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

Применение гелеобразующих реагентов для ограничения водопритока в добывающие скважины

Коммерческое решение проблемы ограничения водопритока (ОВП) в добывающих скважинах, разработанное ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», основано на использовании реагента «АС-CSЕ-1313» марка А. Гелеобразующий состав реагента работает по принципу «природоподобия»: проникая в высокопроницаемую водонасыщенную зону пласта, состав уменьшает приток воды в скважину, при этом проницаемость по нефти сохраняется на прежнем уровне.

Технология успешно прошла лабораторные испытания и фильтрационные исследования. В ходе опытно-промышленных работ (ОПР), проведенных на скважинах Аригольского и Тайлаковского месторождений, достигнуто снижение притока жидкости и обводненности добываемой продукции с одновременным ростом добычи нефти. В связи с этим представляется целесообразным расширение программы ОПР и дальнейший переход к промышленному внедрению технологии.

16.03.2018 Инженерная практика №01/2018
Фахретдинов Риваль Нуретдинович Генеральный директор ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг», д.х.н., профессор, действ. член РАЕН

Отправной точкой для создания отечественного решения стала разработка Французским институтом нефти технологии ОВП в добывающих скважинах, основанной на использовании различных модификаций полиакриламида (ПАА). Узнав о положительных результатах испытаний данной технологии на месторождениях Канады и стран Восточной Азии, мы решили попытаться внедрить ее в России. Однако при выполнении ОПР мы не смогли добиться заявленного эффекта в виде селективности работы ПАА и ОВП в добывающих скважинах и приняли решение создать собственную эффективную технологию.

Разработка новой технологии ОВП велась в ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» на протяжении нескольких лет. Реагент АС-CSE-1313 (ТУ 2458-01366875473-2013), используемый в данной технологии, изготавливается на основе отечественного доступного сырья.

ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ ТЕХНОЛОГИИ АС-CSE-1313

Принцип действия технологии, основанной на применении реагента АС-CSE-1313, достаточно прост и заключается в следующем. Гелеобразующий реагент глубоко проникает в высокопроницаемую водонасыщенную зону пласта и уменьшает приток воды в скважину. Проникновение состава в нефтенасыщенную часть не влияет на производительность скважины вследствие отсутствия гелирования состава в нефти. Образование армированного геля в воде приводит к снижению относительной проницаемости по воде. Следует отметить, что образующийся гель по структурно-механическим свойствам превосходит практически все известные полиакриламиды.

Для успешной обработки скважины реагент необходимо направить непосредственно в водонасыщенную зону пласта для создания водоизолирующего экрана, не блокируя при этом нефтенасыщенную часть пласта. В результате достигается максимальное снижение проницаемости водопромытой зоны пласта, тогда как проницаемость по нефти сохраняется на прежнем уровне.

Гелеобразующая композиция получается путем смешения двух компонентов системы: реагента АС-CSE1313 марки А (ТУ 2458-013-66875473-2013 с изм.1,2) массовым содержанием 6 и 8%-ного водного раствора соляной кислоты (или CSE-0713 по ТУ 2458007-66875473-2013). Гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной сетки из частиц дисперсной фазы, в петлях которой находится дисперсионная среда, и практически полным отсутствием текучести.

В отличие от технологий на основе полиакриламида, технология АС-CSE-1313 основана на принципе «природоподобия»: реагент, используемый в ее составе, блокирует фильтрацию воды, но при этом не связывает остаточную нефть и не создает трудностей при ее вытеснении. Это достигается за счет определенного размера и строения армированных сферических частиц, размер которых составляет от 5 до 20 мкм. Внутри сферической частицы находится оксид алюминия, вокруг нее – кремнезем и запатентованный многокомпонентный состав. Поскольку практически любой коллектор на 40-60% состоит из оксида алюминия, реагент прекрасно адсорбируется на поверхности. Оксид алюминия и неподеленная пара электронов на атомах кислорода выступают донором, а роль акцептора выполняют положительно заряженные ионы на армированной сферической частице, за счет чего и происходит взаимодействие реагента с породой.

Таким образом, в рамках технологии АС-CSE-1313 реализован новый способ воздействия на вытеснение нефти, основанный не на принципе снижения межфазного натяжения воды и нефти или увеличения вязкости воды, а на адсорбции. Последняя в данном случае превращается из нежелательного процесса в полезный, в результате которого на поверхности породы образуется высокоструктурированная пленка воды, и нефть отходит от породы.

