффициента селективности водоизоляционного состава 49

Выводы к главе 2 52

Глава 3 Разработка и обоснование применения составов химических реагентов для водоизоляционных работ 53

3.1 Результаты исследования времени гелеобразования и пластической прочности гелеобразующего состава 54

3.2 Результаты реологических испытаний гелеобразующего состава 62

3.3 Результаты испытаний по определению рентгеновской плотности и общей пористости гелеобразующего состава 67

3.4 Результаты проведения фильтрационных исследований гелеобразующего состава на образцах естественных кернов 69

3.4.1 Результаты фильтрационного эксперимента на водонасыщенном образце керна 70

3.4.2 Результаты фильтрационного эксперимента на нефтенасыщенном образце керна 71

3.4.3 Результаты фильтрационного эксперимента на керна с техногенной трещиной 73

3.4.4 Результаты фильтрационного эксперимента по определению

коэффициента селективности водоизоляционного состава 74

Выводы к главе 3 77

ГЛАВА 4 Обоснование технологии применения разработанного гелеобразующего состава для внутрипластовой водоизоляции в карбонатных неоднородных коллекторах 79

4.1 Технология внутрипластовой селективной водоизоляции с применением гелеобразующего состава 79

4.2 Применяемые реагенты и обоснование выбора рецептуры гелеобразующего состава 80

4.3 Описание технологического процесса закачки состава для ограничения водопритока в добывающие скважины 83

4.4 Обоснование объёмов закачки гелеобразующего состава при ограничении водопритока в добывающие скважины 86

Выводы к главе 4 88

Основные выводы и рекомендации 90

Список литературы 92

Введение к работе

Актуальность темы исследований

Текущий период нефтедобычи обусловлен ухудшением

структуры запасов нефтяных месторождений, добавлением в
разработку неоднородных коллекторов и быстрым переходом
ведущих эксплуатационных объектов в заключительную стадию
разработки с высокой обводненностью добываемой продукции и
малыми дебитами скважин по нефти. Проблема рентабельной
добычи углеводородов из карбонатных коллекторов приобретает все
более актуальное значение в связи с уменьшением запасов нефти в
терригенных коллекторах. Так как карбонатные коллектора
характеризуются высокой степенью расчлененности и

прерывистостью продуктивных пластов, наличием и широким развитием густой сети трещин и каверн самых разнообразных размеров и протяженностей, выбор оптимальной технологии весьма затруднен.

Одной из важнейших проблем в последние десятилетия было
ограничение водопритока в скважины, дренирующие трещинно-
поровый пласт, а также изоляция высокопроводящей единичной
трещины, которая связывает добывающую скважину с

нагнетательной или с водоносным горизонтом. Моментальное обводнение извлекаемого флюида происходит в результате прорыва пластовых и нагнетаемых вод по высокопроницаемым пропласткам и трещинам. В этих условиях приоритетной задачей является сдерживание дренирования вод в высокопроницаемой части и трещинах пласта-коллектора.

Проблемами разработки теоретических и прикладных аспектов
применения методов ограничения водопритока в различное время
занимались Л.К. Алтунина, Г.А. Бабалян, В.А. Блажевич, М.Д.
Валеев, А.А. Газизов, А.Ш. Газизов, В.В. Девликамов, Р.Н. Дияшев,
Ю.П. Желтов, С.А. Жданов, Ю.В. Зейгман, Г.П. Зозуля, Л.Е.
Ленченкова, Е.В. Лозин, М.Х. Мусабиров, И.Л. Мархасин,

Р.Х. Муслимов, Н.А. Петров, П.А. Ребиндер, М.К. Рогачев, С.А. Рябоконь, М.Л. Сургучев, К.В. Стрижнев, В.А. Стрижнев, А.Г. Телин, В.Г. Уметбаев, Р.Н. Фахретдинов, E. Samuelson, R. Seright и многие другие исследователи.

Цель диссертационной работы

Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений с карбонатными неоднородными коллекторами трещинно-порового типа.

Задачи исследований

  1. Изучить особенности разработки, а также источники и характер обводнения добываемого флюида в нефтяных залежах с карбонатным типом коллектора.

  2. Выполнить анализ применяемых технологий и химических реагентов при проведении водоизоляционных работ.

  3. Разработать водоизоляционный состав для условий карбонатного типа коллекторов.

