На правах рукописи НАСРЫЕВ АЙНУР МАНСУРОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ
advertisement
На правах рукописи НАСРЫЕВ АЙНУР МАНСУРОВИЧ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ ДЛЯ НЕОДНОРОДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НА ОСНОВЕ АЛЮМОСИЛИКАТНЫХ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата технических наук Уфа-2015 2 Работа выполнена на кафедре «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Научный руководитель доктор технических наук, Ленченкова Любовь Евгеньевна Официальные оппоненты: Газизов Айдар Алмазович, доктор технических наук, генеральный директор ОАО НПФ «Иджат»; Волошин Александр Иосифович, доктор химических наук, эксперт по осложнениям в добыче нефти ООО «РН-УфаНИПИнефть». Ведущая организация: Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" Защита состоится «4» июня 2015 года в 16:00 часов на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1. С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» и на сайте http://www.rusoil.net/ Автореферат разослан «10 Учёный секретарь диссертационного совета 3 ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы В настоящее время более 90% всей добываемой нефти извлекается на месторождениях с применением метода заводнения пластов. Однако, процесс заводнения месторождения ускоряет неравномерное продвижение фронта вытеснения нефти водой по толщине пласта и по площади. Этот процесс характерен для месторождений с высокой степенью неоднородности, где опережающими темпами обводняются высокопроницаемые пропластки. Причем прорыв воды к забою скважин и их полное обводнение происходят задолго до достижения потенциально возможных отборов нефти из скважин. Это резко снижает темпы текущих отборов нефти, эффективность воздействия системы поддержания пластового давления, увеличивает нагрузку на системы сбора и подготовки нефти, и к другим отрицательным последствиям. Преждевременное обводнение приводит не только к блокированию части нефти в пласте и ее безвозвратным потерям, но и к существенному увеличению затрат при добыче нефти. В связи с этим снижение объемов попутно-добываемой воды путем применения эффективных изоляционных технологий на основе применения управляемых осадко-гелеобразующих составов является актуальной задачей. Внутрипластовое гелеобразование позволяет создавать зоны (барьеры и экраны) с повышенным фильтрационным сопротивлением, исключать прорывы воды по высокопроницаемым пропласткам, при этом, изменяя направление фильтрационных потоков, появляется возможность вытеснять нефть из низкопроницаемой зоны коллектора. Наряду с бесспорными преимуществами указанной технологии существует ряд недостатков, основными из которых являются: низкая проникающая способность гелеобразующих составов в матрицу пласта, отсутствие возможности управлять временем гелеобразования, недостаточно высокие прочностные характеристики в пластовых условиях, большая чувствительность к пластовым флюидам и температуре, токсичность химических реагентов, высокая стоимость и 4 т.д. В связи с этим возникает необходимость в разработке новых гелеобразующих композиций лишенных указанных недостатков на основе доступных и недорогих химических реагентов. Решению этих проблем и посвящена эта работа. Целью работы является повышение производительности скважин путем регулирования коэффициента приёмистости в неоднородного коллектора применением управляемых гелеобразующих с высокопроницаемых зонах композиций на основе двухкальциевого силиката натрия. Основные задачи исследований 1. Обобщить опыт применения осадко-гелеобразующих композиций и составов в различных геолого-физических условиях и установить критерии их эффективного применения. 2. Определить геолого-физические и технологические условия применения метода ограничения водопритоков и регулирования коэффициента охвата при осуществлении воздействия гелеобразующей композиции «Сиенит» в условиях Ромашкинского месторождения ОАО «Татнефть» и выявить факторы, влияющие на эффективность его применения. 3. Обосновать методические приемы прогнозирования степени обводнения добываемой продукции скважин и технологическую эффективность использования гелеобразующей композиции (ГОК) с учетом гидродинамического взаимодействия скважин на объекте воздействия. 4. Обосновать и установить реологические и фильтрационные зависимости нового гелеобразующего состава на основе двухкальциевого силиката для условий Юсуповской площади Арланского нефтяного месторождения. 5. Разработать методику расчёта технологических параметров (объем композиции и радиуса проникновения в пласт) применения ГОК «КАС» и алгоритм принятия решений по выбору скважин кандидатов реализуемого процесса. 