ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Опытная проверка системы «мягкий дроссель» проходила на стендовой установке с использованием бурового раствора плотностью 1440 кг/м3 и воды при нормальных условиях. Дроссель прошел испытание в трех вариантах конструкции с одним, тремя и пятью кольцами. Каждое кольцо содержало по 10 гребешков, а взаимное дистанционирование колец относительно друг друга осуществлялось посредством предусмотренных в них пазов. На рис. 3 приведены результаты испытаний на буровом растворе. Точками показаны опытные значения, а непрерывной линией представлены результаты расчета с использованием трехмерного гидродинамического кода. Максимальное значение расхода на буровом растворе достигало 350 м3/сут, а по воде до 500 м3/сут. Перепад давления или депрессия на дросселе доходила до 30 атм. Из рис. 3 видно, что вычисленные значения депрессии на дросселе хорошо согласуются с опытными данными. При этом было выявлено, что от вязкости используемой жидкости перепад давления не зависит.

Рис. 3 Результаты испытаний на буровом растворе

Камера УКП «Мягкий дроссель» выполнена с обеспечением возможности плавного увеличения гидравлического сопротивления движущемуся потоку жидкости. Увеличение гидравлического сопротивления осуществлено одновременно за счет многократного изменения направления движения, ускорения и торможения, слияния и разделения протекающего потока. Подобное устройство может быть спроектировано на работу с любым типом среды: вода, нефть, газ, пар или пароводяная смесь. Основными отличиями и преимуществами системы «Мягкий дроссель» от регуляторов притока других производителей являются:

201

-Снижение риска закупорки УКП. Система УКП «Мягкий дроссель» в стандартной комплектации имеет от 2 до 12 входных отверстий с довольно значительными размерами. Тем самым значительно снижается риск закупорки системы по сравнению с другими системами.

-Возможность изменения конфигурации системы «Мягкий дроссель» на скважине перед спуском оборудования. Это достигается за счет подключения в модуле УКП определенного количества колец, с необходимой толщиной стенок и количеством проходных отверстий с оптимальной фазировкой. Такая гибкость позволяет получить практически любую степенную зависимость генерируемого перепада давления от скорости потока. Это позволяет сделать поправки дизайна, основываясь на данных, полученных во время бурения (LWD) или данных каротажа в открытом стволе после бурения.

-Более долговечный ресурс системы «Мягкий дроссель». Вместо керамической сопловой вставки (штуцерные ICD), которая понижает давление за счет большой скорости потока, устройство «Мягкий дроссель» использует другой принцип работы. Здесь понижение давления достигается за счет большого гидравлического сопротивления тракта течения при умеренной скорости потока. Самым узким местом тракта течения является ширина между стенками канала, благодаря чему характеристика дросселя поддерживается не ребрами, а плоскостями стенок канала. При локальном износе стенок канала площадь проходного сечения остается постоянной за счет сечения ниже по ходу потока. Таким образом, конструкция устройства “Мягкий дроссель” позволяет снять вопросы по поводу возможной эрозии и, соответственно, изменения характеристик УКП с течением времени.

-Возможность устанавливать систему УКП «Мягкий дроссель»

внагнетательные скважины для выравнивания профиля закачки в многопластовых системах. При этом скважину можно ставить на отработку и затем переводить под нагнетание без смены системы заканчивания скважины.

Список литературы

1.Brekke K., Lien S.C.: “New Simple Completion Methods for Horizontal Wells Improve Production Performance in High-Permeability Thin Zone” // SPE Drilling and Completion. – 1994. –V.9. –P. 205-209.

2.M. Chertenkov, S.V. Deliya , D.A. Semikin, G.A. Brown, A. Bayanova, E. Kanevsky, M. Nukhaev, A. Shapovalov, Y. Pormeyster: "Gas Breakthrough Detection and Production Monitoring From ICD Screen Completion on Lukoil's Korchagina Field Using Permanently Installed Distributed Temperature Sensors" // SPE 159581, 2012

3.Семенов, Исламов, Нухаев:“Дизайн устройств пассивного контроля притока на Ванкорском месторождении”// Нефтяное хозяйство // 2009 # 11

4.Антоненко Д.А., Амирян С.Л., Мурдыгин Р.В., Хатмуллина Е.И.:“Оценка эффективности применения оборудования для контроля притока в горизонтальных скважинах” // Нефтяное хозяйство // 2007 №11.

