ООО МПК ХимСервисИнжиниринг

Технология ограничения притоков воды в добывающие скважины

М. А. Кузнецов, С. М. Ишкинов (ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»),
Т. И. Кузнецова (Самарский гос. технический университет),
Р. Н. Фахретдинов, д.х.н., Г. Х. Якименко, к.т.н., Р. В. Сидоров, О. А. Бобылев (ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»)

Статья опубликована в научно-техническом и производственном журнале «Нефтяное хозяйство» № 7/2017 в разделе «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений». Также вы можете загрузить данную статью в формате PDF (файл для загрузки любезно предоставлен нам редакцией журнала).

Рассмотрена актуальная задача разработки технологии ограничения водопритоков, включающая все аспекты и такие базовые требования к используемому составу, как низкая вязкость раствора для создания изолирующего экрана большого радиуса; регулируемые время гелирования раствора в широком диапазоне температур; высокое напряжение сдвига геля; селективность воздействия. Основным компонентом гелеобразующей системы является реагент АС-CSE-1313 марка А (производство ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг») с новым комплексным механизмом воздействия. Рабочий раствор на основе реагента АС-CSE-1313 марка А и соляной кислоты имеет низкую вязкость (до 1,0 мПа×с), а полученные гели в пластовых условиях обладают высокими реологическими свойствами. В рабочем растворе имеются диспергированные частицы, вокруг которых формируется слой поликремниевой кислоты с образованием глобул размером 30–40 мкм, что приводит к увеличению активной поверхности и гидрофильному вытеснению нефти. Результаты фильтрационных исследований свидетельствуют о селективность состава.

Первые опытно-промышленные работы по ограничению притока воды в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» проведены в декабре 2015 г. в трех скважинах Аригольского месторождения в комплексе с мероприятиями по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин. В 2016 г. выполнены работы по ограничению водопритоков в четырех скважинах Тайлаковского месторождения. Прирост дебита нефти в среднем составил 5,6 т/сут, уменьшение дебита жидкости — 30 %. По результатам работ, выполненных в 2015-2016 гг., уточнены критерии применения технологии ограничения водопритоков, планируется продолжить работы на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз».

Ключевые слова: ограничение водопритоков, источник обводнения, низкая проницаемость коллектора, реологические свойства

DOI: 10.24887/0028-2448-2017-7-58-60

The technology for water shutoff in producing wells

M. A. Kuznetsov, S. M. Ishkinov (Slavneft-Megionneftegas JSC, RF, Megion),
T. I. Kuznetsova (Samara State Technical University, RF, Samara,),
R. N. Fakhretdinov, G. H. Yakimenko, R. V. Sidorov, O. A. Bobylev (Multifunctional Company ChemServiceEngineering LLC, RF, Moscow)

The authors set the actual task of developing the water shutoff technology, which includes all aspects and basic requirements for used composition: a low viscosity solution for creation of the insulating screen of long radius; adjustable gel time of the solution over a wide temperature range; high gel shearing stress; selectivity of impact. The main component of the gelling system is a reagent AC-CSE-1313 grade A (manufactured by MFC ChemServiceEngineering LLC) with a new complex mechanism of action. The working solution based on the reagent AC-CSE-1313 grade A and hydrochloric acid has a low viscosity (up to 1.0 mPa×s), and the resulting gels in reservoir conditions have high rheological properties. In the working solution there are dispersed particles around which a layer of polysilicic acid with globules forming in size of 30–40 µm, leading to increasing of the active surface and hydrophilic oil displacement. The results of filtration studies indicate the selectivity of the composition.

The first field trial on water shutoff were carried out in December 2015 in Slavneft-Megionneftegaz JSC at three wells of the Arigolskoye field in conjunction with activities on conformance control at injection wells. In 2016, the water shutoff works were performed at four wells of the Taylakovskoye field. After the water shutoff works the incremental oil rate was achieved at average 5.6 tons per day, while a decrease in the well flow rate by liquid made 30 percent. According to the results of work for 2015–2016 the specification of the criteria for applying the water shutoff technology has been performed, and it is planned to continue work in the oilfields of Slavneft-Megionneftegaz.

Keywords: water shutoff, the source of well water-flooding, low permeability of the reservoir, rheological properties

В современных условиях актуальна проблема ограничения водопритока в скважинах, в которых наблюдаются контактное залегание нефти и воды, образование конуса воды, так как его подтягивание резко снижает показатели добычи нефти. Недостаточная информация об источнике поступления воды может стать причиной неправильного выбора технологии [1–3]. Причинами водопритока, кроме технических нарушений, могут являться особенности геологического строения и процессов разработки залежей. К геологическим причинам преждевременного обводнения нефтяных скважин относятся движение водонефтяного контакта (ВНК), образование конуса воды и прорыв закачиваемой воды через высокопроницаемые прослои. Поскольку площадь притока (зоны дренирования) велика, а скорость движения ВНК вверх мала, его подъем может происходить при очень низкой вертикальной проницаемости. Конусообразование отмечается в вертикальных скважинах, где ВНК находится рядом с нижними перфорационными отверстиями в пластах с относительной высокой вертикальной проницаемостью.