6. Обосновать экспресс-методику прогнозирования оптимального времени гелеобразования с учетом температуры и плотности композиции в пластовой среде. 5 Методы решения поставленных задач Поставленные стандартных задачи физических решались и с использованием физико-химических современных лабораторных методов исследований, а также с применением методик планирования эксперимента и статистических методов обработки исследований методами нечёткой логики и главных компонент с привлечением современных программных продуктов (Statistica 10.0, SPSSStatistics 17.0, MathCAD 14). Научная новизна 1. Выявлены нелинейная зависимость кинетики гелеобразования водоизоляционной неорганической композиции «КАС», представляющей собой кислотный раствор двухкальциевого силиката, от температуры, времени перемешивания состава, концентраций исходных компонентов, а также линейная зависимость кинетики гелеобразования от минерализации пластовой воды, для последующего учета при планировании технологии блокирования промытых зон пласта с высокой степенью эффективности. 2. Установлены зависимости, позволяющие прогнозировать изменения обводненности продукции скважин, при условии блокирования промытых зон пласта на основе использования полученных закономерностей их обводнения, выявленных при обобщении промыслового опыта применения гелеобразующей композиции «Сиенит». Защищаемые положения 1. Математические закономерности влияния геолого-физических и технологических параметров на эффективность, реализуемого на 9-ой залежи и Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, технологического процесса, применения гелеобразующей композиции «Сиенит», на основе использования многофакторного регрессионного анализа и метода марковских цепей, позволяющих повысить эффективность применения указанного метода ограничения водопритоков в высокопроницаемых обводненных зонах пласта и достоверность прогноза данного метода воздействия. 6 2. Методический подход прогнозирования времени гелеобразования композиции «КАС» в пластовой среде с учетом влияния изменения плотности и температуры состава. 3. Алгоритм принятия решений при выборе скважин кандидатов для установления изоляционных экранов в высокопроницаемой зоне пласта с учетом изменения коллекторских свойств пласта, обводненности и дебитов скважин, и остаточных извлекаемых запасов. 4. Определены возможности использования разработанных методик расчета успешности применения технологии ограничения водопритоков с учетом гидродинамического взаимодействия скважин. Практическая значимость работы 1. Разработана методика прогнозирования обводненности при реализации технологии ограничения водопритоков с применением гелеобразующей композиции «Сиенит», которая внедрена ООО «ЛеЛ» на Ромашкинском месторождении ОАО «Татнефть». 2. Подготовлена программа по применению композиции «Сиенит» на месторождениях ОАО «Татнефть», утвержденная начальником управления Нефтехимсервис ОАО «Татнефть». 3. Подготовлена инструкция проведения опытно-промысловых работ по методу ограничения водопритоков на основе применения композиции «Сиенит» для условий Ромашкинского месторождения ОАО «Татнефть», утвержденная главным геологом ОАО «Татнефть». 4. Результаты диссертационной работы использованы при выполнении курсовых и дипломных проектов, а также при чтении лекций и проведении лабораторных и практических занятий по дисциплине «Технология и техника методов увеличения компонентоотдачи пластов» для бакалавров направления 131000 – «Нефтегазовое дело». Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались: на 63-ей научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. 7 УГНТУ, Уфа, 2012 г.; на 64-ой научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных, УГНТУ, Уфа, 2013 г.; на III-ей Всероссийской научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» в рамках III-го международного форума «Большая химия», г. Уфа 2013 г.; на 65-ой научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных, УГНТУ, Уфа, 2014 г.; IV-ой Всероссийской научно-практической конференции «Практические аспекты нефтепромысловой химии» в рамках IV-го международного форума «Большая химия», г.Уфа 2014 г.; VII-ой Международной научно-практической конференции молодых учёных «Актуальные проблемы науки и техники-2014», УГНТУ, Уфа 2014 г. Публикации. Основные научные положения и результаты диссертационной работы освещены в 11 печатных работах, в том числе, 3 статьи в журналах, рекомендованных ВАК РФ. Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, основных выводов и заключения. Список используемой литературы включает 111 наименований. Работа содержит 21 таблицу, 92 рисунка и 2 приложения. В процессе выполнения исследований автор пользовался советами и консультациями своего научного руководителя д.