Комплексный подход к выбору технологических жидкостей при глушении скважин

37) УШТУ ситет.

Ч8Л УМТЖ 39^ VI ЯН.

40) УЭЦН.

41) фактич,.

42) ФЕХ.

43Л1ШИПР / 1.

44) ЭС-2.

45) ЭЦН.

— полиоксиэтилен.

— поддержание пластового давления.

— подземный ремонт скважин.

— давление, объем, температура.

— показатель щелочности СКВАЖИН".

— смесь гудронов растительных и животных масел.

— статическое напряжение сдвига.

— кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых место-Уфимский государственный нефтяной техический универ

— установка по исследованию проницаемости кренов.

— установка электродиафрагменного насоса.

— установка электроцентробежного насоса.

— фактический.

— {Ьильтгшгаонно-емкостньге характеристики.

1 1 1 л 1.

— цех научно-исследовательских производственных работ.

— эмульгатор-стабилизатор

— электроцентробежный насос.

В настоящее время наблюдается значительное снижение объемов добычи нефти по многим нефтегазодобывающим регионам. Особенно это заметно по районам со сложными геолого-физическими условиями эксплуатации скважин. Причинами данного снижения являются нехватка оборудования, несовершенство технологий, сложность контроля за происходящими процессами. Но одной из основных причин является ухудшение колдектореких характеристик прискважинных зон дренирования жидкостей и увеличение обводненности продукции скважин. Анализ промысловых данных по различным нефтяным залежам Башкортостана, Татарстана и Тюменской области выявил тенденцию снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации. На изменение коэффициента продуктивности влияет множество факторов технического и технологического характера. Одной из главных причин снижения коэффициентов продуктивности является снижение гидропроводности пласта в результате нарушения естественной нефтегазонасыщенности. Изменение естественной нефтегазонасыщенности пластовой системы может происходить из-за прорыва закачиваемых в пласт вод системы поддержания пластового давления или из-за попадания фильтрата водосодержащих технологических жидкостей в процессе вскрытия пласта или проведения ремонтных работ в скважине.

Определение основных закономерностей процессов, происходящих в призабойной зоне пласта (ПЗП) в процессах вскрытия пластов и освоения скважин, а также в процессе их эксплуатации, является важной и актуальной проблемой, решение которой име-ет большое значение для топливно-энергетического комплекса.

Данной проблеме посвящено множество работ таких ученых, как Г. Т. Овнатанов, В. А. Амиян, Н. П. Васильева, В. А. Сидоровский, Ю. А. Балакиров, И. В. Кривоносов, А. Д. Амиров, Г. А. Орлов, С. А. Рябоконь и др.

Однако в работах этих авторов не рассмотрена динамика процессов, происходящих в ПЗП при эксплуатации скважин и, в частности, при многократных операциях глушения скважин во время ремонтных работ.

Поэтому изучение механизма взаимодействия различных технологических жидкостей с породами продуктивных пластов и насыщающими их флюидами и, на основе этого выбор типа жидкостей глушения скважин (ЖГС), составов и технологий их применения, обеспечивающих максимальное сохранение коллекторских характеристик пород пласта, приобретает особую важность.

Целью работы является исследование взаимодействия различных технологических жидкостей с продуктивными пластами и насыщающими их жидкостями и обоснование подхода к выбору типа, составов ЖГС и технологий их применения.

В соответствии с поставленной целью основные задачи исследований формулируются следующим образом:

1) выявление причин снижения коэффициентов продуктивности, трудностей освоения и вывода на плановый режим эксплуатации скважин;

2) исследование влияния различных технологических жидкостей: на фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕХ) пород продуктивных пластов различных нефтяных месторождений с моделированием пластовых условий;

3) обоснование нового подхода к выбору типа, составов и технологий примения жидкостей глушения скважин;

4} разработка рецептур новых составов ЖГС.

