Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Методы интенсификации добычи нефти путем ограничения водопритока и гидрофобизации пласта

Для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) по ограничению водопритока (ОВП) ООО «СНК» предлагает ряд альтернативных цементу материалов: тампонажный материал «ФОРТ», полимерную композицию «СОФИТ», акриловый тампонажный состав ТСА и полимерный состав VEC.

Для снижения обводненности скважинной продукции и увеличения дебита нефти могут использоваться разработанные специалистами компании гидрофобизирующий реагент для обработки ПЗП MGS-3 и блокирующий гидрофобно-эмульсионный состав для щадящего глушения скважин СНК-2.

В предлагаемой Вашему вниманию статье приводятся свойства этих материалов и реагентов, особенности их применения и результаты проведенных ОПИ.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Рожков Александр Павлович Заместитель генерального директора, исполнительный директор ООО «СНК»
Орлов Алексей Геннадьевич Главный технолог филиала ООО «СНК» в г. Самара
Генералов Александр Валериевич Главный технолог филиала ООО «СНК» в г. Ноябрьске

Одна из основных проблем при эксплуатации нефтяных месторождений – обводнение добываемой продукции скважин, возникающее по причине прорыва закачиваемых или подошвенных вод, негерметичности обсадной колонны или цементного кольца (рис. 1). Кроме того, ухудшение пластовых параметров часто происходит вследствие отрицательного влияния технологических жидкостей, используемых в процессах вскрытия продуктивного пласта при ремонте скважин.

ВЫБОР ТАМПОНАЖНОГО МАТЕРИАЛА

В большинстве случаев в обоснование технологии РИР по ОВП закладывается выбор тампонажных материалов. При этом эффективность проводимых работ во многом определяется соответствием тампонажного материала условиям его применения, а также соблюдением технологии приготовления и закачивания. Сегодня рынок предлагает множество запатентованных реагентов и композиций для проведения РИР, однако на практике нефтяные компании, как правило, применяют не более десяти изоляционных материалов, а в большинстве случаев – не более трех.

Наиболее часто выбор делается в пользу тампонажного портландцемента, что далеко не всегда целесообразно из-за ограничений его применения, связанных с низкой (не более 200 м3/сут) или чрезмерно высокой (более 400 м3/сут) приемистостью интервала РИР, а также с неселективностью данного материала. Специалисты ООО «СНК» разработали и успешно применяют наряду с цементными растворами собственные альтернативные тампонирующие материалы. Для скважин с низкой приемистостью разработаны тампонажный материал «ФОРТ» и полимерная композиция «СОФИТ». Данные материалы используются в комплексных технологиях РИР для восстановления цементного кольца в интервале продуктивного пласта и герметичности ЭК в качестве докрепляющего состава после основной тампонирующей оторочки.

ТАМПОНАЖНЫЙ МАТЕРИАЛ «ФОРТ»

Тампонажный материал «ФОРТ» представляет собой смесь неорганических вяжущих, затворяемых собственной жидкостью затворения реагентов. Для регулирования сроков схватывания состава используется неорганический замедлитель. Частицы тампонажного материала «ФОРТ» отличаются большей мелкодисперсностью по сравнению с частицами портландцемента, а водоцементное отношение раствора «ФОРТ» значительно выше, чем у цементного раствора, что обуславливает более высокую по сравнению с цементным раствором проникающую способность тампонажного материала.

Прочностные и адгезионные характеристики материала-камня «ФОРТ» не уступают таковым цементного камня (табл. 1). Тампонажный состав «ФОРТ» может применяться в добывающих и нагнетательных скважинах в диапазоне пластовых температур от 20 до 90°С (табл. 2). Закачивать композицию можно в объеме от 1 м3.

В 2015 году были проведены РИР с использованием тампонажного материала «ФОРТ» на скважинах Покачевского и Красноленинского месторождений ХМАО и Знаменского месторождения Республики Башкортостан. В скважине Покачевского месторождения в ходе промыслово-геофизических исследований (ПГИ), проведенных перед РИР, были выявлены негерметичность ЭК (НЭК) на глубине 1093-1094,5 м, негерметичность муфт ЭК на глубине 1102,5 и 1113,2 м, а также низкая приемистость интервалов РИР.