т.н., профессора Л. Е. Ленченковой, которой глубоко благодарен. Автор выражает благодарность: профессорско-преподавательскому составу кафедры РНГМ и её заведующему профессору д.т.н. Ю.В. Зейгману за ценные советы и замечания, полученные в ходе выполнения диссертации. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность проблемы, поставлены цели и задачи исследований, а также сформулированы положения научной новизны и практической значимости представленной работы. В первой главе обобщен промысловый опыт применения потокоотклоняющих технологий на месторождениях России и за рубежом. 8 Проведенный анализ применения различных осадко-гелеобразующих составов выявил необходимость и определил приоритеты по дальнейшему поиску новых эффективных гелеобразующих составов с высокими прочностными характеристиками и управляемым временем загеливания, способных блокировать высокопроницаемую и обводненную зону пласта с учетом геолого-физических особенностей объектов разработки. Значительный вклад в решение поставленных задач вложили следующие отечественные и зарубежные учёные: Абызбаев И.И., Алтунина Л.К., Алмаев Р.Х., Андреев В.Е., Антипин Ю.В., Баймухаметов К.С., Басниев К.С., Батурин Ю.Е., Боксерман А.А., Булыгин В.Я., Вахитов Г.Г., Волошин А.И., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Галев Р.Г., Гафаров Ш.А., Говура В.Е., Горбунов А.Т., Дияшев Р.Н., Ентов В.М., Жданов С.А., Закиров С.Н., Зейгман Ю.В., Ибатулин Р.Р., Ибрагимов Г.З., Иванова М.М., Котенев Ю.А., Кудинов В.И., Кучумов Р.Я., Леви Б.М., Ленченкова Л.Е., Лозин Е.В., Лысенко В.Д., Мищенко И.Т., Мирзаджанзаде А.Х., Муслимов Р.Х., Мухаметшин В.Ш., Мухарский Э.Д., Нугаев Р.Я., Рогачев М.К., Стрижнев К.В., Сучков Б.М., Сургучев М.Л., Тимашев Э.М., Токарев М.А., Телин А.Г., Уметбаев В.Г., Фазлыев Р.Т., Фахретдинов Р.Н., Федоров К.М., Хавкин А.Я., Хайрединов Н.Ш., Хисамов Р.С., Хисамутдинов Н.И., Щелкачев В.Н., Юсупов И.Г., Lake L., Lane R.S., Seright R., Sydansk R.D., Ken Sorbie, Magny Bjarsvik и многие другие. Во второй главе приведены результаты обобщения геолого-промысловых характеристик Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения и выполнен анализ динамики показателей разработки по пластам Д1, Д2, указанного месторождения. Отмечено, что объект характеризуется высокой степенью зональной неоднородности, приводящей к преждевременному обводнению высокопроницаемых пропластков и, как следствие, снижению дебитов нефти и повышению обводненности добываемой продукции скважин. Поэтому главной задачей рациональной разработки указанных объектов является повышение коэффициента охвата пласта заводнением за счет подключения в работу ранее слабодренируемых, нефтенасыщенных, низкопроницаемых 9 пропластков коллектора путём блокирования высокопроницаемых водонасыщенных зон пласта гелеобразующими композициями. В третьей главе представлены результаты анализа и обобщения промыслового опыта применения гелеобразующей композиции «Сиенит» на 9-ой залежи и Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения. На указанных объектах в период с 2001 по 2010 гг. осуществлялась закачка гелеобразующей «Сиенит» композиции в 77-ми добывающих и 2-х нагнетательных скважинах. В ходе проведения опытно-промысловых испытаний (ОПИ) по закачке гелеобразующей композиции «Сиенит», осуществлялся контроль за изменением показателей разработки и коэффициента охвата пластов, в том числе с использованием геофизических исследований. Технологическая эффективность от проведенных ОПИ устанавливалась в зависимости от изменения дебитов нефти, обводненности и отборов извлекаемых запасов, и оценивалась по величине дополнительной добычи нефти. Отмечено, что среднесуточный дебит по нефти изменился в 95% скважин от общего анализируемого фонда. Все скважины были разбиты на 4 группы. Так в первую группу А, с дебитом нефти от 0 до 1 т/сут, (до закачки гелеобразующей композиции (ГОК) «Сиенит») отнесены 49% скважин от анализируемого фонда, после закачки, доля скважин в данной группе уменьшилась до 19%. Во второй группе В, с дебитом нефти от 1 до 3 т/сут, (до закачки ГОК) доля таких скважин составляла 18 %, после закачки доля скважин в данной группе увеличилась до 27%. В группу С, отнесены скважины с дебитом нефти от 3 до 5 т/сут, доля скважин изменилась соответственно от 6 до 20%. В группу D дебитом нефти более 5 т/сут, доля скважин составляла 2 %, после закачки увеличилась до 9%. Установить закономерности изменения обводненности в указанных группах не удалось. На рисунке 1 представлены изменения обводненности в ходе промыслового эксперимента, полученные по 77 скважинам. Так в 2% скважин