«И.И. Клещенко, Г.П. Зозуля, А.К. Ягафаров, В.П. Овчинников ТЕОРИЯ И ПРАКТИКА РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ Учебное пособие Допущено Учебно-методическим объединением вузов Российской ...»

Известно, что введение разного рода наполнителей в полимерсодержащие системы может существенно повысить их термостабильность.

Трехмерная сетка неорганического кремнийсодержащего полимера должна выполнять в объеме геля функцию такого наполнителя. Кроме того, гидрофильные свойства полимера будут способствовать снижению водоотдачи из объема геля и, как следствие, повышать его термостабильность и препятствовать проявлению синерезиса (старение геля с выделением растворителя). Следует отметить, что выделяющиеся при гидролизе КОС органические соединения (например, этиловый спирт) могут выступать в роли восстановителей для бихроматов металлов и тем самым способствовать образованию ионов Сr+3, ответственных за гелеобразование в растворах полимеров.

Для приготовления гелеобразующих составов, модифицированных кремнийорганическими соединениями, могут быть использованы следующие реагенты:

• водорастворимые полимеры: полиакриламиды (ПАА) марок DkDrill, DKS, Sapan и др., карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) марок • кремнийорганические соединения этилсиликат-32, этилсиликат-40 (ГОСТ 26371-84), этилсиликатконденсат (ТУ 6-02-02-67алкилсиликонаты натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11) и другие;

• бихроматы натрия, калия, аммония (ГОСТ 2652-78) и ряд восстановителей, таких, как сульфит натрия, бисульфит натрия, КССБ и др.

Проведенный анализ и исследования доказывают возможность использования этих водоизолирующих составов в нефтепромысловой практике.

Кремнийорганические водоизолирующие материалы АКОР. На основе кремнийорганических соединений (КОС) разработано большое число водоизолирующих материалов и композиций, в том числе и алкоксиорганический реагент (АКОР) в различных модификациях (АКОР – 1, АКОР – 2, АКОР – 4, АКОР Б – 4, АКОР БН – 4, АКОР Б – 100, АКОР БН – 102, АКОР Б – 300), изменяющих физико-химическую природу самого водоизолирующего реагента. Их свойства претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (продукт 119 - 204) до водонаполненных композиций (АКОР – 4, АКОР Б – 4, ВТС, ВТОКС, АКОР БН – 4).

В качестве катализатора реакции гидролитический поликонденсации этиловых эфиров ортокремниевой кислоты использовались органохлорсиланы. Затем нашли применение кристаллогидраты солей переходных металлов, например кристаллогидрат хлорного железа (FeCl3·6H2O).

Скорость отверждения составов АКОР варьируется в широких пределах в зависимости от химической природы кремнийорганического эфира или кристаллогидрата (его количества) и температуры отверждения.

Водонаполненные составы АКОР – 4 получены путем ввода в алкоксипроизводные КОС FeCl3·6H2O и H2O, или хлоридов щелочных (щелочноземельных) металлов. Селективность составов АКОР – 4 обусловлена различной фазовой проницаемостью при фильтрации в водо – и нефтенасыщенные интервалы пласта, при этом в нефтенасыщенной зоне образуется эмульсия, перераспределяющая поток преимущественно в водонасыщенную зону.

В дальнейшем были разработаны во ВНИИКРнефть одноупоковочные материалы АКОР Б – 100, АКОР Б – 300, которые можно использовать при пластовых температурах до 300 С.

Следующее поколение кремнийорганических тампонажных материалов группы АКОР – БН (АКОР – БН 100, АКОР – БН 101, АКОР БН – 104, АКОР – БН 300 разработано ООО «НИТПА» - товарные знаки №212788 И №226740). По сравнению с АКОР – Б материалы АКОР – БН являются базовыми. Они лучше совмещаются с водой, водными растворами солей и полимеров, практически не образуют осадок при смешении с водой, обладают более высокой селективностью, улучшенными фильтрационными, прочностными характеристиками и рядом других технологических показателей.

Водоизолирующая композиция на основе полимера ВПК-402. На базе водорастворимого катионного полимера (ВПК-402), этилсиликата (ЭТС-32) и медного купороса (CuSO45H2O) рекомендуется водогазоизоляционная композиция, в основе которой лежит образование закупоривающего материала путем взаимодействия ВПК с раствором этилсиликата, выполняющего роль структурообразователя и с CuSO45H2O, способствующего сшивке и изменению механических свойств геля.

Например, при взаимодействии водного раствора ПАА с песчаником происходит гидролиз амидных групп с образованием полиакриловой кислоты.

Присутствие ПАА в жидких растворах и гетеросистемах полимерноглинистых суспензий существенно меняет свойства этих систем с приобретением новых - смазочных, удерживающих, изолирующих, ингибирующих.

Деформация связей в молекулах полимеров приводит к гидролизу амидных групп и активации двойной связи, чем и объясняется процесс сшивки, например, в системе «полимер-порода».

Была изучена закупоривающая способность состава на основе ВПКЭТС-32 и CuSO45H2O. Характеристика реагентов:

• ВПК-402 - водорастворимый полимер катионный, высокомолекулярный полиэлектролит. Свойства нормируются ТУ-6-05-2009-86;

• ЭТС-32 - этилсиликат, кремнийорганическая жидкость от светло- до темно-коричневого цвета, плотностью до 1100 кг/м3, невзрыво- и пожароопасна. Замерзает при t = -45 °С;

• CuSO45H2O - медный купорос, кристаллы ярко-синего цвета, Водогазоизолирующие гелеобразующие составы на основе кислоторастворимых алюмосиликатов. Сотрудниками НИИ «Нефтеотдача»

АНРБ разработаны гелеобразующие составы на основе алюмосиликатов, содержащихся в полупродуктах и отходах нефтехимических производств. Активные компоненты ГОС имеют следующий состав:

';

• ВМР-5 – пастообразная масса серо-молочного цвета, в сухом виде – белый порошок. Сухого вещества – 50-60%. Состав основных компонентов: Al2O3 – 29,4%, SiO2 – 43,1%, MgO – 3,3%, CaO • МР-6 – мелкий серый порошок. Состав основных компонентов:

• концентрат нефелиновый – мелкий серый порошок. Состав основных компонентов: Al2O3 – 28,5%, SiO2 – 42,8%, Na2O – Указанные алюмосиликаты относятся к доступным, достаточно дешевым реагентам, легко растворяются в соляной кислоте с образованием устойчивости гелей.

Способность к гелеобразованию определяется содержанием оксидов кремния и алюминия, которые при растворении в соляной кислоте образуют композиции, способные взаимно коагулироваться, образуя гели, состоящие из аморфных положительно заряженных оксидов алюминия и отрицательно заряженных поликремниевых кислот, расположенных в определенных соотношениях.

Реакция образования «золь-гель» фракции происходит путем взаимодействия нефелина и раствора соляной кислоты, в результате которой образуются колоидные частицы кремнезема и гидроксида алюминия:

Полученная мицелла содержит положительно заряженный золь гидроксида алюминия и отрицательно заряженный золь кремнезема. С ростом концентрации раствора первичные частицы конденсируются вместе в открытую и непрерывную, распространяющуюся по всей среде структуру, образующую гель.

Комплекс экспериментальных исследований позволил определить оптимальные концентрации для ВМР-5 7,5/7,5-8/8 масс.% при пластовых температурах 220С и 770С позволил определить изолирующие свойства указанных систем, а именно: практически полное отсутствие фильтрации при закачке в модели 2-3 объема пор гелеобразующей композиции на основе нефелина, а также существенное снижение проницаемости пористых сред (с 1,92 до 0,047 мкм2) при закачке 0,4-0,7 объема пор составов на основе ВМР-5.

Данные исследования позволили рекомендовать в качестве водогазоизолирующих композиций гелевые составы на основе ВМР-5/HCl с оптимальными концентрациями, равными 7,5/7,5-8/8 масс.% [9].

Водоизолирующий состав на основе биополимера. Применение полимеров для целей водоизоляции известно давно (США, Башкирия). На ЮжноАрланском месторождении была выполнена разовая закачка биополимера с минеральной и синтетической кислотой (H2SO4, СЖК). Применительно к пластовым водам некоторых месторождений Западной Сибири была произведена экспериментальная проверка работоспособности состава на основе симусана.

Симусан - продукт жизнедеятельности культуры бактерий Acineto bacter sp. -вязкая или желеобразная дисперсная система светло-кремового цвета со слабым специфическим запахом. Динамическая вязкость не менее 0,90 Пас, общая концентрация углеводов не менее 3,50 г/дм3, концентрация полисахаридов не менее 5,00 г/дм3, рН водного раствора препарата в диапазоне 8,0-8,5.

Для увеличения срока хранения в суспензию симусана вводят стабилизатор - формалин в количестве 0,1% (об.). В качестве стабилизатора используют фенол - 0,005% (вес); толуол 0,15% (об.); карбацид 0,3% (об.).

Препарат малотоксичен для теплокровных животных и человека, относится к 4 классу опасности. ПДК по формалину 0,5 мг/м3 в воздухе. Препарат взрывопожаробезопасен. Во внешней среде и в сточных водах токсичных вредных веществ не образует.

Биополимеры имеют ряд преимуществ перед применяемыми с целью изоляции пластовых вод водорастворимыми синтетическими полимерами- полиакриламидами (ПАА). Они в значительно меньшей степени, чем ПАА, подвержены различным видам деструкции (окислительной, температурной, механической, биологической), они менее чувствительны к изменению рН. Кроме того, биополимеры применяются в концентрациях значительно меньших, чем ПАА.

В водных растворах при определенных примечаниях рН при взаимодействии с другими веществами биополимер способен образовывать прочные «надмолекулярные» структуры либо закупоривающий «сшитый» полимерный материал [2].

Водоизолирующий состав на основе водонабухающего полимера (ВНП) марки АК-639. Сотрудниками ВНИИБТ дано обоснование применения данного полимера для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных скважинах. ВНП изготавливается в соответсвии с ТУ 6-02-002099912-59-96. В зависимости от полноты процесса осушки ВНП может быть блочным (частичная осушка), гелеобразным – 50%-ая осушка и порошкообразным – после полного процесса высушивания до твердого состояния, а отсюда и различная водопоглотительная способнасть (набухание). Целью проведения всех изоляционных работ является создание экрана из полимера АК – 639 вокруг скважины, который бы во времени расширялся в обьеме.

Последующей закачкой (вслед за полимером) цементного раствора достигается закрепление полимера и сохранность (целостность) цементного кольца в затрубном пространстве в изолируемом интервале после ранее проведенных перфораций.

Закачивание ВНП в зону изоляции призводится с нижним и верхним буфером из пресной воды.