Автор диссертации более 10 лет занимался исследованиями, связанными с проблемой выбора составов жидкостей для глушения скважин, использование которых позволило бы сохранять ФЕХ ПЗП при проведении ремонтных работ в скважине. За это время им и при его непосредственном участии были созданы новые и модифицированы уже существующие оригинальные установки по исследованию процессов фильтрации и вытеснения нефтей и различных технологических жидкостей через естественные и искусственные модели пористых сред. Разработаны методики проведения экспериментальных работ с соблюдением критериев подобия, с моделированием пластовых термодинамических условий. Большая часть работ проводилась в рамках комплексной научно-технической программы Минвуза РСФСР «Нефть и газ Западной Сибири», утвержденной приказом Минвуза РСФСР от 21.12.77 за № 558 (1980;1985г. Приказ от 15.10.81 № 559, 1986;1990г. Приказ от 10.10.86 № 641) для месторождений Когалымского нефтяного региона, где выявленные проблемы проявляли себя наиболее остро в связи со сложным строением продуктивных пластов. В дальнейшем работы были продолжены в рамках межвузовской научно-технической программы «Комплексное решение проблемы разработки, транспорта и глубины переработки нефти и газа» (Приказ Госкомвуза РФ от 20.03.96 № 468, Указание Госкомвуза РФ от 20.03.96 № 59−14). При непосредственном участии автора были выполнены научно-исследовательские хоздоговорные работы по договорам с АО «Когалымнефтегаз», АНК «Башнефть» и АО «Татнефть» ,.

Автор выносит на защиту следующие положения:

1) одной из причин снижения коэффициентов продуктивности скважин с высоким содержанием в составе пород водочувств ител ьн ы х минералов является использование в качестве ЖГС водных составов минеральных солей;

2) механизм снижения коэффициента продуктивности скважины при использовании водных ЖГС заключается в скачкообразном изменении насыщенности призабойной зоны пласта по нефти и воде;

3) новый подход к выбору составов ЖГС основан на использовании в качестве ЖГС жидкостей с хорошей растворимостью как в воде, так и нефти (например, полупродуктов производства многоатомных спиртов), что позволяет и сохранить ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта.

Автор диссертации выражает большую признательность научным руководителям: доктору геол.-минерал, наук, профессору Токареву М. А. и канд. техн. наук, доценту Зейгману Ю. В. в выборе направления и помощи в решении задач диссертационной работы, а также всем сотрудникам кафедры РНГМ Уфимского Государственного нефтяного технического университета.

Методы решения проблемы:

Поставленные задачи решались путем лабораторных и промысловых исследований, а также статистической обработкой полученных данных с применением ЭВМ.

При решении задач использовались данные по основным параметрам работы скважин, результаты исследования скважин. Для их анализа взяты стандартные методики. Моделирование процессов взаимовытеснения было проведено с созданием условий эксплуатации скважин. Результаты промысловых испытаний подтверждены справкой о внедрении данной технологии в НГДУ «Чекмагушнефть» ,.

Научная новизна работы заключается в следующем:

1) установлены причины снижения ФЕХ призабойной зоны нефтяного пласта и уточнен механизм изменения коэффициентов продуктивности в процессе эксплуатации скважин;

2) экспериментально на естественных образцах горных пород исследованы процессы взаимодействия различных технологических жидкостей с пластовыми системами. Получена динамика фильтрационных характеристик пород при моделировании многократных глушений и освоений скважин;

3) осуществлен новый подход к выбору типа и составов жидкостей глушения скважин, обеспечивающий достижение целей и задач глушения продуктивных пластов с одновременным сохранением коллекторских характеристик пласта;

4) предложен и опробирован новый состав ЖГС (состав УНИ-1), позволяющий сохранить коллекторские характеристики пород ПЗП в процессе глушения скважин перед вторичным вскрытием пласта и ремонтными работами.

Практическая ценность и реализация работы:

Разработана и внедрена в НГДУ «Чекмагушнефть» технология глушения скважин с применением состава УНИ-1. В результате внедрения сократился срок освоения скважин, увеличился ¿-межремонтный период их работы и дебиты по нефти.

Апробация работы:

Основные положения диссертации обсуждались на технических советах АН К «Башнефть», АО «Когалымнефтегаз», АО «Татнефть», на заседаниях кафедры РНГМ УГНТУ, конференциях по данной специальности.

По результатам работы опубликовано 18 печатных трудов.