Результаты ПГИ, выполненных после проведения РИР тампонажным материалом «ФОРТ», подтвердили герметичность всех интервалов.

В скважине Красноленинского месторождения по данным ПГИ была выявлена негерметичность головки хвостовика на глубине 1756,3 м. С первого подхода не удалось успешно провести РИР при помощи цементного раствора: после выполнения РИР был зафиксирован приток жидкости из интервала негерметичности. Повторные РИР проводились при помощи тампонажного материала «ФОРТ». По данным ПГИ после проведения работ приток из интервала негерметичности отсутствовал.

Скважина Знаменского месторождения переводилась из нагнетательного в добывающий фонд с последующей эксплуатацией пласта через интервал перфорации 1574-1576 м. В процессе работ была выявлена заколонная циркуляция (ЗКЦ) в интервал перфорации из нижележащего водоносного пласта с глубины 1592 м. Работы по ликвидации ЗКЦ (ЛЗКЦ) проводились через существующий интервал перфорации и дополнительно перфорированные специальные отверстия. Из-за низкой приемистости интервала РИР проводились при помощи материала «ФОРТ». После РИР согласно данным ПГИ ЗКЦ отсутствовала. Проведена реперфорация пласта, скважина освоена свабированием. По состоянию на начало декабря 2015 года дебит жидкости скважины составил 13,3 м3/сут, дебит нефти – 7,9 т/сут, обводненность продукции – 40%.

ПОЛИМЕРНАЯ КОМПОЗИЦИЯ «СОФИТ»

Полимерная композиция «СОФИТ» представляет собой смесь синтетических водорастворимых смол со щелочным отвердителем. Применяется в условиях аномально низкой приемистости – от 40 до 80 м3/сут.

Композиция отличается гомогенностью, легкой фильтруемостью, высокой проникающей способностью, высокими прочностными характеристиками камня, адгезией к цементу, породе и металлам (табл. 3). Полимерная композиция «СОФИТ» может применяться в различных типах скважин в диапазоне пластовых температур от 20 до 100°С (табл. 2). Закачивать композицию можно в объеме от 1 м3.

Положительный опыт работы с полимерной композицией «СОФИТ» получен на месторождениях Самарской области, Республик Татарстан и Башкортостан.

В апреле 2016 года при помощи данной композиции были проведены РИР по ЛНЭК на скважине Суторминского месторождения ЯНАО. Приемистость интервала негерметичности перед проведением РИР составляла 90 м3/сут при давлении 140 атм. Объем закачанной композиции составил 1,3 м3. В процессе работ за ЭК было задавлено 0,6 м3 состава. После разбуривания полимерного камня по результатам опрессовки ЭК признана герметичной.

АКРИЛОВЫЙ ТАМПОНАЖНЫЙ СОСТАВ ТСА

Для предварительного снижения поглощения перед проведением РИР в условиях высокой приемистости (выше 400 м3/сут) специалисты ООО «СНК» разработали акриловый тампонажный состав ТСА. Состав представляет собой смесь полимеров акриламида с неорганическими вяжущими реагентами и состоит из двух компонентов, при смешении которых образуется прочная структура, способная выдерживать достаточно высокие начальные градиенты давления сдвига. Так, начальный градиент давления сдвига при проницаемости от 10 до 1 Д составляет 50-150 атм/м, при 100-10 Д – 20-40 атм/м, а при 1000-100 Д – 1-6 атм/м. Состав может применяться как без докрепления, так и с докреплением цементом или тампонажным материалом «ФОРТ».

Состав ТСА не теряет своих свойств при пластовых температурах до 120°С (табл. 2).

Средний объем закачиваемой композиции находится в пределах 10-15 м3.