Инвертная эмульсия для ограничения водопритоков на основе «Полисил-Д». Применяется для ограничения водопритоков в пластах с различной проницаемостью. Концентрация материала «Полисил-Д» в углеводородной фазе ивертной эмульсии выбирается исходя из соотношения углеводородной и водной фаз и в соответствие с проницемостью коллектора и обводненностью.

Компонентный состав эмульсии:

• эмульгатор - материал «Полисил-ДФ», выпускаемой по ТУ 2169углеводородная фаза - нефть (сырая, дегазированная, обезвоженная, без деэмульгаторов) - 25-50;

• соэмульгатор: реагенты Нефтенол НЗ, Нефтенол НЗН, Синол ЭМ, эмульсия или СЭТ-1-0,1-1,5;

• водная фаза - водный раствор СаС12 (NaCl, КС1)-50-75.

В качестве продавочной жидкости используется техническая вода.

Полимер-гелевая система (ПГС) «Темпоскрин». ПГС «Темпоскин»

предназначена для снижения обводненности добываемой продукции. Реагент «Темпоскрин» избирательно воздействует на высокопроницаемые обводненные пласты, обеспечивает выравнивание профилей приемистости скважин и пласта, изменяет направление фильтрационных потоков, увеличивает охват пласта заводнением, что приводит к увеличению добычи нефти и КИН.

Полимер-гелевая система «Темпоскрин» готовится на скважине путем смешения однокомпонентного состава с водой (пресной или минерализованной) и закачивается насосным агрегатом.

Для обработки одной скважины требуется от 0,2 до 1,0 т. сухого реагента.

Способ обработки пластов отличается тем, что введение гелей в пласт может осуществляться закачиванием и синтезом гелей в пласте и непосредственной закачкой гелей в пласт.

Полимер-гелевая система «Темпоскрин» обладает высокими вязкоупругими и флоккулирующими свойствами.

Полимер-гелевая система (ПГС) «РИТИН» для РИР в скважинах.

ПГС предназначена для РИР в нефтяных скважинах, в частности для:

• избирательного воздействия на неоднородные (высокопроницаемые) обводненные пласты, снижая в них подвижность воды;

• обеспечения выравнивания фронта вытеснения нефти;

• изменения направления фильтрационных потоков;

• увеличения охвата пласта заводнением;

• снижения обводненности продукции в добывающих скважинах;

• увеличения добычи нефти и коэффициента извлечения нефти (КИН) Реагент «РИТИН» и технология его применения разработаны фирмой «РИТЭК».

Стиромалевый раствор для производства РИР. Стиромаль представляет собой мелкодисперсный белый порошок, растворяющийся в водных растворах щелочей и в маслах.

Ацетоновый раствор стиромаля выпускается по ТУ 155-00203312- в ЗАО «Каустик» (Башкортостан) с содержанием активного вещества %, обладает высокой селективностью к пластовой воде, полимеризуясь на контакте с ней с образованием объемной полимерной массы.

Увеличение содержания стиромаля более 12 %-тов (по массе) не приводит к увеличению изоляционного эффекта, что, возможно, объясняется не полной его полимеризацией из-за недостатка воды в пористой среде.

Гелеобразующий состав на основе кремнезоля «Сиалит 30-50».

Кремнезоль – слегка опалисцирующая водная дисперсия, содержащая химически инертные частицы двуокси кремния (SiO2) с размером 7-9 нм и оксида натрия (Na2O). Силикатный модуль SiO2/Na2O состовляет 100-50.

Показатель кислотности рН=9,9-10,6, плотность =1200 кг/м3.

Гелеобразующий состав включает в себя, % масс.:

Для снижения водоотдачи получаемого тампонажного раствора используется поливиниловый спирт ПВС – 18/11 (ТУ 6-05-313-85).

Изоляционный эффект происходит за счет гелеобразования при контакте с пластовой водой. Температура применения от +1 °С до +250 °С.

2.5 Обоснование технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины Решение проблемы разработки технологий ограничения водогазопритоков предполагает наличие дифференцированной информации о водогазопритоках в нефтяные скважины с учетом строения залежи по высоте и знания динамики состояния околоскважинных изменений при прорыве подошвенных или краевых вод по конусу, газа из газовой шапки и др.

Динамический характер околоскважинных изменений природных физических свойств пласта и насыщающих его флюидов и влияния на эти изменения большого числа как геологических, так и технологических факторов предопределяет необходимость разработки комплексного подхода к проблеме, заключающегося в выявлении общих закономерностей процессов самоорганизации в открытых системах, логично приводящих к возникновению в них новых структур, даже если первые находились в существенно неравновесных условиях.

Научной основой использования различных видов информации для обоснования технологий ограничения водогазопритоков и увеличения притоков нефти должна служить информационно-технологическая геодинамика прискважинной и удаленной зон пласта как самостоятельное направление нефтепромысловой науки, изучающей технологические процессы самоорганизации и изменения физических и гидродинамических свойств пласта с технологическими характеристиками флюидоизвлечения.

Разработка этого направления является достаточно сложной задачей.

Для ее решения необходимо получение дополнительной информации о процессах и явлениях, происходящих в прискважинной и удаленной зонах пласта, выявление причин и механизмов, влияющих на продуктивность скважин по нефти. Поэтому необходимо, в частности, дальнейшее развитие технологий ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины вести в комплексе с другими исследованиями.

Эффективность технологий ограничения водогазопритоков и повышение продуктивности скважин по нефти определяется тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизму возникновения водогазопроявлений (рисунок 2.2).

Выполняемые в этой области исследования должны проводиться с использованием крупномасштабных моделей, принятых при разведке и проектировании разработки месторождений, а при экспериментальных исследованиях необходимо соблюдать критерии динамического подобия в условиях, адекватных пластовым.

Главным критерием успешного ведения разведочных работ на нефть и дальнейшей эксплуатации месторождений является обеспечение качественного испытания объектов и получение достоверной геологопромысловой информации о характере насыщения, продуктивной характеристике пластов, гидродинамических и других параметрах, необходимых для подсчета запасов и составления проекта разработки.

Ликвидация водопроявлений гидрофобизацией порового пространства коллектора. При удовлетворительной приемистости пласта и устьевых давлениях нагнетания, допустимых для данной эксплуатационной колонны, башмак НКТ спустить до глубины 1-2 м ниже подошвы интервала перфорации, установить фонтанную арматуру, подсоединить цементировочный агрегат, нагнетательную линию с обратным клапаном, восстановить циркуляцию. В НКТ при открытой затрубной задвижке последовательно закачать следующие составы:

Рисунок 2.2 - Схема обоснования и выбора методов ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины • 10% раствор ЭТС-40 (16) в дизельном топливе (гидрофобизатор) в объеме 1-2 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта;

• дизельное топливо (разделительный буфер) - 0,1 - 0,2 м3;

• ЭТС-40 (16) или модификатор 113 - 63 (65) в объеме 0,4 - 0,6 м на каждый метр эффективной толщины пласта;

• ГКЖ-10 (11) в объеме 0,10 - 0,15 м3 на каждый метр эффективной толщины пласта;

• дизельное топливо в объеме 0,1 - 0,2 м3;

• продавочную жидкость.

При подходе первой порции гидрофобизатора к верхним отверстиям интервала перфорации в затрубном пространстве:

• закрыть затрубную задвижку;

• на пониженной передаче агрегата ЦА, во избежание гидравлического разрыва пласта, начать продавку рабочей жидкости в пласт.

При увеличении устьевого давления выше допустимого для колонны предела продавку вести импульсами, возобновляя каждый раз работы после понижения устьевого давления на некоторую величину;

• после продавки растворов реагентов в пласт произвести обратную промывку в 2 - 3 - кратном объеме НКТ с противодавлением 0,5 - 0,7 МПа при отсутствии поглощения пластом;

• закрыть устьевые задвижки, оставить скважину под давлением на 12-16 часов на полимеризацию, после чего продолжить работы на объекте по утвержденному плану.

При низкой приемистости пласта, росте устьевых давлений выше допустимого предела необходимо дополнительно поднять НКТ, оборудовать НКТ пакером из расчета его установки в скважине за 5 - 6 м над интервалом перфорации.

Перед нагнетанием рабочей жидкости в пласт запакеровать затрубное пространство, а перед обратной промывкой (после продавки реагентов в пласт) снять пакер, НКТ установить на подвесной фланец.

Технология ликвидации водопроявлений диффузных слоев с применением тяжелой смолы пиролиза или таллового масла аналогична вышеописанной.

Далее рассмотрим методику определения границ эффективности ограничения водопритоков при воздействии на нефтеводо-насыщенные пласты гидрофобизатором на примере викуловской свиты (меловые отложения) на основании модели строения нефтяной залежи по высоте.

Для получения безводных промышленных притоков нефти из подобных отложений разработана методика проведения работ по изоляции водопритоков, заключающаяся в следующем. После определения коэффициента нефтенасыщенности осуществляется перфорация объекта по всей толщине с последующим его испытанием для оценки продуктивности скважины по нефти. Затем, с целью увеличения радиуса воздействия, проводится глубокая обработка пласта высокоэффективным гидрофобизатором. В качестве гидрофобизатора используются 5-10%-ный раствор кремнийорганических жидкостей (ЭТС-40; 32; 16; ЭТСконденсат) и дизельное топливо. За гидрофобизатором, без перерыва в закачке в пласт, продавливается селективная двухкомпонентная водоизолирующая композиция на основе КОС (модификатор + ГКЖ или этилсиликат + ГКЖ). После этого скважина осваивается и определяется ее продуктивность по нефти.

В своих исследованиях мы воспользовались положением теории Баклея – Леверетта, в основу которой положена линейная модель вытеснения одной жидкости другой, т.е. модель движения двухфазных жидкостей. Пренебрегая капиллярными силами (А.П. Телков и др., 1993), было получено решение для распределения насыщенности вдоль пласта при движении двухфазной смеси несжимаемых жидкостей. В основу этого решения положен совместный приток двух жидкостей, скорость каждой из которых описывается по закону Дарси.

Взяв отношение скорости фильтрации вытесняющей смачивающей жидкости к суммарной скорости движущихся жидкостей, получили следующую формулу:

которая была названа функцией Баклея — Леверетта для двухфазной фильтрации. Здесь k1* ( ) и k 2 ( ) — относительные фазовые проницаемости для воды и нефти как функции насыщенности вытесняющей жидкостью (водой), определяемые по экспериментальным данным; 0 — отношение коэффициентов абсолютной вязкости вытесняющей и вытесняемой жидкостей. Физический смысл функции как это явствует из постановки задачи, представляет собой содержание доли воды добываемой продукции при совместном притоке в скважину нефти и волы.

Функция Баклея — Леверетта может быть использована в следующих практических целях. Построив функцию, графическим путем можно определить среднюю насыщенность в переходной зоне. Определив функцию f1() по промысловым данным совместного притока, например нефти и воды, из формулы можно определить отношение фазовых проницаемостей. Возможно также по промысловым данным дать гидродинамическую характеристику эффективности воздействия на прискважинную зону с целью ограничения водопритока, рассчитав функцию до (f1) и после (f2) воздействия и построив графическую зависимость их отношения от водонасыщенности, т.е.