4. Исследовать влияние размера поровых каналов и
раскрытости трещин на индукционный период гелеобразования.

5. Разработать технологию применения разработанного
водоизоляционного состава и определить область ее эффективного
применения.

Методы исследований

Работа выполнена в соответствии со стандартными методами
теоретических и лабораторных, а также с использованием
специально разработанных методик проведения экспериментальных
исследований (исследование физико-химических и реологических
свойств гелеобразующих составов в стандартных условиях
месторождений Волго-Уральской провинции; физическое

моделирование процессов фильтрации гелеобразующих составов в
трещинно-поровой среде). Обработка полученных данных

проводилась с использованием метода математической статистики.

Научная новизна работы

  1. Установлено, что при добавлении сульфата меди к исходному гелеобразующему составу, представляющему собой смесь 5,5% водного раствора карбоксиметилцеллюлозы и 1,0-1,1% водного раствора ацетата хрома, увеличивается эффективная вязкость и пластическая прочность состава и сокращается срок его гелеобразования.

  2. Установлена зависимость увеличения эффективной вязкости и уменьшения индукционного периода гелеобразования от уменьшения зазора, заполненного полимерным составом и характеризующего размер трещин в пласте.

Защищаемые научные положения

  1. Добавление к гелеобразующему составу на основе 5,5%-ного водного раствора карбоксиметилцелюллозы и 1-1,1%-ного водного раствора ацетата хрома 0,6-0,7%-ного водного раствора сульфата меди повышает вязкость и пластическую прочность состава, что позволяет рекомендовать состав для селективной изоляции обводненных трещинно-поровых интервалов пласта при его закачке.

  2. Установленная закономерность увеличения эффективной вязкости и уменьшения индукционного периода гелеобразования при уменьшении зазора, наполненного предлагаемым составом и характеризующего размер трещин в пласте, с 2,8 мм до 0,2 мм позволяет прогнозировать точные сроки гелеобразования, планировать продолжительность технологической паузы выдержки состава, а также рекомендовать к закачке состава конкретный объем для каждой скважины индивидуально в зависимости от геолого-литологических особенностей залежи.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций

подтверждена теоретическими и экспериментальными

исследованиями с использованием современного оборудования (компаний Coretest Systems, Messgerate Medingen, Bruker, Vinci Technologies и др.), достаточной сходимостью расчетных и экспериментальных данных.

Практическое значение работы

  1. Разработан гелеобразующий водоизоляционный состав на основе карбоксиметилцеллюлозы для ограничения водопритока в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в условиях карбонатных коллекторов.

  2. Разработана методика определения оптимальных рецептур гелеобразующего состава, основанная на динамике изменения общей пористости и рентгеновский плотности в зависимости от соотношения концентраций компонентов состава.

  3. Материалы диссертационной работы могут быть использованы в учебном процессе при чтении лекций и выполнении лабораторных и практических занятий по дисциплинам «Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пластов», «Подземная гидромеханика», «Подземный и капитальный ремонт скважин» студентам направления «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения, результаты теоретических и

экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на Международном форуме-конкурсе молодых ученых «Проблемы недропользования», (Санкт-Петербург, 2013); Всероссийской научно-практической конференции «Нефтегазовый комплекс:образование, наука и производство» (г. Альметьевск, АГНИ, 2015); Международной школе-конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Биомедицина, материалы и технологии XXI века» (г. Казань, КФУ, 2015).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 7 научных работ, в том числе 2 статьи в изданиях, входящих в перечень ВАК Министерства образования и науки России, 1 статья в журнале, входящем в БД SCOPUS.

Структура и объём диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, основных
выводов и рекомендаций, библиографического списка,

включающего 97 наименований. Материал диссертации изложен на 103 страницах машинописного текста, включает 10 таблиц и 35 рисунков.

Геолого-физическая характеристкика Мензелинского нефтяного месторождения

Вторая группа обуславливает применение осадкообразующих реагентов, которые в пластовых условиях выпадает в виде нерастворимого осадка вблизи водонасыщенных зон. Инициатором отверждения выступают пластовые воды, в составе которых содержатся ионы кальция и магния в значительном количестве. Недостатком данных составов считается их низкая проникающая способность и невысокая эффективность при повышенной температуре продуктивного пласта, что связано со снижением объема образовывающегося осадка под воздействием температуры.