При предварительном обсуждении работы ряд замечаний и рекомендаций были сделаны на заседании кафедры разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений доцентами Кабировым М. М., Гафаровым Ш. А., Рогачевым М. К., Салимгареевым Т. Ф., Шамаевым Г, А, При написании данной работы большинство из них были учтены. Всем перечисленным сотрудникам автор выражает свою искреннюю благодарность.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ «Чекмагушнефть», оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

Автор выражает большую признательность промысловым работникам НГДУ «Чекмагушнефть», оказавшим помощь в проведении исследований и промысловых испытаний технологий, рассматриваемых в работе.

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ.

Основными результатами работы являются:

1. Установлено, что большинство технологий и типов жидкостей глушения скважин не обеспечивают сохранности коллекторских характеристик ПЗП. Происходит кратное снижение коэффициентов продуктивности скважин в процессе эксплуатации.

Показано, что завышение параметров водосодержащих ЖГС (плотности и объёма) является основной причиной снижения коэффициентов продуктивности скважин и роста обводнённости продукции. Количественно диапазон ухудшения основных эксплуатационных показателей скважин достигает 200.300%. В скважинах со сложнопостроенными низкопроницаемыми коллекторами, уровень ухудшения параметров скважин может достигать до 1000%.

2. Экспериментально установлено, что применение водных ЖГС приводит к необратимому ухудшению фильтрационных характеристик образцов естественных песчаников в 4.6 раз. Уменьшается их абсолютная проницаемость, фильтрация нефти при моделировании процесса освоения скважины происходит при значительно больших перепадах давления. Попавший в модель пласта фильтрат ЖГС полностью не извлекается даже при прокачке 3.5 поровых объемов нефти. Улучшение физико-химических характеристик ЖГС на водной основе за счет добавления ПАВ, полимеров и приготовления эмульсий позволяет уменьшить уровень отрицательного воздействия на пласт, но не предотвращает снижения проницаемости ПЗП.

3. Показано, что по мере увеличения кратности операций глушения модели пласта темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замедляется и на момент 3.4 глушения наблюдается стабилизация фильтрационных параметров. Показано, что каждое новое глушение модели пласта сопровождается снижением коэфициентов вытеснения проникшей в модель пласта ЖГС и увеличением градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели при освоении.

Расчёты относительных фазовых проницаемостей показали, что увеличения количества циклов глушения модели пласта приводит к резкому увеличению проницаемости по ЖГС и снижению конечного значения водонасыщенности модели, при которой фильтрация нефти прекращается. После 4. 5 циклов глушения фильтрация нефти прекращается при достижении насыщенности по воде 60.65%.

4. Установлено, что наибольшую перспективу, с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, при вскрытии и глушении перед ремонтами представляют тяжёлые углеводородные жидкости класса спиртов, совместимые с пластом и обладающие дополнительными положительными свойствами по отношению к продукции скважин.

5. Лабораторными исследованиями подтверждено, что из всех испытанных типов и составов ЖГС, наибольшая степень сохранения коллекторских свойств (80. 100%) обеспечивается при использовании ЖГС, приготовленных на основе УНИ-1. Получены положительные результаты внедрения состава УНИ-1 в качестве ЖГС на скважинах нефтяных залежей АНК «Башнефть» .

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Рассмотренная в первом разделе сущность проблемы сохранения коллекторских свойств в зависимости от условий вскрытия нефтяных пластов и применяемых составов технологических жидкостей в процессе эксплуатации скважин подтвердила актуальность рассматриваемой задачи. Была выявлена тенденция снижения коэффициентов продуктивности скважин в процессе их эксплуатации, причиной которой явилось изменение естественной нефтенасыщенности при попадании в пласт фильтрата ЖГС.

Проведенный литературный обзор ЖГС, используемых в отечественной и зарубежной нефтепромысловой практике, их преиму-щества и недостатки, технологии их применения в тесной связи с проблемой сохранения коллекторских свойств ПЗП показал, что рациональный выбор жидкости глушения скважины должен осуществляться с учётом геолого-физических и технических условий работы скважин. Это позволит предотвратить поглощение ЖГС продуктивным пластом, нефтегазопроявления, снижение продуктивности скважин в послеремонтный период, коррозионные разрушения подземного оборудования и др.