202

ЛИКВИДАЦИЯ ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ

Мурзалинов К.К., Хайруллин А.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г.Тюмень

Проблема и её актуальность

В нагнетательном фонде скважин ОАО «Томскнефть» ВНК существует ряд проблем, таких как неэффективная закачка, неистинная компенсация, в большинстве случаев связанных с наличием заколонной циркуляции (ЗКЦ); в результате чего снижаются дебиты нефти в добывающих скважинах, не вырабатываются запасы нефти, искажается гидродинамическая модель пласта и т.д.

Суть технологии решения проблемы

Одним из путей решения этих проблем, является ликвидация заколонных перетоков с применением современных изолирующих материалов и закачкой химических реагентов как с помощью пакера – ретейнера, так и через специальные перфорационные отверстия (рис. 1).

Рис. 1. Способы ликвидации ЗКЦ

В качестве изолирующих материалов, по отзывам заказчиков, наиболее эффективна закачка водоизолирующего материала ПБС (патент РФ 2188930) или полимерного отверждающегося состава (ПОС) компании

ООО «Инноил», в зависимости от индивидуальных особенностей каждой скважины. Материал ПОС применим при приёмистости до 10м3/сут при 100атм до 200м3/при 50атм и температуре от 50С до 1000С. При приёмистости от 200м3/сут при 50атм и до условия без выхода циркуляции используется материал ПБС.

203

Областью эффективного применения композиций из ПОС являются:

Герметизация нарушений и резьбовых соединений эксплуатационных колон.

Заколонные перетоки в условиях низкой проницаемости и приёмистости до 10м3/сут. при 120 атм.

Тампонирование низкопроницаемых водоносных пластов в процессе бурения скважины.

Предотвращение выноса песка.

Применение водонерастворимого ПОС предотвращает ее разбавление в пластовой воде, что позволяет сохранить его высокую изолирующую способность. Получение водонерастворимых ПОС осуществляют путем смешения компонентов тампонирующей смеси в течение 5-15 мин.

Применение материала ПБС (патент РФ 2188930) в скважинах для ликвидации заколонных перетоков также обусловлено рядом его физикохимических свойств и показаний к применению:

Материал ПБС представляет собой тонкодисперсный порошок

снасыпной плотностью 1000-1100кг/м3;

Материал ПБС полимеризуется в зоне проведения ремонта при контакте с водой;

Материал ПБС обладает высокой адгезией к поверхности по-

роды;

Материал ПБС после полимеризации устойчив к воздействию агрессивных сред;

В процессе полимеризации материал ПБС увеличивается в объеме до 20 раз;

Время полимеризации материала ПБС при контакте с водой составляет не менее 1 часа;

Температура в зоне ремонта от 00С до +1300С;

Приемистость в зоне нарушения должна быть не менее 100 м3/сутки при давлении 50 атм;

Улучшена схема закачки материала в зону поглощения, позволяющая провести реагирование (разбухание и сшивку) материала в стволе скважины, с последующей продавкой в зону поглощения неразрывным резиноподобным тампоном.

В нефтенасыщенной части пласта материал ПБС остаётся инертен, в объёме не увеличивается и легко выносится из порового пространства. При воздействии на прореагировавший с водой материал ПБС 15%-м водным раствором каустической соды происходит его деструкция с образованием подвижной маловязкой массы, которая легко удаляется из ПЗП. Технология наиболее применима в трещиноватых коллекторах (карбонатах) или терригенных коллекторах с катастрофическим поглощением (от 1м3/ час при циркуляции жидкости до условия без выхода циркуляции).

204

Продолжительность эффекта от ПБС и ПОС очень высокая, сам по себе ПОС не разрушается, а ПБС надо закреплять цементом или композицией ПОС.

Экспериментальная часть

Предложенная технология прошла испытания на месторождениях Республики Татарстан, Коми и Волгоградской области при ликвидации катастрофических поглощений и заколонных перетоков. Нижневолжским филиалом БК «Евразия» были проведены работы по изоляции водопритока из пласта и ликвидации поглощений с применением материала ПБС.

На скважине № 3 Палласовская произошёл перелив воды в межколонном пространстве с дебитом 10м3/час. Была произведена перфорация в интервале 234-258м и попытки ликвидации негерметичности цементом, тампоном и цементно-бентонитовой смесью результата не дали. Затем произвели закачку материала ПБС в количестве 300кг, продавку буровым раствором и закрыли скважину на реагирование сроком на 6 часов. После реагирования опрессовали скважину на давление 75 атм. – герметично. Продолжили бурение.