На примере викуловской свиты и построена такая зависимость (рисунок 2.3). Из этого построения следует, что наибольшая эффективность водоизоляционных работ наблюдается в пластах с в до 0,43, затем с повышением водонасыщенности до 0,83 эффективность снижается, а в пластах с в > 0,63, получить промышленный приток практически невозможно. Полученные результаты могут стать основанием для дальнейших исследований в этой области и разработки новых технологий с целью получения промышленных притоков из подобных зон нефтяных залежей.

На основании многочисленных лабораторных исследований и экспериментов, а также промысловых испытаний разработаны технологии ограничения водогазопритоков, ремонтно-изоляционных работ и интенсификации притоков и добычи нефти в условиях двухфазной фильтрации.

1 – до фобизации, 2 – после фобизации; б – границы эффективности:

1 – в < 0,43 (максимальная), 2 – в = 0,43-0,63 (средняя), 3 – в > 0,63 (минимальная) Рисунок 2.3 – Границы эффективности фобизации коллекторов в переходной зоне залежи викуловской свиты жидкостями на основе кремнийорганических соединений.

Установка непроницаемого экрана в зоне водонефтяного контакта. Сущность проблемы конусообразования. Большинство нефтяных залежей, в частности Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, подстилаются частично или полностью подошвенными водами, оконтуриваются краевыми водами или имеет место и то и другое одновременно. Даже в процессе освоения скважин, опытно-промышленных работ и особенно при эксплуатации в результате активного продвижения границы раздела в продукции скважин появляется вода – и в итоге залежи нефти могут оказаться водоплавающими.

При разработке таких месторождений возникают весьма сложные задачи, и рациональная их разработка невозможна без знания особенностей и закономерностей обводнении нефтяных залежей и скважин.

Определенную пользу в ограничении водопритоков и увеличении добычи нефти вносят селективная изоляция обводнившихся интервалов тампонирующих и потококорректирующих составов, а также установка радиальных непроницаемых жестких или подвижных водогазоизоляционных экранов.

Как показывают промышленные испытания и анализы разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой или нефтяных залежей с газовой шапкой, конусообразование является в ряде случаев основной причиной обводнения или загазовывания скважин, пробуренных в литологически однородных пластах. Преждевременное обводнение скважин, незнание закономерностей и причин обводнения залежей подошвенными водами ведет к захоронению большой доли промышленных запасов нефти и, таким образом, к снижению нефтеотдачи пласта, увеличению сроков разработки и в конечном счете к большим материальным затратам на извлечение нефти из пласта. Поэтому тщательное изучение процессов продвижения подошвенных вод, сложного явления деформации поверхности раздела фаз в пористой среде (конусообразование), особенностей и закономерностей обводнения пластов и скважин, совместного притока жидкостей к забою скважины, а также природных факторов, способствующих увеличению безводного периода эксплуатации и улучшению технологических условий разработки залежей с целью наибольшего извлечения нефти из пласта, является одной из основных задач увеличения нефтеотдачи на современном этапе.

С целью предотвращения конусообразования, особенно при эксплуатации однородных коллекторов, между нефтенасыщенной и водонасыщенной частями пласта устанавливаются водонепроницаемые экраны.

Установка искусственных непроницаемых экранов, например, путем закачки цементных растворов на водной или углеводородной основе, как правило, не дает существенного эффекта, так как не удается создать экран большой протяженности по радиусу от оси скважины. К тому же при водонапорном режиме, когда напор подошвенных вод является основным источником энергии при вытеснении нефти, стационарное положение экрана ограничивает его (режим) энергетические возможности созданием больших гидравлических сопротивлений.

Более рациональным с гидравлической и технологической точек зрения будет создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта подвижного экрана путем закачки буферной жидкости, способствующей равномерному вытеснению нефти водой без образования конусов.

Технологически это достигается закачкой в верхнюю часть водонасыщенного коллектора (по линии текущего ВНК) полимерного раствора с ПАВ. Причем в качестве полимеров нами предлагается использовать нефтерастворимые полимеры, а ПАВ при этом выполняют функции гидрофобизатора (гидрофобизируют внутрипоровую поверхность коллектора), эмульгатора (снижают поверхностное натяжение на границе водной и углеводородной фаз) и стабилизатора (образуют защитные пленки на границе раздела фаз). При попадании в процессе закачки полимерного раствора в нефтенасыщенную часть пласта он не будет оказывать негативного воздействия на эксплуатационные характеристики пласта. После закачки полимерного раствора в пласт цементный раствор продавливается под давлением (не выше давления разрыва пласта) с оставлением цементного «стакана» с превышением над ВНК на 1–3 м. Затем перфорируется вышележащая часть пласта и скважина вводится в эксплуатацию.

Большое практическое значение имеет осуществление рациональной разработки нефтяных залежей с водонапорным режимом, т.е. режимом, когда основной энергией, за счет которой происходит движение пластовой жидкости к забоям скважин, является энергия напора воды. Водонапорный режим характеризуется тем, что при стабилизации давления пластовая жидкость замещается поступлением воды в продуктивную часть коллектора. Происходящее при этом продвижение ВНК приводит к тому, что скважины, находящиеся в водонефтяной зоне, постепенно обводняются и добыча нефти сопровождается непрерывным ростом содержания воды. Обводнение скважин приводит к росту себестоимости нефти и ухудшению показателей разработки. Так как конус воды характеризует локальное продвижение поверхности раздела вода – нефть, то, рассматривая режим работы отдельной скважины, необходимо проводить различие между наступлением краевых вод и напором подошвенной воды. В первом случае движение воды происходит вдоль напластования, что характерно для относительно тонких продуктивных пластов, залегающих с заметным утлом падения. Второй случай характерен для пластов большой толщины, залегающих с малым утлом наклона. Так как в природе подобные крайние случаи наблюдаются редко, то условно можно выделить три типа притока нефти при водонапорном режиме:

• нефть поступает к скважинам в основном под напором подошвенной воды, краевые воды малоактивны, т.е. скорость продвижения поверхности раздела вода – нефть превышает скорость, с которой происходит стягивание контура нефтеносности;

• вытеснение нефти происходит за счет продвижения краевых вод вдоль напластования. Подошвенная вода при этом малоактивна, т.е. скорость продвижения контура водоносности в несколько раз больше скорости подъема поверхности подошвенной воды;

• приток нефти к скважинам осуществляется за счет продвижения как контурных, так и подошвенных вод.

Последний вариант наиболее сложен, хотя приближенно оценить происходящий при этом процесс можно, сведя его к одному из первых двух. Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела вода – нефть, не зависит от того, является ли подошвенная вода движущим фактором или она малоактивна. Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса, различны.

В случае напора подошвенной воды из-за высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины граница раздела испытывает значительный перепад давления.

При этом линии тока будут ортогональны исходной поверхности раздела вода – нефть и направлены (рисунок 2.4) вверх [2]. Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода – нефть заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважин. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в том случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом приток нефти к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта. Внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены. В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины.

Рисунок 2.4 – Схема линий тока,обусловленных напором подошвенной воды (а) и краевых вод (б) Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела вода – нефть, а ее уменьшение, с увеличением расстояния от оси скважины, определяет образование конусообразной формы границы раздела. Конус подошвенной воды в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине. Конус подошвенной воды в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине. Равновесие характеризуется предельным дебитом или депрессией, т.е. дебитом, превышение которого приводит к прорыву воды в скважину. В случае, если дебит скважины не превышает предельного, прорыв воды произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации за счет общего поднятия зеркала воды вследствие истощения залежи. Величина предельного дебита зависит от физических свойств пласта и жидкостей и относительного вскрытия нефтенасыщенной части пласта. В малопроницаемых пластах реализация предельных дебитов ввиду их малости экономически всегда невыгодна. Экономически невыгодна эксплуатация скважины и с максимально возможным дебитом – потенциальным, так как вода почти мгновенно прорывается в скважину и начинается совместный приток нефти и воды. Очевидно, рабочие дебиты должны находиться в интервале от предельного до потенциального. Следовательно, такая скважина будет характеризоваться временем безводной эксплуатации, т.е. временем, в течение которого из скважины будет добываться безводная нефть.

Что касается загазовывания скважин при разработке нефтегазовых залежей, то конусообразование является в ряде случаев основной причиной. Качественная сторона процесса конусообразования, т.е. форма поверхности раздела газ – нефть, не зависит от того, является ли движущим фактором энергия газовой шапки или она малоэффективна (А.П. Телков, 1990). Но при этом качественном подобии физические причины, вызывающие образование конуса газа, различны. В случае напора газа из газовой шапки из-за высокого давления в газонасыщенной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины граница раздела испытывает значительный перепад давления. При этом линии тока будут ) ортогональны исходной поверхности раздела газ – нефть и направлены вниз (рисунок 2.5). Приближаясь к забою скважины на уровне вскрытой толщины пласта, они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ГНК, сопровождаемого образованием конуса газа. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела газ – нефть заключается в том, что вертикальная составляющая скорости продвижения ГНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда энергия газовой шапки не принимает участия в вытеснении нефти. При этом приток к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений нефтенасыщенной толщины залежи от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта. Внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены.

Рисунок 2.5 – Схема линий тока, обусловленных напором газа при отсутствии устойчивой В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела газ – нефть, а ее уменьшение, с увеличением расстояния от оси скважины, определяет образование конусообразной формы границы раздела. Конус газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине (рисунок 2.6). Равновесие характеризуется предельным дебитом и депрессией, т.е. дебитом, повышение которого приводит к прорыву газа в скважину [2]. В случае, если дебит скважины не превышает предельного, прорыв газа произойдет лишь при достижении вершиной конуса интервала перфорации за счет общего опускания ГНК вследствие истощения залежи.

Так как конус газа характеризует локальное продвижение поверхности раздела газ – нефть, то при прорыве «верхнего газа» из газовой шапки по проницаемым пропласткам (по латерали) прорыв газа происходит вдоль напластования, что характерно для относительно узких нефтяных оторочек с обширными подгазовыми зонами. Латеральная фильтрация газа возникает при условии распространения депрессионной воронки в газонасыщенную зону, т.е. при больших градиентах давления между газовой зоной расположения забоя скважины. Создаваемая депрессия влечет за собой образование «языков газа», которые поступают к интервалу перфорации скважины, создают высокие значения устьевых давлений и газовых факторов.