Известен осадкообразующий состав для изоляции водопритока и выравнивания профиля приемистости пласта [62], содержащий акриловый полимер («Гивпан»), силикат натрия (жидкое стекло), хлористый кальций и воду.

Недостатком указанного состава являются его низкая водоизолирующая способность в неоднородных по проницаемости пластах и низкая адгезия образующегося осадка к породам пласта. Это объясняется тем, что Гивпан мгновенно коагулирует в высокоминерализованной воде, образуя осадки, и при проведении изоляционных работ состав, в первую очередь проникает по высокопроницаемым каналам пласта, оставляя неизолированными мелкие поры и трещины с более высоким фильтрационным сопротивлением. Образующиеся осадки закупоривают сужение каналов при нагнетании состава в пласт, но при выравнивании давлений осадки под действием гравитационных сил опускаются в более широкую часть каналов, снижая изоляционный эффект. Таким образом, повышение проникающей способности водоизоляционных составов на основе Гивпана позволит значительно повысить эффективность их применения.

Третья группа реагентов делится на два вида в зависимости от типа материала: органические и неорганические. К неорганические гелеобразующим составам относятся растворы неорганических солей, которые вследствие ионного обмена, образуют нерастворимые в воде осадки и гели. Широкое распространение получили методы, основанные на использовании водоизоляционных материалов на основе силикатов щелочных металлов [63-67], в частности, жидкого стекла, солей алюминия [64] и алюмосиликатов [67]. Недостатками перечисленных составов является их низкая эффективность из-за сложности регулирования скорости гелеобразования, низкой структурной устойчивости, а также высокая стоимость гелеобразующих компонентов, что существенно ограничивает область применения таких составов.

Органические гелеобразующие составы предполагают использование водорастворимых полимеров акрилового ряда, распространенными как в нашей стране, так и за рубежом [6, 68-71]. Наиболее востребованными из них являются полиакрилонитрил (гипан, гивпан) и полиакриламид (ПАА). Гипан в качестве одного из основных реагентов применяется при водоизоляционных работах (ВИР) как в России [69,71], так и за рубежом [72]. Создание водоизоляционного экрана в пласте обеспечивается коагуляцией гипана при контакте с поливалентными катионами с образованием резиноподобной или хлопьевидной массы [68], чем обусловлена селективность его действия. Гипан широко применяется в условиях высокой минерализации пластовых вод ( 50 г/л), однако при низкой минерализации (до 25 мг/л) он не обеспечивает надежной водоизоляции [68-70].

Для повышения эффективности использования гипана применяется закачка концентрированных растворов хлористого кальция [69-70], хлоридов магния и железа [68]. Недостатками гипана также являются высокая стоимость, повышенная исходная вязкость (300-350 мПа с) и вынос из пласта в процессе освоения и при эксплуатации скважины [68, 70]. Также применение гипана ограничивается его недостаточной устойчивостью в условиях высоких пластовых температур (характерных для месторождений Западной Сибири) и низкой проникающей способностью, критически важной в условиях низкопроницаемых коллекторов. –

Известен гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину, включающий водорастворимый полимер, соли поливалентных металлов, хлорид аммония и воду [71]. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве соли поливалентных металлов – ацетат хрома. Состав используется в способе разработки обводненной нефтяной залежи, обеспечивающем регулирование разработки нефтяных месторождений, изоляцию водопритока в скважину, создание прочных изолирующих экранов. Водный раствор полиакриламида вступает в реакцию с водным раствором ацетата хрома, содержащего стабилизатор хлорид аммония, в результате которой образуется сплошной гель с трехмерной сшитой структурой. Это позволяет повысить эффективность изоляции водопритока в скважину и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Прочность геля увеличивается в результате снижения термической деструкции полимера и образования геля во всем объеме. Недостатком состава является его низкая эффективность при изоляции водопритока в скважину и при регулировании профиля приемистости нагнетательных скважин вследствие обратного выноса образующегося геля с продукцией скважины, что, в свою очередь, связано с недостаточно высокими прочностными и адгезионными свойствами состава. Из соединений акрилового ряда для селективной водоизоляции применяют мономеры акриламида и сополимеры метакриловой кислоты. Механизм их гелеобразования также основан на взаимодействии с солями пластовых вод. Серьезным ограничением применения перечисленных составов является, кроме недостаточной минерализации пластовых вод, также и высокая температура пластов (характерная для месторождений Западной Сибири), под действием которой образующийся гель достаточно быстро разрушается [6, 72]. Для перераспределения фильтрационных потоков в пласте применяются растворы эфиров целлюлозы [73,74]. Целлюлоза в небольших концентрациях значительно повышает вязкость воды, при этом растворы стабильны в широком диапазоне минерализации и температур. Под действием инициаторов структурообразования (солей поливалентных металлов) из водных растворов биополимеры образуются высокопрочные эластичные гели. Например, в качестве водоизолирующего материала на месторождениях Татарстана использовались эфиры целлюлозы. Их основное преимущество – постепенный набор вязкости в пластовых условиях, то есть при закачке в коллектор эфир разбухает и образует высоковязкую гелеобразную массу, препятствующую фильтрации воды.