Одним из методов предотвращения прорывов нагнетаемой воды является закачка составов, обладающих высокой селективностью. При наличии разломов в трещиноватых и трещиновато-пористых коллекторах ограничение водопритока осложняется вследствие недостатка информации об объеме трещин или разломов и, как следствие, необходимого количества изолирующего материала. Наилучшего результата в таких условиях можно добиться при использовании гелевых систем. Особенно успешен данный вид обработки при отсутствии притока нефти по трещинам. В таком случае повышенные требования предъявляются ко времени гелеобразования, затвердевания и адгезии состава во избежание выноса геля после обработки.

В настоящее время эффективность применения изоляционных технологий в среднем не достигает 60 %, что связано со сложностью решаемой задачи, часто неправильным выбором скважины-кандидата и несоответствием выбранной технологии геолого-физическим характеристикам пластов. При разработке состава для технологии ограничения водопритока первоочередной задачей является повышение избирательности проникновения рабочего раствора и формирование блокирующего экрана с высокими прочностными характеристиками в интервалах водопритока при сохранении фильтрационных характеристик нефтенасыщенных участков. Недостаточная сдвиговая прочность состава и слабая адгезия к породам коллектора приводят при высоких градиентных давлениях к его разрушению и возможному вымыванию композиции, что уменьшает продуктивность скважины без снижения обводненности. При рассмотрении проблемы ограничения водопритока большое значение имеет вовлечение в работу низкопроницаемых недренируемых участков прискважинной зоны пласта.

К разрабатываемому составу для ограничения водопритока предъявлялись следующие требования: высокая фильтруемость в пористые среды для создания изолирующего экрана большого радиуса и стабильного водоизоляционного экрана в широком диапазоне пластовых температур; регулируемые реологические характеристики, обеспечивающие более равномерный охват воздействием неоднородных коллекторов; высокая блокирующая способность; селективность. Разработанный состав АС-CSE-1313 характеризуется комплексным механизмом воздействия за счет введения в него реагентов с армирующими частицами, что является актуальным решением научно-технической задачи.

Гелеобразующая композиция состоит из двух компонентов: 6 % (по массе) реагента АС-CSE-1313 марка А (ТУ 2458-013-66875473-2013 с изменениями 1, 2) и 8%-ного водного раствора соляной кислоты (или кислотного состава CSE-0713 по ТУ 2458-007-66875473-2013). Приготовление рабочего раствора предусмотрено на кустовой площадке. В рабочем растворе имеются диспергированные частицы оксида алюминия, которые являются координационными центрами. Вокруг них формируется слой поликремниевой кислоты за счет донорно-акцепторных связей водорода и кислорода, что увеличивает активную поверхность и приводит к гидрофильному вытеснению нефти.

При проведении лабораторных испытаний в качестве кислоты использовали «Алдинол 20», разбавленный моделью технической воды минерализацией 21,4 г/л до концентрации соляной кислоты 8 %. В данной композиции соляная кислота является гелеобразователем. Полученные композиции помещали в пробирки и выдерживали при температуре 25, 60, 70, 80 и 90 °С. Момент гелеобразования фиксировали по отсутствию смещения мениска при визуальном осмотре. Время гелеобразования при температуре 90, 80, 70, 60 и 25 °С составило соответственно 2,6; 3,5; 5,4; 6,9 и 29 ч. Гели на основе реагента АС-CSE-1313 по визуальной оценке идентичны и представляют собой непластичную гелеобразную систему с включениями твердых частиц.

Для оценки влияния температуры на свойства полученных гелей проводили экспозицию систем в герметичной прозрачной посуде в термошкафах в течение 30 сут при температуре 70 и 90 °С. Через 30 сут происходит отделение кислотного раствора в объеме 5–8 %, значительного ухудшения структурно-механических свойств не зафиксировано, что свидетельствует о стабильности систем на основе реагента АС-CSE-1313 в пластовых условиях.

Реологические характеристики растворов и гелей определяли на ротационном вискозиметре. Для растворов применяли сдвиговой тест при изменении скорости сдвига от 0,1 до 300 с-1. Характеристики растворов измеряли при температуре 25 °C, гелей — 70 °C. Растворы реагента АС-CSE-1313 на пресной и минерализованной воде (15 и 30 г/л) являются ньютоновскими жидкостями вязкостью не более 1 мПа×с. При высоких скоростях сдвига их гелирование приводит к появлению пластичных свойств и увеличению вязкости в 10–25 раз, при низких — в 30000–100000 раз.

С применением состава АС-CSE-1313 на водо- и нефтенасыщенных моделях пласта выполнены фильтрационные исследования. В ходе проведения экспериментов при фильтрации жидкости после тампонирования керна определяли критический градиент давления сдвига, при котором начинается вынос состава из керна. Для начала выноса геля АС-CSE-1313 как из водонасыщенных, так и из нефтенасыщенных интервалов пласта требуется создать значительный перепад давления (6,5–7,5 МПа/м).