Рисунок 2.6 – Схема линий тока, обусловленных напором газа при устойчивой границе раздела нефть-газ Изучение работ, связанных с проблемой разработки рассмотренных залежей, показывает, что эта проблема находится и еще, по-видимому, длительное время будет находиться в стадии исследования. Малоизученными остаются вопросы, связанные с расчетами времени безводной или безгазовой эксплуатации, определением безводной и конечной нефтеотдачи и усредненной анизотропии пласта. Во всех указанных задачах недостаточно изучено с количественной стороны влияние на дебиты, депрессии, безводный период, нефтеотдачу таких факторов, как значение радиуса контура питания, взаимодействие скважин, истощение залежи, скин-эффект, неоднородность пласта, искусственный или естественный непроницаемый пропласток, изолирующий подошвенную воду.

Чтобы предупредить преждевременное внедрение начальной поверхности раздела в продуктивный пласт, необходимо установить оптимальный режим работы скважины, обусловливаемый предельными безводным или безгазовым дебитом или депрессией, расположением наивыгоднейшего интервала вскрытия пласта и плотностью перфорации, созданием забойных непроницаемых экранов и другими технологическими факторами [2].

Ниже нами рассматривается один из многих, важных с гидрогазодинамической точки зрения, факторов, влияющих на предельные безводный (безгазовый) дебит, депрессию и период безводной (безгазовой) эксплуатации, а именно – создание искусственных забойных непроницаемых экранов. Причем для создания экранов применяются разработанные нами водогазоизолирующие композиции на основе элементоорганических, полимерных и других соединений.

Расчет радиуса водоизоляционного экрана. Искусственные водонепроницаемые экраны перед началом испытания устанавливаются в однородных по проницаемости пластах, вскрывших водонефтяной контакт, гипсометрическое положение которого оценивается по результатам предшествующих опробований на приток в других скважинах и уточняется по керну и каротажу непосредственно в каждой конкретной исследуемой скважине. Подобные работы проводятся с целью предупреждения прорыва подошвенных вод вследствие конусообразования и предупреждения возможной потери или искажения достоверной информации о характере насыщения при последующем опробовании только нефтенасыщенной части пласта.

Для гарантированной эффективности изоляционных работ требуемая протяженность радиуса экрана, устанавливаемого на плоскости водонефтяного контакта, определяется из условия, что частная производная депрессии по радиусу депрессионной воронки при фильтрации нефти и отсутствии движения воды на внешнем контуре экрана, как это следует из гравитационного разделения флюидов, не должна превышать величины, определяемой по формуле:

где в - плотность пластовой воды.

Для определения частной производной в формуле (2.3) сначала рассчитывается величина депрессии Р(r) по радиусу депрессионной воронки (по данным об установившихся режимах фильтрации) по формуле:

где r -задаваемые по депрессионной воронке расчетные радиусы точек;

Rк, rc – радиусы, соответственно контура питания и скважины;

Рс - установившаяся забойная депрессия на стенке скважины при ее работе с постоянным проектным дебитом Qо.

В свою очередь по формуле Дюпюи:

где в - объемный коэффициент пластового флюида;

Qo - проектируемый установившийся дебит скважины, м3/сут, обычно превышающий минимальный уровень дебита (примерно 5 м3/сут для месторождений Западной Сибири), достаточного для рентабельной эксплуатации скважины;

- коэффициент гидропроводности пласта, определенный по результатам исследования на неустановившихся режимах фильтрации при определении приемистости скважины, мкм2/см/мПа с.

Радиус контура питания оценивается по формуле где t - проектируемое время работы скважины на режиме;

- коэффициент пьезопроводности в см2/с, определяемый по результатам обработки кривой падения давления или по формуле:

Гидропроводность пласта = кh / определяется по результатам обработки кривой падения давления, мкм2/мПа с; h -эффективная толщина интервала перфорации, см, ж - упругоемкость жидкости нагнетания - для водного раствора хлорида кальция ж = 4,5 10-4 1/МПа; с - упругоемкость породы-коллектора [при пористости пласта m = 0,15 - 0,20 с =(0,85-1,05) 10-4 1/МПа; m -пористость пласта в долях единиц по лабораторным анализам образцов керна или по данным каротажа.

Рассчитав величину Р(r) по (2.4), частную производную определяют графическим дифференцированием кривой депрессионной воронки.

Для этого через равные промежутки Dr берут с графика соответствующее им значения P1, P2... Pn-1, Pn, Pn+1 и частную производную определяют по уравнению:

Далее интерполяционным путем подбирают такую протяженность радиуса, на внешней границе которого будет выполняться условие (2.3), что и будет отвечать требуемой протяженности радиуса искусственного водоизоляционного экрана.

Пример. По результатам исследования скважины методом кривой падения давления на забое получены следующие параметры пласта:

= 100 мкм2см/мПа с; =4000 см2/с при радиусе скважины rc=10 см и объемном коэффициенте пластового флюида в =1,12.

Решение: Определим по (2.6) величину радиуса контура питания для времени работы скважины, равной 24 час:

Максимальный дебит скважины при ее эксплуатации примем равным 10 м3/сут. Тогда, согласно (2.5), получаем:

Результаты расчета депрессионной воронки по (2.4) и значения частной производной для этих условий приведены в таблице 2.5.

Результаты расчета депрессионной варонки пластовой воды 1,02 10-3 кг/см3 условие (2.3) осуществляется на радиусе 206 см, что будет соответствовать протяженности искусственного водоизоляционного экрана, способного предупредить подтягивание и прорыв подошвенной воды в нефтенасыщенную часть пласта для заданных выше отборах нефти из скважины при ее эксплуатации. Аналогичный расчет для дебита 20 м3/сут показывает, что протяженность искусственного водоизоляционного экрана составляет 412 см [2].

К водоизолирующим материалам с различными физико-химическими свойствами и механизмом действия (образование водопроницаемого экрана) предъявляется требование надежного перекрытия путей притока воды в скважину. Осуществимость этого требования определяется соотношением между напряжениями в материале, возникающими при освоении и эксплуатации скважин, и его прочностными характеристиками.

Решение задачи упругого равновесия водоизоляционного экрана показывает, что напряжения и их знак зависят не только от депрессии на пласт, но и от соотношения между модулями упругости тампонажного материала и скелета пласта, толщины газоизолированной части пласта и кривизны экрана. Наиболее часто в качестве изоляционного материала применяют цементные суспензии [2]. Образующийся тампонажный цементный камень имеет значения модуля Юнга (1,54)·1010 н/м2. Модуль Юнга песчаников изменяется в пределах (56,4)·1010 н/м2. При таком соотношении модулей упругости возможны условия, при которых в материале экрана возникнут растягивающие напряжения, превышающие его прочность. Это приведет к нарушению оплошности экрана и снижению эффективности изоляционных работ. Поэтому при создании водоизоляционных экранов целесообразно применять более эластичные, хотя и менее прочные, чем цементный камень, материалы. В материалах, модуль Юнга которых на один-два порядка меньше, чем у цементного камня, возникают лишь сжимающие напряжения, не превышающие действующий перепад давления. Такие материалы обладают хорошей фильтруемостью, равномерно заполняют паровое пространство вскрытой перфорацией толщины коллектора (1-2 м), а нагрузка будет восприниматься скелетом породы-коллектора. Находящийся в поровом пространстве материал испытывает преимущественно напряжения сдвига, регулируемые толщиной экрана.

Водоизолирующие составы на основе модификаторов ГКЖ (А.С. № 1078036), этилсиликатов с СВК и СаСl2 (А.С. № 1391215), этилсиликатов с гидразином или гидроксиламином солянокислыми, поливинилового спирта с ГКЖ (патент РФ № 2032068) и др. удовлетворяют требованиям, предъявляемым к материалам селективного и неселективного действия для установки искусственных водонепроницаемых экранов.

Интервал создания экрана выбирается по результатам геофизических и гидродинамических исследований и должен быть приурочен к малопроницаемым прослоям. Сложность выбора интервала создания экрана иногда обусловливается невозможностью однозначно выделить нефтенасыщенные и обводненные интервалы пласта, несмотря на значительный объем гидродинамических и геофизических исследований.

Основы технологии установки водоизоляционного экрана заключаются в следующем:

• вскрыть в зоне ВНК пласт толщиной 1-2 м кумулятивной перфорацией с плотностью 12-18 отверстий на погонный метр с обязательной привязкой интервала прострела по РК (ГК или НГК);

• дренировать прискважинную зону интервала перфорации в режиме притока, промыть эксплуатационный забой до чистой воды, определить приемистость нагнетанием в пласт 3-5% (мас.) водного раствора хлорида кальция, по окончании нагнетания снять кривую падения забойного давления;

• обработать кривую падения забойного давления, определить гидропроводность и пьезопроводность пласта, запроектировать режим эксплуатации скважины, рассчитать радиус экрана по вышеприведенной схеме;

• установить необходимость применения пакерующего устройства;

• рассчитать необходимый объем рабочих жидкостей по формуле где m -открытая пористость пласта;

h – толщина экрана, которая по условиям ведения работ принимается равной 2 м;

• произвести работы по п.1, затем закачать рабочий раствор на основе (ЭТС+СВК+СаСl2) или ПВС+ГКЖ согласно расчету по (2.9).

Расчет безводного периода эксплуатации несовершенной скважины с экраном на забое в нефтяной залежи с подошвенной водой. Увеличение безводного периода эксплуатации скважин в пластах с подошвенной водой – одна из актуальных задач технологии нефтедобычи. Одним из методов, способствующих достижению этой цели, является метод создания искусственных экранов под забоем скважины, а также использование естественных слабопроницаемых пропластков и линз. Оценка влияния протяженности, толщины и места расположения экрана на дебит скважины и безводный период требует решения сложной пространственной задачи. Здесь, исходя из решения А.П. Телкова, рассмотрим приближенный способ расчета безводного периода эксплуатации несовершенной скважины, дренирующей однородноанизотропный круговой пласт с подошвенной водой. Пласт предполагается горизонтальным, экран, кровля и подошва – непроницаемыми, дебит – выше предельного безводного, фильтрация подчиняется закону Дарси. Все обозначения показаны на рисунок 2.7.

Рисунок 2.7 Схема притока к несовершенной экранированной скважине в однородноанизотропном круговом пласте Используя полученное дифференциальное уравнение движения частицы подошвенной воды от начального ВНК до забоя скважины вдоль главной линии тока и решение для напорного притока к несовершенной скважине, вводя обозначения b0 = (b0 ) / h0 и 1 = ( R1 r0 ) / k, h0 = 1 / k, после интегрирования в соответствующих пределах получили следующие формулы для определения времени продвижения частиц воды от подошвы Ао до верхней границы экрана А (рисунок 2.7) и от точки А до забоя скважины (2).

Подсчитывая безразмерное время 1 и 2 и переходя к размерному времени нетрудно определить время безводной эксплуатации Т:

Радиус водоизоляционного экрана в нефтяной скважине должен быть в пределах 8-10 м.