КРИТЕРИИ ПОДБОРА СКВАЖИН-КАНДИДАТОВ

На основе результатов ОПР, проведенных в добывающих скважинах, были установлены четыре группы критериев подбора скважин-кандидатов для применения технологии АС-CSE-1313.

Первый критерий – неоднородность, который подразумевает, что пласты скважин-кандидатов должны быть сложены более чем двумя пропластками, скважины должны характеризоваться нарастающей обводненностью по высокопроницаемым пропласткам, а проницаемость пропластков должна составлять от 3 мД. В условиях такого высокого показателя проницаемости полиакриламид не может работать, поскольку он «затирает» поверхность пропластка, тем самым перекрывая путь к запасам.

Второй критерий коэффициент охвата, включающий наличие остаточных извлекаемых запасов в размере более 10 тыс. т и эффективную нефтенасыщенную толщину более 5 м.

Третья группа включает технологические критерии: сетка скважин месторождения должна быть сформирована, а в ближайших планах его разработки не должно быть бурения и ввода новых скважин и зарезки боковых стволов (ЗБС). Техническое состояние скважин должно быть удовлетворительным, а негерметичность, заколонная циркуляция (ЗКЦ) – отсутствовать.

Также для обработок реагентом АС-CSE-1313 не рекомендуются скважины с выраженным конусообразованием. Минимальный дебит жидкости должен составлять 100 м3/сут, а обводненность добываемой продукции – более 85%.

Наконец, согласно общим критериям подбора скважин-кандидатов данная технология применима в условиях разработки терригенных трещиноватых коллекторов с пластовой температурой до 300°C.

ЛАБОРАТОРНОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ

Испытания реагента АС-CSE-1313 на пригодность применения в составе технологий ОВП были проведены во многих лабораториях как отраслевых, так и академических структур. В большинстве случаев реагент был рекомендован для применения в составе технологий ОВП, в отдельных случаях он также был признан пригодным для использования в технологиях выравнивания профиля приемистости (ВПП) и для проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР).

По результатам выполненных лабораторных исследований были изучены вязкостные характеристики технологических растворов реагента AC-CSE1313 и полученных на их основе гелей, и было подтверждено, что при растворении в воде реагент приобретает вязкость воды. В дальнейшем это позволило начать применение реагента в составе технологий ВПП в нагнетательных скважинах с низкой приемистостью призабойной зоны пласта (ПЗП) – там, где закачка ПАА и других вязкоупругих систем сопровождается ростом давления закачки. Так, промышленное внедрение технологии ВПП с использованием реагента AC-CSE-1313 было начато на скважинах нагнетательного фонда Приобского месторождения. В результате было достигнуто снижение давления закачки на 5-10 атм.

Также в ходе лабораторного тестирования было выявлено, что для состава AC-CSE-1313 факторы остаточного сопротивления по воде существенно выше, чем по нефти, иными словами, состав снижает проницаемость породы в водонасыщенных интервалах пласта в большей степени, чем в нефтенасыщенных интервалах.

ФИЛЬТРАЦИОННЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СОСТАВА

Получив результаты лабораторного тестирования реагента, мы приступили к проведению фильтрационных исследований АС-CSE-1313 с использованием составных двухслойных разнопроницаемых моделей. В случае низкопроницаемой модели коэффициент вытеснения по нефти составил 0,191, высокопроницаемой – 0,661.

Результаты воздействия реагента на низкопроницаемую модель оказались удивительными: коэффициент вытеснения по нефти вырос до 0,538, то есть на 181,7%. В среднем прирост коэффициента вытеснения для двухслойных моделей составил от 24 до 47%. Очень высокий прирост коэффициента вытеснения по нефти при воздействии реагента на низкопроницаемую модель был также получен в ходе трех других фильтрационных исследований.

Также для подтверждения селективности работы реагента мы провели фильтрационные исследования состава на образце керна, отобранного на объекте БС10 Тевлинско-Русскинского месторождения. Значительное снижение проницаемости произошло в высокопроницаемой части керна, тогда как в нефтенасыщенной части проницаемость снизилась лишь на 15-20%.

ОПР ТЕХНОЛОГИИ

Перед тем, как приступить к работам по ОВП с составом АС-CSE-1313 непосредственно на добывающих скважинах, мы провели лабораторное тестирование реагента на гелирование в присутствии нефти. Для эксперимента было взято 50 мл геля и 50 мл высоковязкой нефти. Через 24 ч эксперимента рабочий раствор представлял собой слабый золь, подверженный быстрому разрушению.