На скважине № 1 Даниловская на глубине 499м произошло полное поглощение промывочной жидкости. При промывке интенсивность поглощения 36м3/час. Произвели закачку материала ПБС в количестве 300кг, циркуляция восстановилась. Продолжили бурение с частичным поглощением 3м3/час, однако на глубине 520-525м произошло полное поглощение, статический уровень в скважине составил 72м. Закачка ВУС результата не дала. Закачали в зону поглощения суспензию материала ПБС в количестве 300кг и 15м3 вязкого тампона. При дальнейшем углублении скважины интенсивность поглощения составила 3м3/час. С глубины 605м интенсивность поглощения снизилась до 1м3/час, затем поглощение прекратилось.

Проведение технологической операции по ликвидации негерметичности в резьбовых соединениях обсадных колонн, а также ликвидация негерметичности в ранее перфорированной колонне, сводится к закачке под давлением высоковязкого тампона или тампонажного цемента в зону негерметичности. Проведенные работы порой приводят к нулевому результату, вследствие наличия в заколонном пространстве, в месте негерметичности, высоконапорного водяного пласта оттесняющего тампонирующую смесь от зоны негерметичности. В среднем, при ликвидации негерметичности колонны затрачивается до 15 суток производительного времени и большое количество тампонажного цемента и материалов. Так, на буровой № 4 Алексеевской площади в течение 15 суток ликвидировать негерметичность закачкой в зону поглощения тампонажного цемента не удалось. Закачкой суспензии ПБС в количестве 300кг в течение 6 часов негерметичность была ликвидирована.

Для сравнения была взята нагнетательная скважина №986 Советского месторождения. С 06.07 по 26.08.2010г здесь была произведена норма-

205

лизация забоя и ЛЗКЦ цементным раствором силами ООО «ОйлФорвард». По данным ПГИ представленным ниже видно, что этот метод оказался неэффективен для нагнетательных скважин. Цемент быстро вымывается и не успевает закрепиться из-за большой приемистости.

До ремонта: По термометрии уход нагнетаемой жидкости отмечается

винтервале перфорации 1848.9-1865.2м. и ниже глубины текущего забоя.

Винтервале глубин 1865.2-1881.4м. отмечается заколонное движение жидкости сверху-вниз. Забой негерметичен.

После ремонта: По термометрии уход нагнетаемой жидкости отмечается в интервале перфорации и ниже глубины текущего забоя (1868.4м).

Определение ЗКЦ ниже интервала перфорации при данных скважинных условиях (малая мощность зумпфа, уход нагнетаемой жидкости ниже глубины текущего забоя) не представляется возможным. Забой негерметичен.

Экономическое обоснование

Данная технология позволяет:

1. Сократить затраты на материалы, традиционно применяемые для ликвидации заколонных перетоков в нагнетательных скважинах. Средний расход материала ПОС на 1 обработку составляет 1200-1400 кг, стоимость 1 кг составляет 178 рублей. Средний расход материала ПБС на 1 обработку составляет 350-500кг, стоимость 1кг составляет 200 рублей. В среднем на обработку одной скважины (рассматривался пример скв.№986ЛЗКЦ и негерметичность забоя) материал ПБС + ПОС будет стоить 329 т.рублей, в то время как цена цементного раствора составит 357 т.руб., т.к.его потребуется почти в 3 раза больше, что отражает табл. 1.

Таблица 1

2.Уменьшить время простоя скважины и сократить затраты на бригаду КРС. Время РИР материалами ПБС и ПОС 12-18 часов, в том числе ожидание затвердевания изолирующего материала составляет 6 часов, что в 4 раза меньше по сравнению с цементом.

3.Поддерживать Рпл.

4.Ввести в разработку ранее недренируемые пропластки.

206

5.Увеличить КИН.

6.Увеличить дебиты добывающих скважин.

7.Соблюдать правила разработки Национального стандарта РФ, тем самым избежать штрафов Ростехнадзора.

Риски при использовании данной технологии

ЛЗКЦ только в нагнетательных скважинах даст половинчатый эффект: снизит общую закачку, ликвидирует непродуктивную (неэффективную) закачку, немного повысит нефтеотдачу. Приемистость нагнетательных скважин будет ограничена после РИР. Появится излишек подтоварной воды из добывающих скважин с ЗКЦ. Если закачивать её в нагнетательные скважины, то повысим Рнагн. и в итоге опять создадим ЗКЦ. Максимальный эффект можно получить только при одновременной ЛЗКЦ как нагнетательных, так и добывающих скважин. Предложенные изоляционные составы подходят и для добывающих скважин.