Первые опытно-промышленные работы (ОПР) по ограничению притока воды в ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» были проведены в декабре 2015 г. в трех скважинах Аригольского месторождения в комплексе с мероприятиями по выравниванию профилей приемистости нагнетательных скважин. Скважины пробурены на пласт Ю11, который представлен терригенными отложениями со средней нефтенасыщенной толщиной 12,6 м, невысокой расчлененностью — 3,7 и средней проницаемостью — 18,8×10-3 мкм2. После проведения мероприятий по ограничению водопритока отборы жидкости снизились в среднем до 40 %, обводненность — на 3,4 пункта. Продолжительность эффекта составила 12 мес, дополнительная добыча нефти — более 600 т (эффект продолжается), снижение добычи воды — более 136 тыс. т. Результаты первых ОПР позволили скорректировать критерии применения технологии и запланировать последующие полномасштабные ОПР с проведением промыслово-геофизических исследований (ПГИ).

Следующие обработки были выполнены в декабре 2016 г. на Тайлаковском месторождении. Обработаны четыре добывающие скважины, эксплуатирующие объект Ю2+3, представленный терригенным отложениями со средней нефтенасыщенной толщиной 9,3 м. Коллектор обладает средней проницаемостью 22,0×10-3 мкм2, высокой неоднородностью по вертикали и низкой начальной нефтенасыщенностью — 0,54. Начальная пластовая температура равна 86 °C, что ограничивает применение полимерных систем на основе ПАА. Особенностями геологического строения является преобладание пласта Ю3 по нефтенасыщенной толщине в разрезе скважины (до 70 %) при большей расчлененности пласта — 9,6. Анализ результатов геофизических исследований скважин по притоку и источнику обводнения показывает, что в скважинах-кандидатах преимущественно работает нижний пласт Ю3.

Показатели эксплуатации добывающих скважин до ограничения водопритока хуже, чем по объекту Ю2+3 в целом: текущая средняя обводненность — 94,7 % (средняя по объекту — 71,6 %); текущий дебит нефти скважин — 10,1 т/сут (средний по объекту — 19,4 т/сут); средний дебит жидкости — 236 м3/сут (68,3 м3/сут). Высокие отборы жидкости и обводненность скважин-кандидатов обусловлены непосредственным влиянием нагнетательных скважин вследствие неравномерного вытеснения нефти водой (рис. 1). Продуктивный разрез скважин с высокой расчлененностью пласта (более 5) представлен прослоями различной проницаемости. При этом в первую очередь вырабатываются высокопроницаемые прослои, низкопроницаемые прослои слабо вовлечены в разработку.

Рис. 1. Схема расположения реагирующих скв. 36 и 39 Тайлаковского месторождения

Добывающие скважины выбирались в соответствии с критериями технологии ограничения водопритока с применением реагента АС-CSE-1313. Динамика работы скважин до и после воздействия представлена в таблице. Результаты ПГИ (расходометрия) до/после ограничения водопритока свидетельствуют о блокировании высокопроницаемых водопромытых прослоев и подключении новых к эксплуатации (рис 2). По всем выполненным скважино-обработкам отмечаются снижение qж в среднем на 30 %, обводненности — на 6–9 % и прирост qн в среднем на 5,6 т/сут (см. таблицу). Расчет экономической эффективности проекта реализации технологии ограничения водопритока в четырех скважинах Тайлаковского месторождения показал успешность выполненных работ: индекс рентабельности PI равен 2.

Номер скважины qж, м3/сут qн, т/сут В, % Нд
39 215/168 7,6/5,9 96/96 1748/2465
705 104/40 6,3/12,0 93/66 2531/2308
503 250/178 4,4/9,4 98/94 1522/2748
36 496/374 13,1/26,4 97/92 1672/2437

Примечания. 1. qж, qн — дебит соответственно жидкости и нефти; В — обводненность; Нд — динамический уровень. 2. В числителе приведены показатели до ограничения водопритока, в знаменателе — после проведения мероприятий (на 08.03.17 г.)

На основании результатов выполненных работ были уточнены критерии применимости технологии: дебит жидкости — более 400 м3/сут; проницаемость — не менее 0,01 мкм2; перепад давления при закачке рабочего раствора — не более 8 МПа. Рекомендовано продолжить проведение данного вида геолого-технических мероприятий на юрских пластах Тайлаковского и Аригольского месторождений, а также на месторождениях с аналогичными геолого-физическими характеристиками.

Рис. 2. Результаты ПГИ до и после ограничения водопритока в скв. 705 (а) и 503 (б) (Т. з — текущий забой)

Список литературы

  1. Петров Н. А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков. — М.: Химия, 2005. — 171 с. 
  2. Дубинский Г. С. Технология ограничения водопритока в скважину в условиях различных месторождений // В сб. Методы увеличения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов. Проблемы и решения. — 2003. — Вып. 4. — С. 136–137. 
  3. Блажевич В. А., Умрихина Е. Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. — М.: Недра, 1974. — 166 с. 

Также вы можете загрузить данную статью в формате PDF (файл для загрузки любезно предоставлен нам редакцией журнала).

См. также: