Нефтесервис, 2010
А. МИКОВ к. т. н., генеральный директор ЗАО «Полиэкс»
Л. КАЗАКОВА к. х. н., зам. директора по сервису ЗАО «Полиэкс»
А. МОКРУШИН директор по сервису ЗАО «Полиэкс»
В. ЖУРАВЛЕВ к. т. н., директор по маркетингу ЗАО «Полиэкс»
Е. МАТРОС химик-технолог, ООО «Полиэкс-Ижевск»
Т. ЧАБИНА к. х. н., зав. лабораторией технологии добычи нефти и газа
С. КОНДРАТЬЕВ нач. отдела планирования и мониторинга методов ПНП, ООО «ПермНИПИнефть»
В условиях нефтенасыщенных коллекторов достижение высоких значений коэффициента охвата при разработке залежей методами заводнения требует решения целого ряда дополнительных задач, связанных с исследованиями причин и характера преждевременного обводнения продуктивных пластов. На основе полученной информации осуществляется выбор эффективных методов ограничения движения вод и оптимальных условий применения их в системе разработки месторождений с целью повышения кин. Одним из таких методов является создание водонепроницаемых барьеров в призабойной зоне пласта, для чего в нее вводят специальные тампонирующие составы.
Основные причины обводнения продукции скважин разделяют на технические, геолого-физические и технологические. Группа технических причин включает в себя нарушения герметичности эксплуатационной колонны вследствие ослабления резьбовых соединений, коррозионного разрушения, механического повреждения при ремонтных работах, а также нарушений целостности цементного камня за пределами продуктивного интервала перфорации. Методы восстановления технического состояния крепи скважины предусматривают цементирование заколонного пространства и ликвидацию нарушений обсадных колонн нагнетанием тампонирующего материала, установкой перекрывающих устройств. В результате устранения нарушений в крепи скважины обеспечивается изоляция притока посторонних вод, не участвующих в вытеснении нефти, что гарантирует бесперебойную и эффективную эксплуатацию скважин.
При ремонтно-изоляционных работах (РИР) применяется технология, основанная на создании непроницаемого барьера в призабойной зоне скважины на пути движения воды. Для создания водо - изолирующего экрана в зонах высокой проводимости при наличии заколонных перетоков, прорывов и перетоков газа, а также нарушений эксплуатационных колонн необходимо применять изолирующий состав, в качестве которого предлагается использовать новый тампонажный состав «Репласт», способный решить поставленные задачи.
Тампонажный состав «Репласт»
Водный раствор «Репласта» в рабочей концентрации характеризуется подвижностью и прокачиваемостью в начальный период и обеспечивает стабильный рост структурно-механических свойств после реакции с хлористым кальцием в течение длительного периода времени. Механизм действия «Репласта» основан на быстром оседании из раствора осадка, обладающего закупоривающим действием относительно проницаемой части коллектора. Физико-химическая характеристика «Репласта» представлена в табл. 1.
Лабораторные исследования
Закупоривающая способность «Репласта» изучалась в лабораторных условиях в процессе проведения фильтрационных опытов на установке УИПК с использованием образцов карбонатного керна с трещиной и первоначальной газопроницаемостью 1308,7 мД. Дополнительно проницаемость трещины была увеличена до 5254 мД путем кислотного воздействия. Методика проведения лабораторного эксперимента следующая:
- определение проницаемости по пластовой воде;
- закачка 0,5-0,7 Vпор раствора CaCl2, (удалить остаток из трубок);
- закачка 0,5-0,7 Vпор «Репласта» (при резком подъеме давления выше допустимого закачку прекратить);
- продавка «Репласта» раствором CaCl2 (0,2 Vпор) с буфером пресной воды для предотвращения реакции в трубках;
- выдержка под давлением на реагирование (6 часов);
- определение проницаемости по пластовой воде.
Результаты представлены на рис. 1, из которого видно, что при первоначальном давлении 0,05 атм фильтрация воды через образец с «Репластом» отсутствует. При дальнейшем увеличении перепада давления вытеснения до 0,75 атм (в 18 раз) появилась проницаемость 0,42 мД, а при ∆Р 2,9 атм (увеличение более чем в 50 раз) зафиксирована проницаемость всего 2 мД. При фильтрации с возвращением к первоначальному перепаду давлений, соответственно, снижалась и проницаемость образца вплоть до полного прекращения фильтрации. Следует отметить, что в экспериментах ни разу не наблюдался вынос реагента из образца даже при повышении давления.
На рис.2 представлен внешний вид образца керна до и после фильтрации «Репласта». Видно, что по всей поверхности керна реагент проникает на сравнительно небольшую глубину. В основном тампонирующий материал кольматирует трещину вплоть до полного прекращения фильтрации через изолированную зону.
Лабораторные исследования показали, что применение тампонирующего состава «Репласт» способствовало снижению проницаемости даже высокопроницаемого образца вплоть до ее полного отсутствия. Чтобы восстановить незначительную фильтрацию, необходимо повысить давление более чем в 50 раз. В связи с тем, что кинетика процесса вытеснения на стандартных образцах керна в полной мере не отображает истинной картины в условиях скважины, для необратимой и полной изоляции нарушений в скважине в технологический процесс введена операция дозакрепления «Репласта». Для этих целей был разработан специальный химреагент «Закрепитель», основой которого являются полимерные смолы, твердеющие до состояния камня. Применение «Закрепителя» в конце технологического процесса позволяет создать прочный экран, непроницаемый не только для воды, но и для газа.
Промысловые испытания технологии
Полученные результаты фильтрационных опытов были подтверждены результатами применения технологии «Репласт» при ликвидации водо- и газопроявлений на ряде скважин месторождений ОАО «Удмуртнефть» (табл. 2). Применялась технология в трещиноватых карбонатных коллекторах верейских и башкирских отложений. Из табл. 2 видно, что независимо от категории скважины (добывающая или нагнетательная) имеющиеся нарушения ликвидированы в полном объеме — от изоляции нарушений в оборудовании до изоляции прорыва газа и воды по заколонному перетоку. Приемистость изолированных нарушений отсутствует даже при повышении давления относительно первоначального в 1,7 раза. Аналогичные результаты получены при использовании технологии «Репласт» в добывающих скважинах с терригенным коллектором. Работы по технологии «Репласт» проводятся по планам, индивидуальным для каждой скважины. На рис. 3 в качестве примера представлена схема скважины с компоновкой оборудования для закачки «Репласта» в изолируемый от газоперетока интервал перфорации. Показано, что при выполнении работ на скважине применяется стандартное оборудование.
На рис. 4 представлены результаты геофизических исследований скважины до и после применения технологии «Репласт» при изоляции притока газа из верхнего интервала перфорации. Результаты обработки проявились в полной изоляции интервала газопроявлений (и. п. 3375-3395,5 м) и увеличении продуктивности скважины по добыче нефти и газа за счет включения в разработку дополнительных продуктивных пропластков.
Таким образом, проведенные лабораторные исследования и промысловые испытания позволяют рекомендовать для широкого применения технологию с использованием нетвердеющего, осадкообразующего тампонажного состава «Репласт». Рабочий раствор «Репласта» хорошо прокачивается в условиях скважины с последующим набором структуры в пласте в присутствии солей кальция. Дозакрепление «Репласта» химреагентом «Закрепитель» позволяет провести РИР с высоким качеством с необратимой ликвидацией заколонных и внутрипластовых перетоков газа и воды, устранить нарушения в оборудовании, ограничить поступление воды и газа из обводнившихся пропластков продуктивного пласта.