Изоляция пластовых вод в скважинах, вскрывших водо- и нефтенасыщенные пласты, оборудованных общим фильтром при отсутствии конусообразования. При получении устойчивого фонтанирующего притока нефти и пластовой воды с суммарным дебитом в несколько десятков м3/сут необходимо:

• провести исследования методом установившихся отборов на 3- режимах, чтобы убедиться в постоянстве или строго соответственном изменении (только увеличении или только снижении) коэффициентов продуктивности по нефти и воде;

• определить нефте- и водонасыщенные толщины пласта из соотношений где - коэффициент продуктивности;

h - эффективная толщина;

- вязкость пластового флюида для нефти с индексом «н» и воды Н - суммарная эффективная толщина вскрытого перфорацией - сравнить расчетные значения нефте- и водонасыщенных толщин с оценкой по ГИС при повторной интерпретации материалов каротажа. При удовлетворительном совпадении расчетов и оценок по ГИС водоизоляционные работы не производить, а объект закончить испытанием.

При получении притока пластовой воды с небольшим содержанием нефти необходимо:

• провести повторную интерпретацию материалов ГИС, выделить возможные нефте- и водонасыщенные толщины в интервале опробования;

• определить работающую водонасыщенную толщину методами ГИС;

• провести, если место поступления воды по замеру соответствует материалам ГИС и верхняя часть интервала опробования нефтенасыщена, в однородном пласте изоляционные работы по п. и в неоднородном пласте, при наличии естественного глинистого экрана между нефте- и водонасыщенной толщинами, - по п.1;

• освоить скважину, а при отсутствии притока провести повторную перфорацию нефтенасыщенной части пласта с привязкой интервала прострела по РК.

Ликвидация конуса подошвенных вод. Если комплексом методов установлен прорыв конуса подошвенных вод в нефтенасыщенную часть небольшого по толщине однородного пласта, то для его ликвидации необходимо:

• произвести предварительную изоляцию притока пластовой воды, по п.1 без закачки гидрофобизатора;

• поднять НКТ, произвести кумулятивную перфорацию 1 м пласта на 1,5-2,0 м ниже ВНК с привязкой интервала перфорации по РК;

• спустить НКТ на 2 - 3 м ниже интервала прострела, установить на глубине 500 м пусковую муфту, заменить промывочную жидкость в скважине на техническую воду, вызвать приток пластовой воды снижением уровня в колонне, ввести скважину в эрлифтную эксплуатацию до появления в продукции скважины нефти, после чего можно считать, что конус подошвенной воды в нефтенасыщенной части пласта разрушен;

• заменить воду в колонне на промывочную жидкость, поднять НКТ, провести кумулятивную перфорацию 2 м пласта в интервале ВНК с привязкой интервала прострела по РК, спустить НКТ на прежнюю глубину пусковой муфты, заменить промывочную жидкость на техническую воду, провести разовое снижение уровня воды в колонне на максимально возможную глубину;

• провести изоляционные работы по п.1 с учетом п.2;

• испытать зону изоляции на герметичность снижением уровня воды в колонне на 1000 м от устья, а в случае притока пластовой воды повторить работы по по п.1 с учетом п.2;

• при герметичной изоляции перейти на промывочную жидкость, поднять НКТ, произвести перфорацию нефтенасыщенной части пласта, начать испытание на приток с учетом оценок по п.2.

Если комплексом методов установлен прорыв конуса подошвенной воды в нефтенасыщенную часть пласта при значительном удалении интервала перфорации над ВНК, то необходимо:

• провести работы по п. 4 без предварительной изоляции притока пластовой воды, но с установкой пакера между интервалами опробования и вспомогательного участка прострела ниже ВНК.

Ликвидация межпластовых перетоков после вскрытия продуктивного пласта перфорацией. В обязательный комплекс ГИС входит проведение АКЦ после цементажа, однако в ряде случаев интерпретация результатов исследования недостаточно надежна, чем и объясняется возможность вскрытия пласта перфорацией при негерметичном цементном камне. Косвенным признаком поступления воды по негерметичному цементному камню является наличие в ней глинистых частиц, мелкого шлама, вынос на забой породы коллектора, которые могут быть обнаружены при отборе проб и обратной промывке (в забойной пачке). В таких случаях работу по изоляции пласта выполнять в следующей последовательности:

• провести повторную интерпретацию материалов ГИС и оценить нефтенасыщенность интервала опробования;

• установить интервал затрубной циркуляции по данным АКЦ при нормальном гидростатическом давлении и давлении 10 МПа на устье либо другими методами;

• рассчитать объем зоны затрубной циркуляции и объем раствора реагентов для водоизоляционных работ по формуле:

где Fk, hk – соответственно, площадь и высота кольцевого пространства, где отмечена заколонная циркуляция, м2 и м;

hb - толщина водонасыщенного интервала, из которого поступает 0,5 – расчетная величина расхода реагента на 1 м толщины водона-сыщенного пласта м3/м;

• выполнить работы по п. 1 без закачки гидрофобизатора;

• продолжить испытание по плану; при получении притока пластовой воды с нефтью повторить водоизоляционные работы в той же последовательности, а при отсутствии притока произвести повторную перфорацию нефтенасыщенного интервала, продолжить испытание по плану [2].

Ликвидация негерметичности эксплуатационных колонн. Известные способы ликвидации негерметичности колонны, включающие закачку различных изоляционных материалов под давлением, не обеспечивают достаточной надежности, особенно когда интервал негерметичности приурочен к участкам с интенсивно поглощающими коллекторами, не имеющими цементного кольца за колонной [2, 10]. Данная технология предусматривает циклическую закачку цементного раствора с предварительной установкой отсекающего экрана из композиции, плотность которой близка к плотности пластовой воды. Установка экрана диктуется необходимостью предотвращения ухода цементного раствора по заколонному пространству выше или ниже места нарушения колонны. Цикличность закачек цементного раствора обусловлена неоднородностью пластов по проницаемости. От цикла к циклу изолируются все менее проницаемые участки пластов.

При подготовительных работах по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны необходимо:

• промыть скважину глинистым раствором соответствующей плотности в объеме не менее 2 циклов; установить над интервалом продуктивного пласта, если он вскрыт перфорацией, цементный мост высотой 5-6 м (или взрыв-пакер ВП-118). После ОЗЦ спуском НКТ проверить местонахождение моста, чтобы убедиться в его наличии. Поднять НКТ; низ НКТ оборудовать пакером и фильтром; спустить компоновку НКТ с пакером и фильтром в скважину, установить пакер над цементным мостом, испытать цементный мост на герметичность опрессовкой водой на давление 10-15 Мпа; поднять НКТ с пакером;

• определить место негерметичности эксплутационной колонны;

• спустить НКТ в скважину на 1-2- м выше места негерметичности колонны; установить подвесной фланец, фонтанную арматуру, отводы, подсоединить нагнетательную линию от цементировочного агрегата с обратным клапаном, заменить глинистый раствор на техническую воду до глубины подвески НКТ;

• определить приемистость пласта через негерметичность колонны нагнетанием технической воды под давлением, не превышающим допустимое давление для данной колонны.

Для установки отсекающего экрана необходимо:

• восстановить циркуляцию и при отсутствии поглощений в НКТ закачать рабочую жидкость (объемом 10 м заколонного пространства) в интервале негерметичности в следующей последовательности: дизельное топливо 0,1-0,2 м3; модификатор 113- (65) или ЭТС-40(16); дизельное топливо 0,1-0,2 м3; ГКЖ-10(11), дизельное топливо 0,1-0,2 м3; промывочная жидкость;

• при подходе первой порции дизтоплива к башмаку НКТ закрыть затрубную задвижку, продавить рабочую жидкость за колонну в интервале негерметичности. Продавку прекратить при подходе последней порции дизтоплива к интервалу (месту) негерметичности;

• осуществить обратную промывку в объеме НКТ не менее 2 циклов с противодавлением на устье 5 - 7 МПа (при отсутствии заметных поглощений пластом);

• герметизировать устье, скважину оставить под давлением на полимеризацию продолжительностью 12-16 час.

Для ликвидации негерметичности колонны необходимо:

• опрессовать колонну после установки отсекающего экрана и при наличии негерметичности определить приемистость нагнетанием воды в интервал негерметичности;

• в случае если приемистость снизилась менее чем на порядок, работы по ликвидации негерметичности повторить с последующей опрессовкой колонны, при герметичности колонны продолжить испытание скважины по плану;

• в случае если приемистость снизилась после установки отсекающего экрана, но остается все еще высокой, закачать через место негерметичности за колонну 1,0-1,2 м3 цементного раствора плотностью 1800-1850 кг/м3. В конце закачки произвести обратную промывку не менее 2 циклов объема НКТ, приподнять НКТ на 100 м, устье герметизировать, скважину оставить на ОЗЦ на 24 часа;

• опрессовать колонну и при наличии заметной приемистости спустить НКТ до прежней глубины, закачать в НКТ и продавить за колонну через место негерметичности 0,5-0,6 м3 цементного раствора плотностью 1800-1850 кг/м3 из расчета оставления цементного стакана небольшой высоты в колонне, НКТ приподнять на 100 м; провести обратную промывку не менее 2 циклов объема НКТ, устье герметизировать; скважину оставить на ОЗЦ на 24 час.;

• разбурить цементный стакан, опрессовать колонну и при ее герметичности продолжить испытание скважины по плану;

• в случае если приемистость резко снизилась, но все еще имеет место, повторить работы по установке отсекающего экрана с последующей опрессовкой колонны. При ее герметичности продолжить испытание скважины по плану.

Проведение водоизоляционных работ и ремонта эксплутационных колонн с помощью разработанных составов на основе синтетической виноградной кислоты, этилсиликата и хлорида кальция, поливинилового спирта и ГКЖ проводится по технологии, аналогичной вышеописанной для модификаторов и этилсиликатов с ГКЖ. Однако в связи с тем, что последние две композиции не обладают селективными свойствами, после проведения водоизоляционных работ (закачка композиций в пласт) необходимо произвести повторную перфорацию объекта.

Основные технологические операции при производстве водоизоляционных работ с применением селективной композиции на основе этилсиликата и гидразина (или гидроксиламина) солянокислых аналогичны для модификаторов и этилсиликатов с ГКЖ и сводятся к следующему.

Скважину, в которую через перфорационные отверстия поступает из пласта нефть с водой, останавливают. После промывки скважины технической водой в объеме 1,5 - 2 циклов, через НКТ, спущенные до середины интервала перфорации, прямой циркуляцией проводят закачку селективной водоизоляционной композиции в следующей последовательности и объемах:

• разделительная жидкость (нефть или дизельное топливо) - 0,5 м3;

• смесь этилсиликата с порошкообразным гидразином или гидроксила-мином солянокислым (на 1 м3 этилсиликата берется 7,5 - 15,0 кг гидразина или гидроксиламина солянокислых) - 1 м3;

• разделительная жидкость (нефть или дизельное топливо) - 0,5 м3;

• продавочная жидкость (техническая вода) - в расчетном объеме.