Определение продолжительности индукционного периода гелеобразования

Фильтрационный эксперимент № 1 проведён на водонасыщенном керне Мензелинского месторождения, параметры которого приведены в таблице 2.1. Цель эксперимента: определить возможность разработанного состава блокировать высокопроницаемые каналы движения пластовых минерализованных вод порового типа. Фильтрационный эксперимент № 1 включал следующие этапы [65, 75]:

1. Через керн в режиме постоянного расхода 0,5 мл/мин фильтровалась модель пластовой воды Мензелинского месторождения до стабилизации перепада давления. Затем определялись градиенты давления и подвижности пластовой воды и высчитывалась исходная фазовая проницаемость по воде. Направление фильтрации – прямое. Величина эффективного давления (обжима керна) - 15,86 МПа (2300 psi).

2. При постоянном расходе 1 мл/мин через керн прокачивалось 2 поровых объёма состава. Направление фильтрации - обратное. При этом фиксировался максимальный градиент давления закачки водоизолирующего состава. Затем керн выдерживался в состоянии покоя в течение 24 часов после окончания прокачки гелеобразующего состава.

3. Через керн фильтровалась модель пластовой воды с расходом 0,5 мл/мин до стабилизации перепада давления. Направление фильтрации -прямое. Затем определялись градиенты давления и подвижности пластовой воды и высчитывалась фазовая проницаемость по воде после закачки состава.

4. При постоянном расходе 0,5 мл/мин через керн фильтровалась оторочка 8%-го раствора гидроксида натрия (NaOH) с целью разрушения образовавшегося в порах геля. Направление фильтрации - обратное. Также фиксировался максимальный градиент давления закачки деструктора.

5. При постоянном расходе 0,5 мл/мин через керн фильтровалась модель пластовой воды. Направление фильтрации - прямое. Далее фиксировался градиент давления закачки воды на последнем этапе фильтрационных исследований и рассчитывалась фазовая проницаемость керна по воде после разрушения геля в порах.

Обработка результатов фильтрационных исследований заключалась в следующем: выполнялся расчет фактора остаточного сопротивления образца керна после его обработки исследуемым водоизолирующим составом: где Rост\ - фактора остаточного сопротивления после обработки водоизоляционной композицией, ед; gradPi - градиент давления закачки в образец керна воды до процесса «изоляции», Па/м; gradP2 - градиент давления закачки в образец керна воды (нефти) после процесса «изоляции», Па /м. выполнялся расчет фактора максимального сопротивления образца керна после его обработки водоизолирующим составом: gradP, где В-максз - фактора максимального сопротивления после закачки водоизоляционной композиции, ед; gradP3 - начальный (максимальный) градиент давления сдвига геля в керне при фильтрации воды (нефти), Па/м. выполнялся расчет фактора остаточного сопротивления образца керна после его обработки деструктором: где Rост2 - фактора остаточного сопротивления после закачки деструктора, ед; gradP4 - градиент давления закачки в образец керна воды после закачки деструктора, Па /м.