обводненность выросла в среднем на 5%, в 16% скважинах обводненность осталась на прежнем уровне. В 54% скважин обводненность снизилась от 2-х до 10 20%, значительное снижение обводненности (свыше 20%) отмечено в 28% скважин анализируемого фонда. Доля скважин, % 60 50 40 30 20 10 0 54 28 16 2 Увеличилась Обводненность не С изменением С максимальным изменилась обводненности от изменением 2 до 20% обводненности более 20% Рисунок 1 – Изменение обводненности в ходе промыслового эксперимента опытных объектов (9-я залежь объекты № 1, 2 и Абдрахмановская площадь Ромашкинского месторождения объект № 3) При расчёте дополнительной добычи нефти с помощью характеристик вытеснения учитывалось взаимодействие скважин и отклик добывающих скважин на закачку гелеобразующей композиции «Сиенит» по методике Спирмена и Кендала, степень неопределённости выбора параметров по указанным методикам оценивалась с учетом их значимости по критериям Стьюдента. выявления величины технологической эффективности С целью осуществлено группирование скважин с учётом фактических показателей дополнительной добычи нефти (ДДН), полученной по расчётным методикам (таблица 1). Доля скважин с отсутствием технологического эффекта составляла 4%, доля скважин, в которых эффект не превышал 100 т – 20%; прирост дополнительной добычи нефти от 100 до 500 т получен в 33% скважин; доля скважин с ДДН более 1000 т – 27%. Кроме того, в ходе анализа учитывались такие параметры как длительность эффекта и остаточные извлекаемые запасы. На опытных участках, представленных бобриковским горизонтом удельная дополнительная добыча нефти (УДДН) составила 946,4 т/скв., девонскими отложениями – 542,4 т/скв., кизиловскими отложениями – 116 т/скв. Выявлена зависимость ДДН от отбора 11 извлекаемых запасов на 9-ой залежи Ромашкинского месторождения (рисунок 2). Отмечена тенденция к повышению дополнительной добычи нефти при снижении значения отбора извлекаемых запасов. В ходе анализа оценена зависимость длительности эффекта и обводненности от типа коллектора по все трём анализируемым объектам месторождения, так на бобриковском горизонте при длительности эффекта от 18 до 24 месяцев больше всего наблюдалось снижение обводненности (от 20% до 36%); на девонском горизонте при той же длительности эффекта отмечено меньшее снижение обводненности – от 6 до 20%, а на кизиловском горизонте обводненность снизилась незначительно (на 1-3%). Таблица 1 – Группирование скважин по эффекту Группа Эффект 1 2 3 4 5 6 отсутствует очень низкий низкий средний умеренный высокий очень высокий Отбор от извлекаемых запасов, д.ед. 7 Изменение обводненности, % 0% 0-2% 2-5% 5 - 10 % 10 - 20 % 20 - 30 % ДДН, т Длительность эффекта ОИЗ, д.ед. 0 0 - 50 50 - 100 100 - 500 500 - 1000 1000 - 2000 0-6 6 - 12 12 - 18 18 - 24 24 - 30 30 - 36 >1 0,95-0,99 0,8-0,95 0,7-0,8 0,5-0,7 >30 % >2000 >36 0-0,5 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 y = -0,0002x + 1,0214 R² = 0,8119 0 500 1000 1500 2000 ДДН, т/скв 2500 3000 Рисунок 2 – Зависимость дополнительной добычи нефти от отбора извлекаемых запасов по объекту № 1 (9-я залежь Ромашкинского месторождения) Выявлено влияние кратности обработок гелеобразующей композиции «Сиенит» на величину ДДН, так при повторной закачке геля получены 12 значительные технологические эффекты. Например, по скважине № 17384 после 1-ой обработки ДДН составила 3769 т нефти, при длительности эффекта 13 месяцев, после 2-ой обработки этой же скважины, ДДН составила 1218 т при длительности эффекта 32 месяца. По скважине 17382 после 1-ой обработки наблюдался незначительный эффект – 125 т в течение 3-х месяцев, а после 2-ой обработки ДДН увеличилась до 2219 т при длительности эффекта в течение 31 месяца (рисунок 3). Рисунок 3 – Зависимость дополнительной добычи нефти (ДДН) от кратности обработок Для прогнозирования изменения обводненности при реализации рассматриваемой технологии в аналогичных геолого-физических условиях, предложен метод марковских цепей. Для этого обоснован комплексный параметр, учитывающий изменение объёмов попутно-добываемой воды, депрессии на пласт и длительность эффекта, позволяющий после проведения мероприятий определить вероятное состояние степени снижения обводненности продукции скважин. Кроме того учёт данного параметра позволяет проследить за изменением коэффициента продуктивности по скважинам в процессе проведения технологической операции. Отношение удельной добычи попутно-добываемой воды к средней депрессии за время анализа позволяет учитывать возможное отрицательное влияние недостоверной информации, например, величины депрессии на пласт, которая может быть определена в промысловых условиях с большой погрешностью. Расчёт величины удельной добычи попутно-добываемой воды выполнялся на основе определения среднего коэффициента продуктивности 13 по скважинам Kпрод_ср, а также средней по всем скважинам среднесуточной добычи жидкости за время анализа (формула 1). Прогнозирование величины обводненности с учетом комплексного параметра выполнялось для условий 9-ой залежи Ромашкинского месторождения. Q 30 К прод_ср Qв 30 Q в , ΔР ср Q ж.ср (1) где Кпрод_ср – средний по скважине среднесуточный коэффициент продуктивности, т/(сут*атм.); Q*– месячная суммарная добыча воды, т/(мес.*атм.); Qв – среднесуточная добыча воды, т/сут.; Qж.ср. – средняя по скважине среднесуточная добыча жидкости за время анализа, т/сут.; ΔPср – средняя депрессия, МПа. Рисунок 4 – Динамика добычи удельной попутно добываемой воды а) для скв. № 8964 и б) для скв. № 17381 В виде примера на рисунке 4 по скважинам № 8964 и 17381, приведена динамика добычи удельного объёма попутно добываемой воды, рассчитанная по формуле (1). Как видно из рисунка 4, после закачки ГОК «Сиенит» величина 14 удельной добычи попутно добываемой воды падает до определённого уровня. После этого наблюдается плавный рост этого показателя до первоначальных значений. Так, для скважины № 8964 длительность эффекта составила 33 месяца, а для скважины №17381 – 41 месяц. Рисунок 5 – Граф цепи Маркова для результатов водоизоляционных работ гелеобразующей композиции «Сиенит» на залежи № 9 Ромашкинского месторождения с тремя состояниями обводненности: А - обводненность менее 85%; B - обводненность 85-90%; С - обводненность 90-95% Непосредственная схема цепи по методу Маркова, которая предусматривает прогнозирование процесса обводнения по объекту разработки и по которой отслеживается переход из одного состояния в другое, приведена на рисунке 5. Данный подход позволяет оценить наиболее вероятную обводненность скважин после проведения мероприятий. Для этого все скважины были разбиты на три вероятностных состояния (рисунок 5). Динамика вероятностных состояний по группам скважин A, B, C показана на рисунке 6. Из рисунка 6 видно, что за три временных интервала после проведения ОПИ для условий 9-ой залежи характерно снижение обводненности ниже 85% (состояние А). Для состояния B до проведения ОПИ, вероятность перехода в состояние A в течение первых трёх временных интервалов после мероприятия составляет 0,5. Для скважин, которые находятся в состоянии С, вероятность перехода в состояние А составляет 0,375, а в состояние В – 0,5. Из вышесказанного, следует, что состояние A является поглощающим состоянием, при долгосрочном прогнозе процесса обводнения всех 15 обработанных скважин, наиболее вероятным будет снижение обводненности ниже 85%. В ходе анализа ОПИ по технологии «Сиенит», также были выявлены наиболее значимые факторы: геологические (пористость пласта, проницаемость, неоднородность коллектора и эффективная нефтенасыщенная толщина пласта) и технологические (депрессия на пласт, объем оторочки гелеобразующей композиции, обводненность и дебит нефти), влияющие на технологическую эффективность закачки ГОК «Сиенит» на 9-ой залежи Ромашкинского месторождения на основе использования различных статистических методов (главных компонент и регрессионного анализа). Выполненный многофакторный анализ показал, что из геологических факторов наибольшее влияние на ДДН оказывают проницаемость и неоднородность пласта, а из технологических – депрессия на пласт и обводненность скважины до обработки, поэтому при планировании промыслового эксперимента с целью получения высокого технологического эффекта необходимо учитывать данные параметры. Рисунок 6 – Изменение вероятностных состояний A, B и C В четвертой главе приведены результаты экспериментальных исследований физико-химических свойств, определены фильтрационные и вязкостные характеристики новой гелеобразующей композиции «КАС» на основе двухкальциевого силиката (2КС) и соляной кислоты для условий Юсуповской площади Арланского месторождения. Так экспериментальным путем установлено 16 влияние температуры, времени перемешивания и концентрации исходных реагентов на время гелеобразования и прочность геля (рисунки 7 и 8). Из представленных зависимостей видно, что с увеличением времени перемешивания происходит уменьшение количество времени нерастворимого осадка гелеобразования, также (рисунок оптимальное 7) и уменьшается время перемешивания составляет 30 минут. Зависимость пластической прочности геля от времени выдержки геля и масс. концентрации реагента 2КС в растворе, представленная на рисунке 8, показывает, что прочность геля со временем увеличивается. Кроме того с увеличением массовой концентрации реагента 2КС в растворе происходит изменение пластической прочности геля, но при этом возрастает количество осадка. Например, при массовой концентрации 12% реагента 2КС в растворе гель образуется, а количество осадка в растворе не превышает 2-3%, при массовом содержании реагента 2КС 14% гель получается более прочный, но количество осадка возрастает до 6% (рисунок 8). Время гелеобразования, час 100 90 91,3 76,4 80 86,5 70 60 58,6 50 46,7 40 36,8 25,4 17,1 20 45,3 47,5 28,5 35,3 30 53,6 10 24,5 16,4 14,3 10,5 11,3 15,8 14,6 9,5 13,9 8,5 0 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 Время перемешивания, мин где 6/8, цифра 6 – массовая концентрация водного раствора HCl, %, а цифра 8 – массовая концентрация реагента 2КС в водном растворе кислоты, % Рисунок 7 – Зависимость времени гелеобразования от времени перемешивания гелеобразующей композиции «КАС» Изучение влияния минерализации пластовых вод на время гелеобразования композиции «КАС» исследовалось при различных концентрациях реагента 2КС и соляной кислоты. Установлено, что присутствие катионов Na+, K+, Ca2+, Mg2+ в 17 кислых растворах рассматриваемого реагента 2КС, приготовленного на минерализованной воде, приводит к уменьшению времени гелеобразования по сравнению с растворами, приготовленными на дистиллированной воде. 25 20 18 кон 10% HCl, 24 часа Прочность геля, кПа 20 кон HCl 8%, 72 часа 18,4 кон HCl 10%, 72 часа 15 17,3 15,8 16 15,4 14 13,4 осадок HCl 8% 12,3 12 осадок HCl 10% 10 8,9 10 8 7,8 67,3 5 3,5 0 6 6,89 8 10 2 2,1 0,9 0 0 4 4,3 4,1 2,59 3,5 2,55 0 12 14 16 Остаток,% количество непрореагировавшего порошка кон HCl 8%, 24 часа 0 0 18 Масс. концентрация реагента 2КС в растворе,% Рисунок 8 – Зависимость прочности геля от времени выдержки геля и масс. концентрации реагента 2КС в растворе Для полученной зависимости времени гелеобразования от плотности воды был выполнен регрессионный анализ, позволивший получить однофакторную зависимость (2). Он выполнен в виде примера для соотношения компонентов в смеси 8% HCl и 10% реагента 2КС: t минер t пресн 1,15 ρ минер ρ пресн 2,16, (2) где ρминер – плотность минерализованной воды, кг/м3; ρпресн – плотность воды, кг/м3; tминер – время гелеобразования состава, приготовленного на воде с плотностью ρминер, час; tпресн – время гелеобразования состава, приготовленного на пресной воде с плотностью ρпресн, час. 18 Полученная зависимость (2) позволяет оценить изменение времени гелеобразования композиции «КАС» с учетом влияня минерализации пластовой воды. В промысловых условиях при приготовлении композиции «КАС» не удается достигать необходимой точности дозировки реагентов. Поэтому контроль за качеством приготовления композиции «КАС» в промысловых условиях возможно осуществлять при помощи экспресс-методов. Первый способ связан с изменением плотности состава «КАС» в ходе приготовления композиции. Второй экспресс-метод учитывает изменение температуры от 22 до 90 ℃. Для успешного загеливания в пластовых условиях композиций «КАС», необходимо, чтобы соответствовала плотность расчётной отобранных плотности, проб до закачки установленной в в пласт лабораторных экспериментах, при которой достигается расчётное время загеливания. Кинематическая вязкость мм2/с 35 10% "2КС"/ 8% HCl 12%"2КС"/ 8% HCl 14% "2КС"/ 10% HCl 30 25 20 15 10 5 0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 Время, час где 10/8, цифра 8 – массовая концентрация водного раствора HCl, %, а цифра 10 – массовая концентрация реагента 2КС в водном растворе кислоты, % Рисунок 9 – Зависимость изменения кинематической вязкости гелеобразующей композиции «КАС» от времени Реологические исследования выполнялись на капиллярном и ротационном вискозиметрах. Из полученных результатов эксперимента (рисунок 9) видно, что разработанный гелеобразующий состав «КАС» при различных концентрациях сухого реагента 2КС и соляной кислоты в растворе, в течение первых нескольких часов (индукционный период) представляет собой маловязкую жидкость с исходной кинематической вязкостью 1,3-2,8 мм²/с, и с последующим резким ростом вязкости и переходом раствора в гель (послеиндукционный период). 19 Блокирующая способность гелеобразующей композиции «КАС» исследовалась на фильтрационной установке с использованием образца горной породы в термобарических условиях Юсуповской площади Арланского месторождения. Характеристики образца керна и результаты фильтрационного эксперимента приведены в таблице 2 и на рисунке 10. Таблица 2 – Начальные условия и результаты фильтрационного эксперимента Градиент давления на образце керна, МПа/м Параметр Пористость образца г.п. Поровый объем Длина образца г.п. Диаметр образца г.