Композицию доводят до башмака НКТ. Закрывают затрубное пространство и продавливают водоизолирующий состав в пласт. По окончании операции производят обратную промывку скважины с противодавлением 5-7 МПа в количестве 1,5-2,0 объемов НКТ. Скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции гидролитической поликонденсации в течение 8-10 час. По истечении указанного срока скважину осваивают. При необходимости обработку повторяют.

При реализации вышеприведенных технологий найдут применение и другие, разработанные совместно с другими фирмами и организациями составы и композиции для ограничения водогазопритоков в нефтяные и газовые скважины, основанные на использовании жидкого стекла, унифлока, симусана, модифицированных кремнийорганическими соединениями ПАА, фурфурилового спирта и других соединений.

Установка непроницаемого газоизоляционного экрана. В условиях отсутствия объективной информации о местоположении и толщине загазованного интервала в разрезе продуктивной толщи, вскрываемой скважиной, при установке газоизолирующего экрана могут быть получены отрицательные результаты. Неравномерное распределение газоизолирующей композиции по сечению загазованного интервала, газоизолирующая оторочка может получиться незамкнутой, иметь различную протяженность в различных направлениях, что обеспечивает короткий безгазовый период эксплуатации скважин.

Закачивание тампонажных смесей необходимо вести в несколько стадий, при этом каждая последующая порция закачивается после отверждения предыдущей, что повышает возможность формирования газоизолирующего непроницаемого экрана по замкнутому периметру вокруг скважины. Закрепляя водоизолирующие композиции на основе элементоорганических соединений в прискважинной зоне пласта составом, имеющим более высокую адгезию к горной породе, можно увеличить безгазовый период эксплуатации скважин.

Из исследований в области физики нефтяного и газового пласта известно, что при фильтрации дегазированной нефти через водонасыщенный образец породы скорость фильтрации уменьшается и проницаемость образца резко снижается за счет создания высоковязкой эмульсии в порах порды.

Водонефтяные эмульсии (ВНЭ) являются неньютоновскими жидкостями, и их вязкость зависит от величины напряжения сдвига. При достижении предельного напряжения сдвига структура эмульсии разрушается, и вязкость эмульсии уже не зависит от напряжения сдвига. Чем выше напряжение сдвига ВНЭ, тем выше ее изолирующие свойства.

Чтобы рассчитать необходимое количество воды (водного раствора ПАВ) для создания газоизолирующего экрана радиуса (R) на линии ГНК, необходимо количественно оценить распределение потока в нефтенасыщенную и газонасыщенную зоны. Результаты исследований свидетельствуют о том, что вода преимущественно фильтруется в газонасыщенную зону и в 5-45 раз (по объему) может превышать фильтрацию в нефтенасыщенные породы в зависимости от исходных фильтрационных характеристик газо- и нефтенасыщенной частей пласта.

Для создания газоизолирующего экрана на первой стадии (цикле) закачивается водный раствор ПАВ, и экран формируется за счет образования ВНЭ на газонефтяном контакте.

Второй этап (цикл) формирования экрана осуществляется за счет закачивания композиций на основе элементоорганических соединений (модификатор+ГКЖ, ЭТС+СВК+СаCl2), или полимерных реагентов (ПВС+ГКЖ), или неорганических полимеров (жидкое стекло).

Для закрепления газоизолирующих компонентов в пласте на третьей стадии в пласт закачивается состав на основе элементоорганических соединений ПВС+ГКЖ или цементного раствора. Если на второй стадии в пласт закачивалась композиция на основе ПВС, то в силу высоких адгезионных характеристик композиции цементный раствор не заканчивается.

Экран, представленный ВНЭ, обладает высоким градиентом сдвига, который достаточен для того, чтобы препятствовать прорыву газа в нефтяную залежь на участке залежи с малыми депрессиями относительно оси скважины. Радиус экрана достигает 40 м.

При приближении к скважине и увеличении депрессии газоизолирующий экран должен обладать необходимой прочностью, для чего вслед за ВНЭ в пласт закачивают газоизолирующие композиции на основе элементоорганических соединений или неорганических полимеров (в высокотемпературных скважинах). Экран должен выдерживать высокие перепады давления (10 МПа и более) и препятствовать прорыву газа. Радиус экрана до 10 м.

Закрепляющий состав препятствует выносу из пласта газоизолирующих материалов при эксплуатации нефтяных скважин. Радиус закачки 1-2 м.

Разработанная схема последовательной (циклической) закачки газоизолирующих составов и технология изоляции газопритоков рекомендуются к применению на нефтегазовых месторождениях, где загазовывание нефтедобывающих скважин происходит при прорыве газа из газовых конусов и при латеральной фильтрации газа.

При осуществлении работ по ограничению газопритоков в нефтяные скважины используется стандартное оборудование (ЦА-320, автоцистерны, ППУ и др.). Из нестандартного оборудования - пакера (при плохой приемистости пластов или зоны изоляции).

Подготовительные мероприятия перед проведением РИР следующие:

• геолого-геофизические исследования с целью определения технического состояния колонны и определения места и по возможности источника поступления газа в скважину;

• спуск НКТ в скважину с установкой башмака над верхними отверстиями интервала перфорации (в случае плохой приемистости предусмотреть спуск НКТ с пакером);

• определение приемистости пласта по воде (или раствору СаСl2) Перед закачиванием изолирующего состава через спецотверстия осуществляется дополнительная перфорация газонасыщенной части пласта (выше ГНК на 1-3- м), а также нефтенасыщенной части, расположенной ниже ГНК и ранее не вскрытой перфорацией.

После подготовительных работ необходимо осуществить закачивание водного раствора ПАВ или ТСП (ТСП образует очень стойкую эмульсию) на уровне ВНК. Затем на устье готовят газоизолирующую композицию из ЭТС+СВК+СаСl2 или ПВС+ГКЖ. Водный раствор ПАВ закачивают из расчета 50-100 м3 на 1 м газонасыщенной толщины пласта. Количество изолирующей композиции (м3) определяют, исходя из приемистости скважины.

Из опыта промысловых экспериментальных работ на скважинах в первом приближении объем изолирующего состава принимают Vизол. 0,1Qпр., где Qпр.- приемистость, м3/сут. В зависимости от геолого-геофизических и геологопромысловых особенностей отдельных залежей (месторождений) этот объем может корректироваться. Минимальный объем изолирующего состава составляет 15 - 20 м3.

Объем закрепляющего состава (цементного раствора) должен быть в пределах 3 - 5 м3. При использовании в качестве газоизолирующего состава ПВС+ГКЖ, ввиду высокой адгезионной характеристики последнего, закрепления ПЗП цементным раствором, как правило, не требуется.

После продавливания изолирующей композиции в пласт осуществляют обратную промывку скважины (в полуторакратном объеме НКТ) с противодавлением 5 - 7 МПа. Затем скважину оставляют на 24 час под давлением закачки на полимеризацию компонентов.

Вышеприведенные водогазоизолирующие составы, композиции и технологии воздействия на пласты с целью ограничения водогазопритоков в нефтяные скважины рекомендуются к применению при разработке нефтяных оторочек.

Одним из главных лимитирующих факторов при разработке нефтяных оторочек является опасность прорыва газового конуса и загазовывание продукции скважины. При этом дебиты скважины по нефти, как правило, достаточно быстро убывают во времени. Это связано с утончением по мере добычи нефти толщины нефтяной оторочки, поэтому формируются условия для прорыва газового конуса к скважине.

Практика показывает, что дебиты воды в добываемой продукции во времени характеризуются наличием максимума. Нарастание дебита воды во времени происходит в связи с подтягиванием конуса подошвенной воды к скважине. Утончение нефтяной оторочки вблизи горизонтального ствола происходит как за счет формирования газового конуса, так и за счет прогрессирующего подъема (подтягивания) конуса воды. Режим критических безгазовых дебитов нефти не допускает прорыва газового конуса к скважине. Однако он никак не препятствует постоянному подъему конуса воды. Бороться с конусом воды путем перехода на критические безводные дебиты нефти практически нереально, так как некоторые свойства воды и нефти весьма близки. Уменьшение во времени дебита воды происходит вследствие снижения дебита нефти, динамика которого предопределяется поведением газового конуса.

Для борьбы с газовыми конусами необходимо создание как подвижных, так и неподвижных экранов. Однако создание различных экранов на уровне ГНК, по мнению ряда исследователей, не всегда оправдано. Практика и расчеты показывают, что если даже неподвижный экран непроницаем для газа, то газ рано или поздно прорывается к забою эксплутационной скважины не через экран, а под экраном. Даже создание подвижных жидкостных экранов с повышенной вязкостью материала экрана не гарантирует постоянной безгазовой добычи нефти, хотя период последней можно продлить. Вместе с тем, как правило, целесообразно устанавливать экраны при разработкВ практике добычи нефти из нефтяных оторочек довольно широкое распространение получила технология барьерного заводнения. Барьер воды, создаваемый над ГНК с использованием нагнетательных скважин, разобщает нефтяную оторочку и газовую (газоконденсатную) шапку. Это позволяет увеличить безгазовые дебиты нефти.

Однако барьерное заводнение применяется в основном в случае краевых нефтяных оторочек. Если же имеем дело с подошвенной оторочкой, то закачиваемая вода достаточно быстро «проваливается» в нефтяную оторочку, вызывая ее расформирование (разрушение).

Выполненные теоретические исследования предопредилили новый поход к разработке нефтяных оторочек, который предусматривает закачку воды над ГНК и закачку газа под ВНК. Такая технология оказывается эффективной даже в случае разработки оторочек подошвенного типа.

В случае значительной анизотропии пласта неплохие результаты дает совмещение установки экранов с барьерным заводнением.

Нефтяная оторочка и нефтегазовая залежь в целом являются очень чувствительными к сторонним воздействиям, поэтому место и интенсивность воздействия весьма существенно влияют на все показатели его разработки.

2.6 Ограничение и ликвидация выноса пластового песка в нефтяные и газовые скважины Истощение мировых запасов нефти и газа заставляет более внимательно отнестись к возможности освоения слабосцементированных залежей углеводородов, и, в первую очередь, залежей, приуроченных к верхнеапт-сеноманскому нефтегазоносному комплексу.

Освоение этих залежей представляет собой сложную техническую, экономическую и экологическую задачу, что до недавнего времени препятствовало широкомасштабной разработке этих залежей, хотя на отдельных месторождениях США, Канады, Венесуэлы добыча нефти из этих залежей осуществляется уже десятки лет.

Одним из резервов увеличения добычи нефти является разведка и разработка газонефтяных залежей, сложенных слабоцементированными коллекторами.

На данный момент времени на месторождениях ЗСНГП, приуроченных к апт–альб–сеноманским отложениям, разведано свыше 500 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С1, но по различным причинам не все эти запасы разрабатываются и одной из этих причин является вынос песка в ствол скважины [3].