Фильтрационный эксперимент № 2 проведён на нефтенасыщенном керне Мензелинского месторождения. Цель эксперимента: определить способность состава блокировать нефтенасыщенные каналы движения вод порового типа и оценить его селективные свойства. Фильтрационный эксперимент № 2 включал в себя следующие этапы: 1. Через керн в режиме постоянного расхода 0,5 мл/мин фильтровалась модель пластовой воды до стабилизации перепада давления с целью определения исходной фазовой проницаемости по воде. Направление фильтрации – прямое. Величина давления обжима керна – 15,86 МПа (2300 psi). 2. При постоянном расходе 0,5 мл/мин через керн прокачали 2 поровых объёма нефти Мензелинского месторождения (проба со скважины № 871 вязкостью 12 мПас при 25 С и плотностью 887,9 кг/м3). Направление фильтрации – прямое. 3. При постоянном расходе 1 мл/мин через керн прокачали 2 поровых объёма состава. Направление фильтрации – обратное. Керн выдержали в состоянии покоя в течение 24 часов после окончания прокачки гелеобразующего состава. 4. Через керн фильтровалась модель пластовой воды с расходом 0,5 мл/мин до стабилизации перепада давления с целью определить градиент давления сдвига геля в керне и фактор остаточного сопротивления. Направление фильтрации – прямое.

Фильтрационный эксперимент № 3 проведён на керне Мензелинского месторождения с техногенной трещиной. Цель эксперимента: определить способность состава запечатывать трещинные каналы движения вод и оценить его селективные свойства. Керн изначально был непроницаемым (исходная абсолютная проницаемость керна ниже 0,01 мД), однако с хорошо выраженной границей слоёв вдоль оси симметрии керна. Данный керн был расколот на две практически одинаковые части. Далее две части керна скрепили лентой скотч по торцам и поместили в кернодержатель фильтрационной установки FDES-645.

Результаты реологических испытаний гелеобразующего состава

В результате проведенных исследований было замечено, что добавление в состав медного купороса ускоряет процесс загелевания. Так при добавлении сульфата меди, равного 0,6% масс., уменьшает время загелевания в три раза, что позволит уменьшить время простоя скважины. Также смешивание состава с медным купоросом позволяет увеличить пластическую прочность геля. Отмечено, что, оперируя различными концентрациями реагентов, можно получать гели с временем гелеобразования от 250 до 1400 минут и прочностью от 2000 до 9000 Па [91]. В конечном итоге для дальнейших экспериментов были выбраны следующие концентрации реагентов: карбоксиметилцеллюлоза – 5,5%, ацетат хрома – 1-1,1%, сульфат меди – 0,6-0,7%. Значение массовой доли КМЦ, равной 5,5%, обосновывается тем, что при концентрации КМЦ, равной 5%, пластическая прочность ниже допустимого значения, а при значениях выше 5,5% увеличение показателя прочности незначительное.

Наряду с вариацией концентраций реагентов, было изучено влияние температурного параметра на технологические свойства состава. Для исследования были приготовлены 4 вида состава с выбранными концентрациями и измерены их свойства при различных температурах (20, 40, 60, 80, 100 оС), которые соответствовали пластовым температурам российских нефтяных месторождений [24]. Результаты зависимости времени образования геля и пластической прочности от температуры представлены на рисунках 3.5-3.6.

Зависимость пластической прочности составов от температуры Зависимость времени гелеобразования составов от температуры подчиняется степенному закону с высокой степенью корреляции. С увеличением концентрации медного купороса и ацетата хрома время гелеобразования снижается. Также необходимо отметить, что для температурных условий месторождений Пермского края и Татарстана (20С-40С) время гелеобразования изменяется от 200 до 400 минут, для температурных условий Западной Сибири (Т75С) время гелеобразования более одного часа. По материалам работы [24, 36] оптимальным временем гелеобразования является 1-24 часа, что удовлетворяет условию.

Пластическая прочность достигает максимального значения при 60 С. Снижение прочности геля при температурах выше 60 С объясняется термодеструкцией молекул полимера в водном растворе в условиях высоких температур [93, 94]. Значения пластической прочности разработанного состава являются приемлемыми для всех измеренных температур (20С-100С).

При этом наблюдается закономерность, что при снижении времени гелеобразования увеличивается пластическая прочность образуемого геля. Это означает, что для месторождений Западной Сибири, где превалируют высокие пластовые температуры, составы требуемой прочности при необходимом времени гелеобразования будут требовать меньших концентраций ацетата хрома и сульфата меди, нежели для месторождений Татарстана, что дает улучшение экономическому фактору проблемы. Помимо влияния температурного фактора на прочностные характеристики геля было изучено воздействие временного фактора, так как гелеобразование происходит не сразу, а по истечение времени. Было предложено, что прочность геля с течением времени может увеличиваться. Для изучения этого предположения было проведено исследование по определению пластической прочности через равные промежутки времени (через сутки в течение 5 суток). Для этого были приготовлены 4 состава с выбранными концентрациями. Далее каждый состав был разлит в несколько стаканов и через каждые 24 часа после загелевания замерялась пластическая прочность каждого состава. Измерения проводились при температуре 25С, что соответствует пластовой температуры турней-фаменского пласта Мензелинского нефтяного месторождения.