п. Объем образца породы Расход жидкости, *10-8 Градиент давления до закачки геля Фазовая проницаемость по воде до закачки геля, *10-3 Максимальный градиент давления при прорыве воды после закачки геля Градиент давления после закачки геля Фазовая проницаемость по воде после закачки геля, *10-3 Остаточный фактор сопротивления 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 ед. измер % см3 см см см3 м3/с МПа/м мкм2 Показатель 24,7 6,2 3,8 2,8 25,1 1,73 0,53 219,5 МПа/м 90,8 МПа/м мкм2 ед. 84,7 1,4 156,8 После водоизоляции До водоизоляции 0 10 20 30 Количество прокаченных объемов пор через образец породы Vзак/Vпор, см3/см3 Рисунок 10 – Динамика градиента давления на образце керна В ходе фильтрационных экспериментов было выявлено, что остаточный фактор сопротивления составил 156,8 ед., проницаемость по воде изменилась с 219,5*10-3 до 1,4*10-3 мкм2, градиент давления увеличился с 0,53 до 84,7 МПа/м, таким образом разработанный гелеобразующий состав «КАС» способен 20 эффективно блокировать наиболее промытые участки пласта, прочность геля достаточна для того, чтобы выдержать высокие перепады давления. В пятой главе приведено обоснование технологического процесса приготовления и закачки в пласт скважин №№ 743 и 2039 Юсуповской площади Арланского месторождения гелеобразующей композиции (ГОК) «КАС». Предложена методика расчета объемов гелеобразующей композиции «КАС» и радиуса проникновения состава в пласт, с учетом геолого-физических и технологических условий разработки объекта воздействия и результатов лабораторных исследований указанной ГОК. Объем оторочки гелеобразующей композиции и удельный объем гелеобразующей композиции пласта предлагается рассчитывать по формуле 3: 2 V Vуд h π (rпзп rc2 ) m h , а радиус проникновения композиции определять по формуле 4: Q ДО R ln K QПОСЛЕ rC rПЗП e (3) R ln rC ln RK R 1 , (4) где V – объем оторочки гелеобразующей композиции, м3; Vуд – удельный объем оторочки на метр толщины пласта, м3/м; rпзп – радиус проникновения композиции, м; Rк – радиус контура питания, м; rc – радиус скважины, м; R – остаточный фактор сопротивления (определяется лабораторными экспериментами), ед.; h – водонасыщенная толщина пласта, м; m – пористость пласта, д.ед.; Qдо – приемистость скважины до закачки композиции, м3/сут; Qпосле – приемистость скважины после закачки композиции, м3/сут. Для указанных скважин выполнен расчет объемов оторочки ГОК «КАС» – по скважине № 743 объем равен 35 м3, а для скважины № 2039 – 68 м3, и радиусов проникновения, соответственно – 3,84 и 3,15 м. Данный объем следует 21 закачать в скважины для установления прочного изоляционного барьера на пути фильтрации воды высокопроницаемой зоны пласта. По скважине № 743 осуществлен прогноз технологического эффекта, длительность эффекта составит 14 месяцев, при этом обводненность снизится на 12 пунктов с 99,5% до 87%, дополнительная добыча нефти за данный период составит 364 т. Для скважины № 2039 прогнозные значения следующие: длительность эффекта составит 16 месяцев, обводненность по участку снизится в среднем на 26 пунктов с 94 до 68%, ДДН составит 2893 т. ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. Обосновано направление поиска новых эффективных неорганических гелей с управляемым временем загелевания, способных устанавливать прочные непроницаемые барьеры на пути фильтрации воды в различных геологофизических условиях. Установлены оптимальные критерии применения изоляционных гелеобразующих составов на объектах, представленных послойно неоднородными коллекторами с высокой степенью обводненности высокопроницаемых зон пласта, с извлекаемыми запасами не менее 40%, позволяющие оптимизировать процесс разработки путем повышения коэффициента охвата пласта заводнением и снизить объемы попутно добываемой воды. 2. Выполнен анализ технологической эффективности по добывающим и нагнетательным скважинам, применения гелеобразующей композиции «Сиенит» в условиях 9-ой залежи и Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения по характеристикам вытеснения, с учетом степени влияния гидродинамического взаимодействия скважин, по методике Спирмена и Кендала. Выявлены наиболее значимые факторы, влияющие на процесс воздействия гелеобразующей композиции, расположенные в порядке убывания: геологопромысловые (депрессия на пласт, обводненность, отбор от извлекаемых запасов) и технологические (объем оторочки гелеобразующей композиции и радиус проникновения ГОК в пласт), полученные с помощью методов главных компонент и регрессионного анализа. 22 3. Впервые для повышения достоверности прогнозных характеристик обводнённости продукции скважин при реализации технологии ограничения водопритоков использован метод марковских цепей на основе учета комплексного параметра, состоящего из коэффициента продуктивности и депрессии на пласт. 