Решение проблемы выноса песка в ствол скважины прежде всего связано с необходимостью предотвращения пробкообразования при испытании и эксплуатации скважин, повышения их производительности, уменьшения затрат на капитальный и текущий ремонт скважины, что в конечном итоге скажется на себестоимости нефти.

В мировой практике для предупреждения выноса песка в ствол скважины существуют как механические, так и химические методы.

К механическим способам предупреждения выноса песка в ствол скважины относится установка на забое скважины фильтров различной конструкции. Основными недостатками любых механических фильтров, спускаемых на забой скважины, являются:

• засорение фильтра, которое приводит к снижению дебита скважины и требует периодической его очистки;

• использование фильтра связано с применением пакера, его надежной герметизацией. Применение такой схемы предполагает сначала спуск и посадку пакера, затем спуск УЭЦН, что связано с повышенными затратами на подземные работы;

• очистка фильтра требует подъема УЭЦН, глушение скважины, которое как правило, приводит к снижению потенциального дебита скважины;

• образование песчаных пробок между фильтром и интервалом • стоимость самих фильтров и их эксплуатация сравнимы со стоимостью УЭЦН.

К химическим методам относится закачка в пласт различных составов на основе минеральновяжущих средств, полимеров, фенольных смол, но все они, как правило, прошли лишь лабораторные испытания. Наиболее известными в РФ являются составы под названием «Конторен».

Полимерные составы типа «Конторен» содержат в своем составе:

смолу ТС-10 + уротропин + вода + до 20 % минеральных солей. Кроме того, разработанная во ВНИИнефть технология крепления прискважинной зоны пласта очень сложна, требует специального оборудования, занимает большое количество времени, эффективность составляет от 30 до % С.С. Демичевым, В.К. Бочкаревым и др. разработано несколько способов и составов для закрепления прискважинной зоны продуктивного пласта, которые отличаются от ранее известных более высокой технологичностью, прочностью образующегося камня, низкой себестоимостью (патент РФ № 2246605).

Известно, что при обводнении продуктивных коллекторов нефти и газа начинается интенсивный вынос пластового песка в скважины. Относительная прочность слабосцементированных песков может быть обеспечена за счет действия двух факторов: присутствия глинистого цемента и проявления капиллярных сил. Прочность глинистого цемента – следствие геологических процессов, приводящих к обезвоживанию глинистых осадков. Техногенное вмешательство нарушает физико-химический баланс, существующий между глинистыми частицами и их окружением, - при обводнении пласта состав жидкости в порах между песчинками меняется, глинистые частицы могут набухать и, как следствие, прочность глинистого цемента снижается.

Например, на нефтяных и газовых месторождениях севера Западной Сибири, приуроченных к апт-альб-сеноманским отложениям, глинистый цемент пород-коллекторов состоит, в основном, из каолинита, иллита, смектита и хлорита.

Глинистые минералы имеют следующий химический состав:

• группа каолинитов (Аl2O3 · 2 SiO2 · 2 H2O);

• группа гидрослюд-иллитов [ K7(Al4Fe4Mg4Mg6)(Si8-Al4)O20(OH)4];

• группа смектитов (монтмориллонитов, бейделлитов и др.) - [0, Na(Al1,67Mg0,33O3) x 4SiO2 · H2O];

• группа хлоритов [(Mg,Fe)6-n(AlFe3+)n x (OH)8 · AlSin-4O10], где n = Указанные группы минералов глин состоят из отдельных пакетов плоских элементарных чешуек, наложенных друг на друга своими плоскими гранями. Отдельная элементарная чешуйка очень тонка, но имеет довольно большую длину и ширину. Накладываясь друг на друга, чешуйки могут образовывать агрегаты большой толщины. Чешуйки, соприкасающиеся своими силикатными слоями, не имеют жесткого сцепления друг с другом и легко могут быть отделены одна от другой. Установлено, что расстояние от основания одной частицы до основания соседней для воздушно сухого натриевого бентонита равно около 0,98 нм, а для кальциевого или магниевого – около 1,18 – 1,21 нм. Разница объясняется тем, что в кальциевом бентоните между частицами имеется слой молекул воды, в то время как у натриевого бентонита такой слой отсутствует.

Ион натрия, имеющий низкую энергию гидратации, не может адсорбировать воду так же легко, как ион кальция, обладающий более высокой энергией гидратации. Если поместить натриевый и кальциевый бентониты сначала в атмосферу воздуха с постепенно увеличивающейся влажностью, а затем в воду, то расстояние между частицами будет увеличиваться в соответствии с числом слоев воды, адсорбированных глинистыми частицами. Изменение межплоскостного расстояния для кальциевого бентонита в зависимости от количества адсорбированной воды показано в таблице 2.6.

Изменение межплоскостного расстояния для кальциевого бентонита в зависимости от количества адсорбированной воды Количество воды на 100 г Для кальциевого бентонита расстояние между соответствующими поверх - ностями соседних частиц достигает максимума 1,5 - 1,8 нм, если частицы под действием механических усилий не разделяются.

При гидратации натриевого бентонита в условиях высокой относительной влажности, близкой к полному насыщению, межплоскостное расстояние увеличивается до 1,25 нм. При погружении натриевого бентонита в воду катион натрия стремится отделить частицы одну от другой, и в таких условиях межплоскостное расстояние увеличивается до 4,0 нм.

Максимальное количество воды, адсорбированное глинистыми частицами, определяется, вероятно, расстоянием между поверхностью силикатного слоя частицы обменным катионом.

Степень гидратации различных бентонитов зависит от того расстояния, на которое катионы удаляются от плоских граней глинистых частиц.

Когда обменный катион прочно адсорбирован частицей, как в кальциевом, так и натриевом бентоните, стремление катиона разделять соседние частицы мало. Было установлено, что такие глины, даже будучи помещенными в воду, адсорбируют небольшое количество воды, достаточное лишь для того, чтобы межплоскостное расстояние частиц достигло всего лишь 1,5 – 1,7 нм. Если обменные катионы обладают высокой способностью к диссоциации (например, в натриевом или литиевом бентоните), то диссоциация приводит к увеличению расстояния между частицами. Последнее, наряду с легким перемешиванием, может привести к полному отделению элементарных частиц друг от друга. Все вышесказанное дает обычное представление о том, что частицы кальциевого бентонита остаются связанными между собой ван-дер-ваальсовыми силами и вместе с гидратационной водой образуют некоторое подобие сэндвича.

При гидратации натриевого бентонита (В.Ф. Роджерс, 1967) чешуйки его отодвигаются друг от друга на значительное расстояние вплоть до полного отделения индивидуальных частиц, покрытых слоями гидратационной воды, толщина которых пропорциональна расстоянию от поверхности частицы до катиона, компенсирующего отрицательный заряд глинистой частицы.

Действие капиллярных сил проявляется иначе. Остаточная вода занимает в порах несцементированного песка пространства так называемых пендулярных колец, окружающих точки контактов смежных песчинок (рисунок 2.8).

Рисунок 2.8 – Механизм сцепления песчинок под действием капиллярных сил Межфазное натяжение s и кривизна мениска поверхности между водой и окружающей углеводородной жидкостью (или газом) создают капиллярное давление Рк, которое приводит к взаимному прижатию контактирующих песчинок. Величина капиллярного давления определяется известной формулой Плато (Platean):

где R1 и R2 - главные радиусы кривизны.

В случае, показанном на рисунке 2.8, радиус R2 берется со знаком минус, так как центр этого радиуса кривизны располагают с выпуклой стороны мениска, и формула (2.15) для этого случая получает вид:

Сила капиллярного притяжения двух песчинок друг к другу определяется выражением:

При увеличении водонасыщенности пор размеры и форма пендулярных колец меняются, как показано на рисунке 2.4. При этом радиус кривизны R 1 увеличивается быстрее, чем радиус кривизны R 1 и величина разности в скобках в формуле (2.17) уменьшается. Соответственно ослабляется и сила капиллярного притяжения смежных песчинок, а в условиях достаточно высокого водонасыщения она может вообще исчезнуть.

В серии экспериментов с предварительным отбором пластовой жидкости при фильтрации дизельного топлива наблюдается определенная прочность песка, а при фильтрации соленой воды водонасыщенность пористой среды возрастает, силы капиллярного сцепления песчинок исчезают и, как следствие, интенсивно выносится песок.

В серии экспериментов с принудительным вымыванием песка интенсивное вымывание наблюдалось при использовании незагущенного соленого раствора, который легко проникал к пендулярным кольцам, увеличивая их размер и снижая капиллярное сцепление песка. Наоборот, вязкие жидкости имели низкую фильтруемость, в меньшей степени повышали водонасыщенность, в зонах еще не размытого песка сохранялось капиллярное сцепление и, соответственно, снижалось количество вымытого песка.

Основываясь на приведенном механизме гидратации и диспергирования цементирующих нефтенасыщенный песчаник глинистых материалов, а также действии капиллярных сил, можно утверждать, что эти процессы могут быть определяющими в разрушении продуктивных коллекторов при поступлении воды.

На поздней стадии эксплуатации месторождения, по мере истощения запасов нефти и дальнейшего падения пластового давления, происходит увеличение эффективного горного давления (Рг-Рпл), напряжений в скелете продуктивного пласта, изменение порометрических характеристик и механических свойств горных пород, что также может приводить к постепенному выносу частиц из ПЗП.

Главной же причиной пескопроявлений нефтяных скважин является, по-видимому, постепенное обводнение нефтенасыщенных коллекторов в пзп как пластовыми, так и нагнетаемыми водами [3].

Увеличение влагосодержания в ПЗП приводит к интенсивному размыву глинистого цемента, разрушению глинистых частиц горной породы, выносу песка и образованию каналов повышенной проводимости в нефтенасыщенных интервалах.

Все эти процессы, происходящие в нефтяной залежи, ведут к образованию псевдоожиженных и песчаных пробок, что снижает продуктивность скважин и не позволяет поддерживать темпы отбора нефти на проектном уровне.

Результаты промысловых исследований скважин, выполняемых в период нарастающей и постоянной добычи, свидетельствуют о том, что дебиты скважин и диаметры лифтовых колонн позволяют обеспечить соответствующие скорости для выноса песка, незначительного количества мехпримесей и воды, так как не было предпосылок для развития процесса интенсивного разрушения пласта.

В период падающей добычи в связи с закономерными проявлениями обводнения и разрушения коллекторов в ПЗП, растет число скважин, эксплуатация которых осложнена наличием забойных песчаных и псевдоожиженных пробок, выносом жидкости и мехпримесей.