С 2012 года по настоящее время состав ТСА широко применяется на месторождениях ЯНАО. В результате его использования отмечается снижение приемистости изолируемых интервалов от бесконечных до 200-250 м3/сут при давлении 100 атм.Композиция отличается гомогенностью, легкой фильтруемостью, высокой проникающей способностью, высокими прочностными характеристиками камня, адгезией к цементу, породе и металлам (табл. 3). Полимерная композиция «СОФИТ» может применяться в различных типах скважин в диапазоне пластовых температур от 20 до 100°С (табл. 2). Закачивать композицию можно в объеме от 1 м3.

УПРУГИЙ ПОЛИМЕРНЫЙ СОСТАВ VEC

Для селективной изоляции пласта, предварительного создания протяженных водогазоизолирующих экранов и оттеснения фронта воды или газа в удаленную зону специалисты ООО «СНК» разработали вязкоупругий полимерный состав VEC (марки VEC-1 и VEC-2).

Состав VEC представляет собой смесь водорастворимых полимеров акриламида. Водный раствор полимера структурируется при помощи водного раствора структурообразователя – органической соли поливалентных металлов. В результате этого создается сшитый гель, который характеризуется стабильностью во времени, высокими прочностными характеристиками и повышенным остаточным фактором сопротивления (рис. 2).

На практике применение полимерного состава VEC возможно как в качестве самостоятельного реагента, так и в комплексе с докрепляющей оторочкой. Состав может использоваться в условиях пластовых температур до 150°С (табл. 2). Расчет необходимого объема полимерной композиции проводится при помощи специализированной вычислительной программы.

В 2012-2015 годах на месторождениях ЯНАО были проведены 25 успешных скважино-операций по ограничению водои газопритока при помощи состава VEC-2 с последующим докреплением полимерной композиции цементом и одна скважино-операция без докрепления. Средний объем закачиваемой композиции VEC-2 с последующим докреплением цементом составил 70 м3. Закачка состава без докрепления с целью ЛЗКЦ газа проводилась на скважине Харампурского месторождения. Было закачано 500 м3 композиции.

Также в 2015 году в рамках ОПИ при помощи VEC с последующим докреплением тампонажным материалом «ФОРТ» были проведены РИР скважины Яновской площади Знаменского месторождения Республики Башкортостан. До начала работ эта скважина была переведена из водозаборной в добывающую. Проведены работы по изоляции пласта D1 (12 м перфорации в интервале 2176-2188 м) с последующей эксплуатацией пласта DIVвк (интервал перфорации 2241-2245 м).

Пласт DIVвк был отсечен взрыв-пакером и цементным мостом в интервале 2230-2235 м. Приемистость пласта D1 составила 480 м3/сут при давлении 100 атм.

РИР проводились в два этапа. На первом в интервал перфорации для снижения приемистости и создания водоизоляционного экрана было закачано 10 м3 состава VEC-1. После выдержки реагента на гелеобразование было проведено докрепление полимерного экрана тампонажным материалом «ФОРТ». По результатам ПГИ пласт изолирован. По состоянию на начало декабря 2015 года дебит жидкости скважины составил 77 м3/сут, нефти – 35 т/сут, обводненность продукции – 46,5%.

ТЕХНОЛОГИИ ГИДРОФОБИЗАЦИИ ПЛАСТА

Очевидно, что проведение РИР – не единственный способ снизить обводненность скважинной продукции и увеличить дебит нефти. В арсенале ООО «СНК» имеются гидрофобизирующие реагенты для обработки призабойной зоны пласта (ПЗП) с целью снижения обводненности продукции и блокирующие гидрофобно-эмульсионные составы для щадящего глушения скважин.

Актуальность использования блокирующих гидрофобно-эмульсионных составов обусловлена их способностью к сохранению, восстановлению и повышению естественных коллекторских свойств пласта, широким диапазоном плотностей, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических свойств.

Для обработки призабойной зоны добывающих скважин низкопроницаемых высокообводненных пластов специалисты ООО «СНК» разработали реагентMGS-3, который представляет собой синергическую смесь спиртов и кетонов с ПАВ-гидрофобизатором и деэмульгатором.