Подтверждена гипотеза о значительном снижении добывных возможностей скважин за счет скачкообразного изменения нефтегазонасыщенности при проникновении в ПЗП фильтрата водных ЖГС.

Приведенные во втором разделе диссертации результаты промысловых исследований влияния операций глушения скважин водными растворами минеральных солей на коллекторские свойства пласта позволили установить зависимость продожительности освоения скважин после ремонтных работ от степени завышения рабочих параметров ЖГС.

Статистическая обработка промысловой иформации по трудноосваиваемым скважинам показала, что наиболее информативными параметрами, влияющими на время освоения скважин, являются рабочие параметры ЖГС — объем и плотность. В большинстве случаев значения этих параметров превышали требуемые на 15−20%. Для облегчения выбора рабочих параметров ЖГС с учетом фактических условий эксплуатации была разработана и внедрена простая и удобная инструция. Тем не менее, выбор объема и плотности на промыслах осуществляется приблизительно, что обусловлено невозможностью точного определения пластового давления в окрестностях скважины и ограничено возможностями приготовления растворов минеральных солей необходимой плотности и в требуемом объеме. В связи с этим, решение проблемы возможно при использовании в качестве ЖГС составов, которые бы не проникали в пласт, либо их проникновение не ухудшало бы фильтрационные свойства пород. Поиску таких составов посвящены следующие разделы диссертации.

Для уточнения механизма изменения коэффициента продуктивности скважин в третьем разделе приведены результаты экспериментальных исследований изменения фильтрационных характеристик естественных образцов терригенных пород при моделировании многократных операций глушения и освоения скважин. Исследования проводились на естественных образцах полимиктовых песчаников, где картина ухудшения ФЕХ при моделировании многократных глушений-освоений проявляла себя наиболее ярко. Получены закономерности изменения фильтрационных показателей с увеличением количества операций глушения-освоения.Установлено, что по мере увеличения количества операций глушения модели пласта, темп ухудшения фильтрационных характеристик модели замедляется, и на момент 35 глушения наблюдается стабилизация фильтрационных параметров. Показано, что каждое новое глушение модели пласта сопровождается снижением вытесняющей способности ЖГС и увеличением градиентов давления, необходимых для извлечения ЖГС из модели при освоении. Расчёты относительных фазовых проницаемостей показали, что по мере увеличения количества циклов глушения модели пласта имеет место резкое увеличение проницаемости по ЖГС при одновременном снижении проницаемости по нефти. Увеличение количества глушений приводит к снижению конечного значения водонасыщенности модели, при которой фильтрация нефти прекращается. Изменение этих параметров является необратимым, так как восстановление их не наблюдается даже при длительной фильтрации нефти через модель пласта.

Проверка эффективности водных ЖГС с добавлением различных реагентов (КССБ, КМЦ, ГКЖ-10, ЭС-2) для повышения вязкости показали невозможность их использования из-за ухудшения фильтрационных свойств пластовой системы.

С целью сохранения коллекторских свойств был осуществлен новый обоснованный подход к выбору типа и составов ЖГС. Установлено, что в качестве ЖГС необходимо использовать жидкости класса спиртов, обладающие хорошей растворимостью и в воде, и в нефти. Предлагаемый состав УНИ-1, представляющий собой продукт отхода производства глицерина, обладает достаточной плотностью, представляет собой экологически чистый продукт и обладает дополнительными функциональными свойствами.

Испытания состава УНИ-1 на естественных образцах пористых сред с моделированием пластовых условий показали, что использование углеводородных жидкостей на основе многоатомных спиртов, начиная от момента вскрытия пласта и даллее в процессе эксплуатации скважин, позволит сохранить коллекторские свойства пласта на первоначальном уровне.

Представленные в четвертом разделе результаты опытно-промысловых испытаний предлагаемого состава УНИ-1 и технологий его применения в НГДУ «Чекмагушнефть» подтвердили эффективность его использования в качестве ЖГС для сохранения коллекторских свойств пласта.

Выполненная работа позволяет рекомендовать предлагаемый состав УНИ-1 для внедрения на скважинах АО Татнефть, нефтяных компаний ЛУКОЙЛ и ЮКОС.