Изменение пластической прочности за пять суток происходит по экспоненциальной зависимости с высокой степенью корреляции. Динамика изменения пластической прочности, представленная на рисунке, показывает, что упрочнение состава продолжается в течение 5 суток после образования геля. Несмотря на увеличение данного параметра, в первые трое суток изменение прочности незначительное, поэтому рекомендуется время технологической паузы после закачки состава принимать равным 1 суткам.

Индукционный период гелеобразования водоизоляционного состава исследовался с помощью ротационного вискозиметра Rheotest RN 4.1 (Messgerate Medinger GmbH, Германия) по методике, описанной во второй главе. Эффективная вязкость и напряжение сдвига составов определялись для конкретной скорости сдвига, которая зависит от диаметра насосно-компрессорных труб (НКТ) и производительности насоса. Средняя скорость сдвига при движении смеси углеводородов по трубе диаметром 73 мм, толщиной стенки НКТ 5,5 мм с расходом 0,0027 м3/с равняется 118 с-1. Для моделирования движения геля в призабойной зоне исследование проводилось при постоянной скорости сдвига 5 с-1 [95]. Для исследования индукционного периода гелеобразования был приготовлен состав со следующими концентрациями: кмц – 5,5%, ацетат хрома – 1,0%, сульфат меди – 0,7%. Измерения проводились при 4 различных температурах (20, 40, 50, 60 С ). Результаты определения индукционного периода гелеобразования представлены в таблице 3.2 и на рисунках 3.8-3.9.

Описание технологического процесса закачки состава для ограничения водопритока в добывающие скважины

Проведение РИР можно разделить на три этапа: диагностика, разработка и проведение. На первом этапе производятся геофизические и гидродинамические исследования в скважине. По данным исследований определяются причины обводнения, интервалы, по которым происходит прорыв воды, максимальные депрессии и основные геолого-технические особенности пласта и скважины. Целью этого этапа является определение исходных данных, необходимых для дальнейшей разработки технологии по устранение проблемы прорыва пластовой воды. На втором этапе производится определение оптимальных схем разработки и нагнетания, а также предлагается и обосновывается необходимый состав тампонажной смеси, определяются радиус изоляционной перемычки и необходимый объем тампонажной смеси. Третий этап включает все виды работ, связанные с приготовлением и закачкой гелеобразующего состава и деструктора. Технология РИР с применением состава включает приготовление в поверхностных условиях водного раствора компонентов состава, закачке его в зону изоляции, выдержке в течение необходимого времени, соответствующему минимальному сроку гелеобразования и набору необходимой прочности и запуска скважины в работу. По результатам исследований, отраженных в главе 3 данной работы, и анализе, проведенном в главе 1, можно выделить основные особенности предлагаемого гелеобразующего состава: 1) состав в большей степени снижает фильтрационные характеристики в водонасыщенных трещинных интервалах ввиду своей высокой вязкости; 2) приготовление состава осуществляется как на поверхности, так и непосредственно в самом пласте; 3) для изолирования матрицы пласта рекомендуется закачка смеси водного раствора КМЦ и ацетата хрома с последующей закачкой водного раствора сульфата меди; 4) для предупреждения попадания состава в интервалы пласта, расположенных ниже обрабатываемого интервала, используют отсекающие пакеры или цементные мосты, для предупреждения попадания состава в интервалы пласта, расположенных выше обрабатываемого интервала, применяются пакеры; 5) ствол скважины и интервалы изоляции должны быть тщательно отмыты от различных отложений и продуктов коррозии; 6) перед обработкой пластов проводятся предварительные работы по «глушению» скважины; 7) рецептура состава уточняется индивидуально для каждой конкретной скважины; 8) время начала отверждения состава должно быть не меньше времени, необходимого для закачки его в зону изоляции; 9) приготовление рабочих растворов проводится только после осуществления всех подготовительных работ: спуска труб и пакера, посадки его, вызова циркуляции и т.д; 10) в качестве оторочки, закачиваемой перед самим составом, может использоваться пресная вода; 11) в качестве продавочной жидкости используются пресная вода; 12) в качестве деструктора водоизоляционного состава применяется водный раствор гидроксида натрия (8 % масс.). Для проведения технологических операций по ограничению водопритока используется следующее оборудование: – насосный агрегат (ЦА-320, АН-700, АЧФ-700); – оборудование обвязки устья скважины; – автоцистерны (АЦ-10). Предлагаемая автором технология закачки разработанного гелеобразующего состава для ограничения водопритока в общем виде включает следующие основные операции: 1) спуск колонны НКТ до забоя скважины и промывка ствола скважины пресной водой; 2) поднятие башмака НКТ до выявленного интервала водопритока. При необходимости провести отсыпку нижележащего продуктивного интервала песком; 3) опрессовка эксплуатационной колонны скважины при давлении, не менее чем в 1,2 раза превышающем ожидаемое максимальное давление в процессе закачки гелеобразующего состава; 4) определение приёмистости изолируемого интервала по пресной воде; 5) подбор рецептуры гелеобразующего состава, исходя из приёмистости скважины и пластовой температуры; 6) приготовление расчётного объёма гелеобразующего состава; 7) последовательная закачка буферной оторочки пресной воды (объёмом 0,5–1 м3) и гелеобразующего состава в два этапа (сначала смесь водных растворов КМЦ и ацетата хрома, затем промывка скважины пресной водой и закачка водного раствора сульфата меди) в скважину при расходах, не превышающих замеренную приёмистость скважины, при башмаке НКТ, установленном напротив нижних перфорационных отверстий изолируемого интервала; 8) продавка гелеобразующего состава в пласт.; 9) закрытие скважины на технологическую паузу для структурного упрочнения гелеобразующего состава на рекомендуемый срок 24 часа, после чего освоение скважины и пуск в эксплуатацию. При проведении мероприятий по ограничению притока возможно сильное снижение приемистости скважины, вследствие технологической ошибки или недостаточной изученности нахождения интервалов пласта. В этом случае необходимо разрушать гель, образовавшийся в пласте, трубах, на забое и т.д.