4. Установлен неорганической механизм гелеобразующей гелеобразования композиции «КАС», водоизоляционной заключающийся в установлении оптимального времени загеливания достаточного для реализации технологического процесса в промысловых условиях Юсуповской площади Арланского месторождения, путем регулирования исходных концентраций реагентов в широком диапазоне температур (22-90 ℃) и минерализации пластовой воды (1000-1200 кг/м3). 5. Для повышения успешности применения гелеобразующей композиции на основе двухкальциевого силиката («КАС») предложен алгоритм расчета объемов оторочек композиции геля и радиуса проникновения ее в пласт с учетом остаточного фактора сопротивления, нефтенасыщенной толщины низкопроницаемых пропластков коллектора и радиуса контура питания. 6. Полученные в ходе фильтрационных экспериментов на реальном керновом материале зависимости времени загелевания композиции «КАС» от температуры и плотности, использованы при прогнозировании времени загелевания в промысловых условиях Юсуповской площади Арланского месторождения. Основные результаты диссертации опубликованы в следующих научных трудах: В изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ: 1 повышения Ленченков Н.С. эффективности Математическое эксплуатации моделирование горизонтальных процессов скважин с применением гелеобразующих составов / Н.С. Ленченков, А.М. Насрыев, Х.И. Акчурин, Л.Е. Ленченкова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». 2012. №3. С. 392-398. URL: http://ogbus.ru/authors/Lenchenkov/Lenchenkov_1.pdf 23 2 Акчурин Х.И. Анализ эффективности водоизоляционных работ на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения методом Марковских цепей / Х.И. Акчурин, Н.С. Ленченков, А.М. Насрыев, А.Н. Галимов, Л.Е. Ленченкова // Нефтегазовое дело.-2013.-Т.11.-№2. -С. 53-56 3 Акчурин Х.И. Экспериментальные исследования технологии блокирования промытых зон пласта на основе применения гелеобразующей композиции «КАС» / Х.И. Акчурин, А.М. Насрыев, Н.С. Ленченков, Л.Е. Ленченкова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». -2014. -№5. С. 71-90. URL: http://ogbus.ru/issues/5_2014/ogbus_5_2014_p71-90_AkchurinHI_ru.pdf в других изданиях: 4 Насрыев А.М. Результаты экспериментальных исследований гелеобразующей композиции «Сиалит+» / А.М. Насрыев, Л.Е. Ленченкова // 63-я научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. –Уфа. – 2012. – С. 367-368 5 Насрыев А.М. Опыт применения гелеобразующей композиции для ограничения водопритоков скважин Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения / А.М. Насрыев, Е.В. Лепихин, Л.Е. Ленченкова // 63-я научнопрактическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа. –2012. – С. 368-369 6 Акчурин Х.И. Регулирование метода ГРП в технологиях концевого экранирования путем моделирования свойств жидкостей разрыва / Л.Е. Ленченкова, А.М. Насрыев, Х.И. Акчурин // III-я Всероссийская научнопрактическая конференция «Практические аспекты нефтепромысловой химии» в рамках III-го международного форума «Большая химия». –Уфа. –2013. – С. 55-56 7 Илаш Д.А. Реологические исследования нового гелеобразующего состава на основе жидкого стекла / Д.А. Илаш, А.М. Насрыева, А.М. Насрыев, Л.Е. Ленченкова // 65-я научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа. –2014. – с. 136 8 Гатин А.Р. Оценка рисков при проведении водоизоляционных работ на Ромашкинском нефтяном месторождении / А.Р. Гатин, Д.В. Афанасьев, И.Р. 24 Ибрагимов, А.М. Насрыев // 65-я научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. – Уфа. –2014. – с. 129 9 Акчурин Х.И. Совершенствование технологии блокирования промытых зон пласта неорганическими гелями в различных геолого-физических условиях / Х.И. Акчурин, А.И. Волошин, А.М. Насрыев, А.Р. Гатин, Д.А. Илаш, Л.Е. Ленченкова // «Практические IV-я аспекты Всероссийская научно-практическая нефтепромысловой химии» в конференция рамках IV-го международного форума «Большая химия». – Уфа. –2014. – С. 70-71. 10 Насрыев А.М. Моделирование процесса гелеобразования в неоднородно поровом коллекторе на основе применения алюмосиликатной композиции / А.Р. Гатин, А.М. Насрыев, Л.Е. Ленченкова // Актуальные проблемы науки и техники2014: VII-я Международная научно-практическая конференция молодых ученых, УГНТУ, – Уфа. –2014. – с. 69. 11 Насрыев А.М. Совершенствование технологий ограничения водопритоков в скважинах с нарушением целостности колонны при помощи физико-химических методов на Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения / А.А. Насрыева, А.М. Насрыев, Л.Е. Ленченкова // Актуальные проблемы науки и техники-2014: VII-я Международная научно-практическая конференция молодых ученых, УГНТУ, – Уфа. –2014. – С. 70-71.