2.7 Теоретические исследования по влиянию песчаной пробки на дебит нефтяной скважины Рассмотрение проблемы влияния высоты песчаной пробки на дебит скважины и на вынос песка из пласта, и решение задачи о дебите несовершенной скважины по степени вскрытия осуществлено Н. Кристеа (1961г.). Точное решение задачи ранее было получено М. Маскетом. Решение М. Маскета позволило количественно оценить влияние песчаной пробки на дебит скважины. В частности, для отношения радиуса скважины rc к толщине пласта h, равной rc/h = 0,01 и проницаемости пробки К к проницаемости продуктивного пласта К1, равной К2/ К1 = 1000, дебит скважины снижается на 26 %, а при К2/ К1 < 5 дебит скважины практически становится равным дебиту несовершенной скважины при минимальной степени вскрытия.

Исходя из решения В.Н. Дьячкова (2000), дебит скважины с песчаной пробкой равен:

r c – радиус скважины;

Рк – давление на контуре;

Рс – забойное давление;

m – вязкость нефти.

Дебит совершенной скважины по формуле Дюпюи равен:

Сравнивая (2.18) и (2.19), находим:

Результаты расчетов по формуле (2.20) для различных значений 1 показаны в таблице (2.7).

Влияние проницаемости песчаной пробки Из таблицы 2.7 следует, что уже при = 0,01, т.е. при проницаемости песчаной пробки в 100 раз выше проницаемости пласта дебит скважины снижается и составляет 19,5 % относительно совершенной скважины.

Если песок в скважине плотно упакован и по своей проницаемости равен проницаемости коллектора (=1), то дебит такой скважины составляет всего 2,0 % от дебита совершенной скважины.

т.е. = 1.

Если допустить, что часть пласта толщиной h1 фильтрует нефть в песчаную пробку в количестве Qh1, а часть пласта толщиной (h-h1) работает на совершенную скважину с той же толщиной (h-h1) и, поступая аналогично решению предыдущей задачи В.Н. Дычковым (2000) было получено следующее выражение для отношения дебитов:

Из выражения (2.21) при h1=h получается формула (2.20), которая была получена для случая, когда высота песчаной пробки равна толщине пласта.

Расчеты по формуле (2.21) при различных значениях высоты песчаной пробки h1 приведены в таблице 2.8.

Влияние высоты песчаной пробки на дебит скважины при К2/К1=0, Изменение отношения дебитов в зависимости от высоты песчаной пробки представлено на рисунке 2.9. На этом же рисунке показано влияние отношения проницаемости (d) на ту же величину Qh / Q Из рисунка 2.9 в частности следует, что при большой толщине пласта высота песчаной пробки оказывает меньшее влияние на дебит скважины, чем ее проницаемость.

Из решения задачи, которая здесь не приводится, следует, что превышение высоты пробки h1 над толщиной пласта всего на 1 м приводит к снижению дебита скважины на 38 %, т.е. увеличение толщины пробки выше толщины продуктивного пласта на 1 м снижает дебит скважины на 38 % по сравнению с дебитом скважины, имеющей пробку толщиной, равной толщине пласта, при одном и том же забойном давлении.

2.8 Методы борьбы с пескопроявлениями при заканчивании и эксплуатации скважин Вопросам выявления причин пескопроявлений, влияния песчаных пробок на дебит скважин, методов борьбы с пескопроиявлениями, расчета и выбора различных конструкций фильтров посвящены многочисленные работы отечественных и зарубежных исследователей, таких как Абрамов С.К., Алексеев В.С., Ахметов А.А., Бочевер Ф.М., Бурштейн М.А., Гарушев А.Р., Гавриленко В.М., Горитский В.А., Демичев С.С., Мирзаджанзаде А.Х., Стрижов И.В., Федоров Ю.С., Щелкачов В.Н., Маскет М., Клотц Д., Шуман Г., Эллис Р. и др.

Выявлением причин пескопроявлений при заканчивании и эксплуатации скважин и влияния песчаной пробки на забой скважины установлено, что пескопроявления могут играть и положительную роль. Например, при эксплуатации продуктивных малопроницаемых пластов небольшой толщины, когда вынос песка и частичек разрушенных пород приводит даже к увеличению проницаемости ПЗП и дебита скважины.

Поэтому методы эксплуатации нефтяных пескопроявляющих скважин можно условно разделить на две группы:

• эксплуатация скважин с выносом песка на поверхность;

• эксплуатация скважин с ограничением (предотвращением) выноса песка из пласта.

Рисунок 2.9 – Отношение дебитов скважины с песчаной пробкой (Qh) и совершенной скважины (Q0) в зависимости от высоты песчаной пробки и отношения проницаемостей (К2/К1= ), Первая группа методов характеризуется применением различных технико-технологических решений по обеспечению очистки ПЗП от пласта.

Проблеме эксплуатации скважин с пескопроявлениями на нефтяных месторождениях Татарии, Башкирии, Азербайджана посвещены многочисленные исследования Кристеа Н., Б.М. Якубова, А.М. Пирвердяна, А.Х. Мирзаджанзаде и др.

В этих работах выполнены экспериментальные исследования и получены эмпирические зависимости по определению высоты псевдоожиженного слоя и скорости уноса песка в зависимости от безразмерных критериев Архимеда (Аr), Рейнольдса (Re), Хедстрема (He), влиянию полимерных добавок на образование псевдоожиженного слоя. В них также дается гидродинамическое обоснование применения вязкопластичных жидкостей для смазки и защиты насоса от преждевременного износа и даны рекомендации по определению критических дебитов скважин и глубины подвески УЭЦН и УШГН, обеспечивающих вынос песчинок с забоя скважин.

Недостатком всех указанных выше методов является кавернообразование, разрушение и обвал ПЗП, связанный с выносом песка.

Более эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, основанные на предотвращении выноса песка в скважину. С этой целью применяются химические, физико-химические, механические методы и их комбинации для закрепления пород в ПЗП.

Химические методы основаны на искусственном закреплении пород в ПЗП смолами, цементом с соответствующими наполнителями, пластмассами и др. При этом коллекторские свойства пласта не должны ухудшаться.

К физико-химическим относятся методы закрепления коллекторов в ПЗП путем коксования нефти и др.

К механическим методам относятся методы, основанные на применении противопесочных фильтров различных конструкций.

В отечественной литературе вопрос об ограничении рабочего дебита пескопроявляющих скважин впервые был поставлен И.В. Стрижевым (1946).

Затем Б.Б. Лапук (1948), основываясь на расчете скоростей выноса частиц породы, предложил эксплуатацию скважин производить с таким дебитом, чтобы скорость фильтрации оставалась величиной постоянной.

Е.М. Минский (1955) в своих работах показал, что с позиций сохранения прочности ПЗП более правильно ориентироваться на постоянную депрессию на забое скважины, а не на постоянную скорость фильтрации.

Позднее появились работы Ю.П. Коратаева, Р.С. Яремейчука и др., в которых был дан ряд решений задач механики горных пород в зависимости от устойчивости стенок вертикальных горных выработок, однако в этих решениях не учитывались напряжения в скелете пласта, возникающие при фильтрации жидкостей или газов.

Г.А. Зотовым (1983) получена математическая модель устойчивости ПЗП с учетом горного давления и фильтрационных сил. Анализ результатов расчета напряженного состояния ПЗП показал, цементирование забоя скважины с последующей перфорацией ухудшает сопротивляемость пород к разрушению и пластическим деформациям по сравнению с открытым забоем. Поэтому для сохранения устойчивости ПЗП к разрушению забой скважины необходимо оставлять открытым или оборудовать фильтром, если условия нагружения выходят за предел прочности породы.

В.В. Аристовым (1988) были рассмотрены конструкции фильтровкаркасов, надземное и подземное оборудование, использованное при намыве гравийных фильтров. Здесь же представлены требования к технологическим жидкостям и описаны технологические схемы оборудования скважин гравийными фильтрами с открытым забоем и перфорированной эксплуатационной колонной.

В работах У. Болели, Stein N., Penberthy W. (1988) дано описание различных технологических обработок ПЗП смолами, технологией создания гравийных фильтров, фильтров из металлической проволоки и др., препятствующих разрушению ПЗП и выносу песка при эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Рассматривались также вопросы выноса песка, его влияние на прочность эксплуатационной колонны, условия существования песчаных пробок на забое скважины, вскрывших слабоцементированные и сыпучие коллекторы и констатировалось, что размер пробок зависит от соотношения проницаемости пласта и пробки, диаметра НКТ, степени сцементированности коллектора, и приведены примеры экспериментальных зависимостей дебита от размеров пробки и соотношения проницаемостей (В.Е. Горбунов, 1977).

2.9 Противопесочные фильтры для задержания песка Как было сказано выше существующие методы эксплуатации нефтяных и газовых скважин условно можно разделить на две группы: эксплуатация скважин с выносом песка из пласта и эксплуатация скважин с предотвращением выноса пластового песка из пласта.

В первой группе разработаны способы ликвидации песчаных пробок, а также мероприятия по обеспечению выноса поступающих из пласта частиц на поверхность. Для борьбы с абразивным износом подземного оборудования были созданы всевозможные конструкции сепараторов, якорей и других защитных устройств. Основным недостатком метода является разрушение прискважинной зоны пласта.

Более эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса песка в скважину.

Одним из наиболее простых является способ ограничения дебитов нефти, позволяющий предупредить или уменьшить поступление песка в скважину.

Существующие химические методы борьбы с выносом песка из-за небольшого срока действия во времени не всегда эффективны. Кроме того, если вынос песка прекращается на определенный срок, то вынос воды продолжается, хотя и в меньших количествах.

Поэтому предпочтение отдается механическим способам задержания песка, поскольку они обеспечивают прогнозируемую техническую политику и удовлетворяют требованиям безопасности.

Методы борьбы с выносом пластового песка из скважин можно подразделить на использование механических средств, создающих сводовый эффект (намывные гравийные фильтры, щелевые фильтры, подвесные гравийные фильтры, проволочные фильтры и др.), и на средства, укрепляющие породу пласта (закачка химреагентов для создания искусственной цементации зерен коллектора в ПЗП).

Фильтр – это специальное устройство, устанавливаемое в скважину с целью очистки добываемого из пласта флюида от пластового песка и других инородных примесей. Фильтр должен пропускать флюид иметь при этом минимальные гидравлические сопротивления, надежно предохранять скважину от проникновения твердой фазы, образования пробок и существенного снижения дебита.

Наиболее важным конструктивным элементом является правильный выбор ширины щелей или размера пор гравийной набивки по отношению к диаметру частиц выносимого пластового песка.

Обоснование выбора типов и конструкций противопесочных фильтров для оборудования нефтегазовых скважин. Исследованиями, выполненными Г.П. Черепановым (1974) и В.Р. Регелем (1974) выявлено, что при длительном нагружении горных пород наблюдаются явления статической усталости, приводящее к постепенному разрушению материалов.

Поэтому многие нефтегазовые скважины оборудуются фильтрами различных конструкций, их наличие приводит к перераспределению напряжений в прискважинной зоне пласта, увеличению гидравлических сопротивлений, повышению устойчивости пород в ПЗП усталостным разрушениям, снижению пескопроявлений.