Выводы

Существующие проблемы, связанные с наличием ЗКЦ, можно решить путем ликвидации заколонных перетоков недорогими, но эффективными материалами ПОС и ПБС через специальные отверстия или с помощью пакера-ретейнера. Эта технология принесет не только экономическую выгоду компании, но и позволит обеспечить сохранность недр.

Список литературы

1.Полимеры СНФ для увеличения нефтеотдачи

2.Агадулин И.И., Игнатьев В.Н., Сухоруков Р.Ю. Экологические аспекты негерметичностизаколонногопространствавскважинах. / Нефтегазовоедело, 2011 – С. 6-7

3.Технологии ООО «НПП-Гелий» по ограничению водопритоков. Ст. 4-5

НОВЫЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ

НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ НГДУ «СТРЕЖЕВОЙНЕФТЬ»

Халитов Д.А., Хайруллин А.А., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

НГДУ «Стрежевойнефть» в настоящее время разрабатывает 13 месторождений, 11 из которых находятся в состоянии падающей добычи, то есть в III и IV стадиях разработки.

Для поддержания существующих уровней добычи необходимо вовлекать в разработку трудноизвлекаемые запасы. Поэтому наиболее актуальной является задача внедрения новых технологий, позволяющих наиболее эффективно извлекать такие запасы.

На месторождениях НГДУ «СН» распространённый характер приобретает проблема обводнения добывающих скважин закачиваемой водой. Причиной этого является прорыв закачиваемой воды к добывающим скважинам по отдельным промытым, а также трещиноватым высокопроницае-

207

мым зонам пласта. Это является причиной неравномерного заводнения пласта, вследствие чего обводнённость продукции достигает предельно высоких значений и эксплуатация скважин становится нерентабельной. Кроме того, остаются невовлечёнными в эксплуатацию низкопроницаемые неоднородные по геологическому строению нефтенасыщенные пропластки терригенных отложений. В целях повышения нефтеотдачи пластов необходимо использовать технологии, направленные на выравнивание профиля притока.

Использовавшиеся в НГДУ новые технологии повышения нефтеотдачи пластов, такие как : ПДС, ВДС, КТС, гелеобразующая система метилцеллюлозы ИХН СО АН «МЕТКА», ВГВ, закачка пенной системы, а также методы интенсификации притока : виброволновое, электроимпульсное воздействие, горизонтальное бурение, ГРП и другие, - считаются уже достаточно традиционными. Новые методы с 1991 года, и дополнительная добыча по ним, исключая ГРП силами СП, на 1.01.97г. составила 719,85 тыс.тонн.

На ОАО «Томскнефть» ВНК со своими предложениями вышла Нефтяная Компания «Приобье», которая специализируется на производстве работ по интенсификации добычи нефти из пластов с трудноизвлекаемыми запасами.

Технологии повышения НО пластов основаны на физикохимическом воздействии на пласты путём закачки в нагнетательные скважины различных химических реагентов. Научно-Производственное предприятие «Приобье» предлагает использовать следующие технологии.

Закачка сульфатно-содовых смесей. Технология основана на закачке оторочек осадкообразующих реагентов и прокачки их по пласту. В качестве осадкообразующих компонентов используются сернокислый натрий и хлористый кальций. Закачка в пласт данных реагентов обеспечивает образование нерастворимого осадка гипса, снижающего проницаемость водопромытых зон вследствие увеличения фильтрационного сопротивления пласта нагнетаемой воде, что позволяет подключить в разработку участки пласта, ранее не охваченные заводнением и снизить обводнённость продукции добывающих скважин на участке. Реагенты, используемые в технологии, коррозионно малоактивны, не оказывают отрицательного влияния на процессы подготовки нефти и не ухудшают качество товарной нефти.

Закачка волокнисто-дисперсных систем. Технология предна-

значена для повышения нефтеотдачи пластов на высокообводнённых участках в неоднородных пластах с применением ВДС, которая представляет собой последовательно чередующуюся закачку в пласт через нагнетательные скважины оторочек суспензий и материалов волокнистой структуры, древесной муки. Кроме того, к ВДС можно отнести и водную суспензию фрезерованного торфа в сочетании с бентонитовым глинопорошком.

208

Технология применения волокнистого материала основана на способности ВДС резко снижать фильтрующую способность закачиваемой в пласт воды.

Этот метод успешно применялся на месторождениях НГДУ «СН». (Эффективность этого метода рассматривалась совместно с ПДС и КТС и составила 364,7 тыс.т.)