Оптимальным деструктором является 8 % раствор гидроксида натрия (NaOH). Для разрушения геля требуется закачка исходного продукта в объеме, равном объему геля, который нужно разрушить, и выдержка в контакте с гелем в течение одних суток. Далее осуществляется промывка скважины и продавка разрушенного геля вглубь пласта путем закачки воды.

При условии наличия в ПЗП трещин высокой проводимости во избежание ухода всего изолирующего состава в трещины целесообразно проведение закачки тампонажных составов в 2 этапа: сначала (1-й этап) для блокирования трещин закачка более вязкого состава, полностью приготовленного на поверхности и последующая выдержка на структурное упрочнение, далее (2-й этап) повторное определение приёмистости изолируемого интервала и закачка смеси водных растворов кмц и ацетата хрома с последующей закачкой сульфата меди.

Второй этап про проведении РИР подразумевает определение минимальных радиусов закачки гелеобразующего состава, способных надежно удерживать напор пластовых вод. Для того, чтобы полностью заполнить необходимый интервал пласта на глубину, равную радиусу изоляции, требуется точность в расчетах по определению достаточного количества объемов закачиваемого в пласт водоизоляционного материала. Эффективность обработки существенно уменьшится при нагнетании в пласт меньшего от требуемого объема состава [73].

В результате проведения лабораторных фильтрационных экспериментов гелеобразующего состава получены величины градиентов давлений сдвига геля в керне gradPсдвига, представленные в главе 3 данной работы. Объём закачки гелеобразующего состава в ПЗП должен обеспечивать образование относительно однородного гелевого экрана шириной rэ–rc, способного выдерживать градиент давления, обусловленный депрессией при эксплуатации скважины. Принимая характер фильтрации в призабойной зоне пласта линейным, что выполняется при наличии в ПЗП проводящих трещин и считая, что после восстановления давления в изолированном интервале вся депрессия будет компенсироваться перепадом давлений в гелевом экране, получим значение радиуса изоляции: где R3 - радиус создаваемого экрана, м; gradPcdmza - градиент давления сдвига геля, определенный проведением фильтрационных исследований, Па/м; Рдепр. - максимальное ожидаемое значение депрессии, Па, гс - радиус скважины, принимаемый равным половине наружного диаметра эксплуатационной колонны скважины, м