Реагент MGS-3 содержит компоненты, которые обеспечивают гидрофобизацию поверхности породы, ликвидацию «водной блокады», предупреждение образования стойких водонефтяных эмульсий в процессе обработки, предупреждение набухания глинистых минералов, а также разглинизацию пласта.

Состав MGS-3 можно применять при пластовых температурах до 120°С. Объем закачиваемой композиции составляет 1-1,5 м3 на 1 м перфорированной толщины (табл. 4). Низкие значения межфазного натяжения состава на границе с нефтью (менее 0,4 мН/м) обеспечивают полное извлечение из пласта продуктов реакции после обработки.

ОПИ реагента MGS-3 были проведены на двух скважинах Вахского месторождения Томской области и одной скважине Сугмутского месторождения ЯНАО. Во всех случаях получено увеличение дебита жидкости и нефти и снижение обводненности (табл. 5).

ЩАДЯЩЕЕ ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН

Также в ООО «СНК» разработана технология щадящего глушения скважин с применением гидрофобного блокирующего эмульсионного раствора СНК-2. Технология включает в себя установку напротив интервала перфорации гидрофобной забойной пачки, которая надежно разобщает ПЗП с водным раствором глушения, а также препятствует газопроявлению в скважинах с аномально высоким содержанием свободного газа на приеме насоса.

Такие характеристики состава, как регулируемые «время жизни» и структурнореологические свойства, низкая коррозионная активность, способствуют максимальному сохранению коллекторских свойств пласта и минимальным срокам освоения скважины после проведения ТиКРС.

Состав СНК-2 можно применять при пластовых температурах до 120°С. Объем закачиваемой композиции составляет от 1 м3 (табл. 4).В 2014 году в рамках ОПИ на месторождениях ЯНАО были проведены восемь скважино-операций по технологии щадящего глушения. После проведения работ потери производительности скважин отсутствовали, сроки глушения скважин сократились на 12 ч, а выхода на режим – до двух суток.

В июне – октябре 2015 года были проведены ОПИ технологии щадящего глушения с использованием блокирующего состава на четырех скважинах месторождений Республики Башкортостан. На всех скважинах получен положительный результат и отмечен рост дебита нефти. Кроме того, благодаря успешному глушению на одной из скважин удалось провести ремонтные работы по смене ГНО и изменению режима работы СШН, в результате чего возросли эксплуатационные параметры скважины.

В декабре 2015 года ОПИ технологии щадящего глушения с использованием блокирующего состава СНК-2 проводились на двух скважинах Усинского месторождения Республики Коми. Результаты ОПИ признаны успешными. Отмечено, что состав СНК-2 обладает необходимой вязкостью, позволяющей удержать гидростатический столб жидкости и тем самым предупредить поглощение в ПЗП, а также препятствовать прорыву пластового флюида в ствол скважины.

В настоящее время ООО «СНК» оказывает сервисные услуги по щадящему глушению скважин на месторождениях ЯНАО и Республики Коми. По состоянию на апрель 2016 года проведены более 150 эффективных скважино-операций.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Возможности, технологии и реагенты для повышения эффективности РИР И ОВП
Опыт применения оборудования НПФ «Пакер» при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2017

Инженерная практика

Выпуск №05/2017

Повышение энергоэффективности добычи нефти.Одновременно-раздельная эксплуатация
Организационные мероприятияИспытания СУ ЧРП УЭЦН с обводным контактором (байпасом) для прямого пускаВентильные двигатели повышенного напряженияКомпоновки для ОРЭ (ОРД, ОРДиЗ, ОРЗ, ВСП)Компоновки с резервной УЭЦН«Виртуальный расходомер» для систем ОРЭСтупени ЭЦН двухопорной конструкцииВыявление высокопродуктивных объектов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2017

27-28 июня 2017 г., г. г. Москва, МВЦ «Крокус Эскпо», Павильон 3, конференц–зал 2
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — июнь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

26 - 30 июня 2017 г., г. Москва
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Москве в рамках авторского курса С. Балянова.