Обработка скважин осадко-гелеобразующими составами на основе силиката натрия, хлористого кальция и хлористого натрия.

Технология заключается в последовательной закачке в пласт через нагнетательные скважины осадко-гелеобразующих составов на основе электролитов (хлористого кальция, хлористого натрия) и жидкого стекла. Образующийся в пласте гель докрепляет выпавший в фильтрационных каналах пласта осадок, что усиливает эффект увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон пласта.

Осадкообразующие составы на основе щелочных стоков произ-

водства капралоктама. Технология предусматривает последовательную закачку в пласт полимерно-щелочного раствора (ПАА+ЩСПК), буфер из воды с последующей закачкой соли многовалентного металла - алюмохлорида, сернокислого алюминия. В случае применения сернокислого алюминия для достижения лучшего тампонирующего эффекта рекомендуется закачивать водный раствор хлористого кальция.

Происходит эмульгирование нефти и улучшение смачиваемости породы, то есть происходит гидрофилизация системы.

Метод гидроударного воздействия на пласт. Эта технология по-

вышения нефтеотдачи пластов основана на воздействии искусственно созданными сейсмическими волнами на насыщающую пласт жидкость. Под воздействием упругих колебаний разрушается структура вязко-пластичных и вязко-упругих жидкостей. Вследствие чего, они приобретают свойства ньютоновских жидкостей (вязкопластичность течения в низкопроницаемых коллекторах). Кроме того, экспериментально установлено разрушение структуры поверхностного слоя жидкости вблизи стенок порового канала. Таким образом происходит переход к ньютоновскому характеру течения, снижения эффективной вязкости нефти и увеличения эффективного сечения порового пространства пласта, что в конечном итоге повышает нефтеотдачу пластов.

Гидроударное устройство представляет собой модернизированный глубинный невставной насос НСН-57.

Волновое воздействие гидроударной установки, передаваемое на пласт, приводит к кратному увеличению фильтрации нефти через пористую среду коллектора. Это приведёт к увеличению нефтеотдачи пластов в зоне влияния гидроударной установки.

После рассмотрения предложенных методик для НГДУ «СН» были выбраны следующие :

209

1.Обработка скважин осадко-гелеобразующими составами для внедрения на Малореченском месторождении.

2.Обработка скважин осадкообразующими составами на основе щелочных стоков производства капролактама для внедрения на Нижневартовском месторождении.

3.Метод гидроударного воздействия на пласт для внедрения на Советском месторождении.

Обработка гелеобразующим составом на основе биополимера БП- 92. Анализ текущего состояния разработки Малореченского месторожде-

ния показал, что основной проблемой в разработке является низкий темп отбора запасов нефти, который связан с высоким количеством бездействующих нефтяных скважин. Причиной бездействия скважин, в первую очередь. является высокое обводнение добываемой продукции. Обводнённость скважин связана с прорывом закачиваемой воды к их забоям по тонким высокопроницаемым пропласткам, дальнейшая фильтрация жидкости происходит, в основном, по этим пропласткам, что приводит к невовлечению в разработку части запасов, сконцентрированных в менее проницаемой части разреза. Выбытие таких скважин в бездействие приводит к снижению темпов отбора нефти, увеличивая срок разработки месторождения и делая её нерентабельной, что в конечном итоге повлечёт за собой недостижение утверждённого конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Одним из направлений в проблеме снижения обводнённости скважин является ограничение и изоляция водопритоков путём «перекрытия» высокопроницаемых промытых зон пластов, по которым вода прорывается к добывающим скважинам.

Использование полимеров позволяет резко снизить подвижность нагнетаемой в пласт воды и повысить за счёт этого охват пласта.

Биополимер и композиции на его основе обладают высокой стойкостью к механической и температурной деструкции. Выполненные к настоящему времени промысловые испытания технологий свидетельствуют о возможности адаптации свойств биополимерных композиций к различным геолого-физическим условиям.

Перспективным для высоких пластовых температур является состав на основе разбавленного водного раствора продукта БП-92 и полисахаридного комплекса растительного происхождения – крахмала.

При смешивании БП-92 и крахмала образуется суспензия, хорошо фильтрующаяся в пористой среде. При прогреве в пласте данной

суспензии до температуры 60 оС и выше образуется гелеобразная система - гидрогель. Присутствие микробного полисахаридного комплекса позволяет получить крахмальный гель по всему объёму и значительно улучшить нефтевытесняющие свойства системы. Состав наиболее эффективен для обработки нагнетательных скважин.

210