Далее на основе текущих пластовых давлений, минимального забойного давления с радиусом охвата был произведен расчет объема закачки реагента. Минимальный радиус проникновения геля в пласт был определен при этом, исходя из условия предельно допустимой депрессии на пласт, и по расчетам составил 2 м:

где Рпл – текущее пластовое давление, атм; Рзаб – минимальное забойное давление, атм; τ – предельное напряжение сдвига геля в породе, атм/м.

Исходя из следующих данных: h = 20 м; R = 2 м; m = 0,18, объем закачки был определен по формуле:

Первые работы по ОВП с использованием реагента были выполнены на скважинах Аригольского месторождения в 2015 году. Если до обработки приток жидкости первой скважины составлял 364 м3/сут, то после обработки он снизился до 211 м3/сут. Схожая динамика наблюдалась и в случае второй скважины: приток жидкости снизился с 384 до 229 м3/сут, то есть практически на треть. Дебит нефти при этом не снизился, а в случае первой скважины даже вы-рос. За 12 месяцев дополнительная добыча нефти составила 643 т, а добыча попутной воды снизилась на 136 294 т.

Программа работ на Тайлаковском месторождении включала в себя проведение ОВП на четырех скважинах. В результате проведения работ дебит жидкости этих скважин также снизился примерно на треть. При этом мы заметили, что эффективность обработки ниже у скважин с низкой продуктивностью, и наоборот. В настоящее время мы работаем над расчетами оптимальной концентрации реагента для низкопродуктивных скважин и надеемся, что это поможет повысить эффективность проведения работ по ОВП на таких скважинах.

Следует отметить, что Тайлаковское месторождение отличается высокой расчлененностью, что позволило выбрать для проведения работ скважины, текущие показатели работы которых хуже, чем в целом по объектам Ю2-3.

В течение пяти месяцев проведения работ по ОВП удалось добиться значительного снижения притока воды и увеличения дебита нефти. По всем выполненным обработкам отмечается снижение дебита жидкости в среднем на 34%, снижение обводненности – в среднем на 6,4%, прирост дебитов нефти – в среднем на 9,6 т/сут.

В результате интерпретации ГИС было выявлено, что после проведения работ по ОВП начали эффективно работать нижние низкопроницаемые пропластки. Сразу после обработки реагентом происходит резкое снижение притока жидкости, затем снижение обводненности добываемой продукции продолжается, одновременно наблюдается прирост добычи нефти.

ВЫВОДЫ

Таким образом, в ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» разработан коммерческий продукт – реагент «АС-CSЕ-1313» марка А, предназначенный для различных методов повышения нефтеотдачи пластов. Независимое тестирование технологии в лабораториях подтвердило заявленные характеристики по применению реагента в технологиях ОВП и РИР. Технология ОВП на основе реагента AC-CSE1313 может применяться в широком диапазоне глубин при различных температурах пласта. Полученный гель не разрушается под воздействием традиционных составов для обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ), а в силу высоких реологических свойств геля и отсутствия деструкции при последующих ОПЗ, закрепления геля цементом в скважине не требуется.

Опыт применения состава для ОВП в добывающих скважинах в 2015-2016 годы показывает достижение заявленной изоляции притока воды. В связи с этим состав АС-CSЕ-1313 рекомендуется для проведения работ по ОВП в различных геолого-физических условиях месторождений. ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» предлагает проведение работ по следующим вариантам: «под ключ», поставка реагента, франчайзинг.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Риваль Нуретдинович, каковы ограничения по температуре и минерализации воды при применении данной технологии?
Риваль Фахретдинов: Технология может применяться при температуре до 300°С, ограничений по минерализации воды нет – она никак не влияет на эффективность технологии.
Вопрос: Не могли бы Вы уточнить технологическую эффективность при применении данной технологии, измеряемую в тоннах ДДН на одну скважино-операцию?
Р.Ф.: В среднем этот показатель равен 750-800 т, для сравнения: при применении технологии с использованием полиакриламида эффект не превышает 500 т.
Вопрос: Каков объем промышленного производства реагента АС-CSЕ-1313?
Р.Ф.: Он составляет порядка 100 т в месяц.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Разработка и оптимизация технологий РИР компанией «СНК»
Предупреждение преждевременного обводнения скважины применением составов на базе кремнийорганических соединений при первичном цементировании
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.