в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения
advertisement
ОАО «Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности» (ОАО «НижневартовскНИПИнефть») УДК 622.276 На правах рукописи Канзафаров Фидрат Яхьяевич ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений ДИССЕРТАЦИЯ на соискание ученой степени доктора технических наук Нижневартовск – 2014 2 ОГЛАВЛЕНИЕ Введение…………………………………………………………………… 4 1. ОБОБЩЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ, ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ………. 1.1. Смачивание нефтью стенок частиц горных пород…………………. 1.2. Образование адсорбционных слоев и пленок нефти……………….. 1.3. Реологические свойства нефти в граничных слоях………………… Выводы по главе 1………………………………………………………... 13 14 24 30 40 2. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ РАЗРАБОТКИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ…………... 2.1. Особенности разработки и эксплуатации месторождения………… 2.1.1. Этапность разработки……………………………………………… 2.1.2. Особенности проектирования разработки……………………….. 2.1.3. Методы увеличения нефтеотдачи пластов………………………… 2.1.3.1. Применение гелеобразующих систем………………………….. 2.1.3.2. Применение осадкообразующих систем………………………… 2.1.3.3. Применение физико-химических комбинированных технологий………………………………………………………… 2.1.4. Основные методы воздействия на призабойную зону пласта….. Выводы по главе 2……………………………………………………….. 3. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ…………………………………………………. 3.1. Анализ свойств нефти и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения………… 3.2. Анализ свойств газа и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения………………………. Выводы по главе 3……………………………………………………….. 42 42 42 49 56 65 72 75 79 83 86 108 114 126 4. РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИКОХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ 127 ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ………………………………………… 4.1. Анализ причин ухудшения состояния призабойной зоны пласта…. 127 4.2. Вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин c сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов…………………….. 140 3 4.3. Ограничение водопритока в скважину………………………………. 154 4.4. Воздействие на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов……………………………………………………………. 160 Выводы по главе 4……………………………………………………….. 165 5. БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ……………………….. 5.1. Предотвращение образования солеотложений в скважинах……… 5.2. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах……………………………………………… 5.3. Анализ и исследование причин образования стойких водонефтяных эмульсий………………………………………………. 5.3.1. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий………………………………………………………………. 5.3.2. Особенности состава и свойств стойких эмульсий………………. 5.4. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин…………………. Выводы по главе 5………………………………………………………. 167 167 182 189 189 193 219 236 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ……………………… 239 Список принятых сокращений………………………………………… Библиографический список использованной литературы………… 242 246 4 Введение Актуальность работы. Особую актуальность в последнее время приобрела проблема более полной выработки запасов нефти, особенно на поздней стадии разработки месторождений. При этом закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, происходящими на поверхности контакта пластовых систем. Прямым следствием межмолекулярных взаимодействий являются процессы структурообразования и неньютоновское поведение нефти. Характерной особенностью фильтрации при этом являются фазовые переходы, с которыми связаны изменения физико-механических свойств подвижной и остаточной нефтей, степени структурирования и локальной вязкости отдельных компонентов, а также химический состав и свойства пластовых флюидов, изменяющиеся в пределах одного месторождения в процессе эксплуатации как по площади, так и по разрезу. Капиллярные и молекулярно-поверхностные явления, происходящие на поверхности контакта пластовых систем, а также изменяющийся химический состав и свойства пластовых флюидов часто не принимаются во внимание при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки. Методы и технологии по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на ранней и поздней стадиях разработки могут заметно различаться, так как в условиях трехфазной границы раздела закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, зависящими от природы поверхности породы, слагающей продуктивные пласты, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, приводящими, в конечном итоге, к снижению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для довытеснения остаточной нефти и технологий интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки должно строиться на базе экспериментальных 5 исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной адсорбированной нефти, а также пластовых и прочно связанной на основе исследований состава и свойств флюидов, изменяющихся по времени и пространству в процессе эксплуатации. К примеру, для извлечения адсорбированной нефти на поздней стадии разработки месторождения применяются, преимущественно, физикохимические, тепловые и прочие физически и химически активные технологии. Таким образом, для повышения эффективности эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки необходимо разрабатывать и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем. В диссертационной работе представлены результаты теоретических, экспериментальных и промысловых исследований, посвященных разработке и совершенствованию технологий повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти, а также борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождения. Проведены комплексные исследования, включающие обобщение и анализ результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий по следующим направлениям нефтяного производства: повышение нефтеотдачи пластов, вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин, ограничение водопритока в скважину, воздействие на призабойную зону скважины, предотвращение соле- и парафиноотложений, исследование причин и предотвращение образования стойких водонефтяных эмульсий при подготовке нефти; исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин. Цель работы – научное обоснование и разработка технологий повышения эффективности эксплуатации нефтяных месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем. 6 Объектом исследования диссертационной работы являются закономерности изменения пластовых систем при эксплуатации нефтяного месторождения, а предметом исследования – процессы повышения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти, способы борьбы с осложнениями при добыче и подготовке нефти. Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи: 1. Теоретические и экспериментальные исследования физико-химических процессов в продуктивном пласте на поздней стадии разработки месторождения; 2. Обоснование эффективности направлений эксплуатации развития скважин на технологий поздней повышения стадии разработки месторождения; 3. Разработка новых технологий повышения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождения; 4. Разработка кислотных составов и технологий обработок добывающих скважин для интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов; 5. Разработка новых технологических жидкостей, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов при их первичном и вторичном вскрытиях, а также подземном ремонте скважин; 6. Реализация результатов исследований путем проведения опытнопромысловых работ (ОПР). Методы решения поставленных задач Решение поставленных задач базируется на лабораторных и промысловых исследованиях с использованием физического моделирования изучаемых процессов. Научная новизна результатов работы 1. Проведен анализ эффективности более 60 методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП) на Самотлорском месторождении за 40 лет его эксплуатации и установлен рейтинг их перспективности: циклическое заводнение в сочетании с 7 физико-химическими методами (закачка осадко- и гелеобразующих систем), газовое и водогазовое воздействия на пласт. 2. Показано изменение свойств нефти и попутного нефтяного газа (ПНГ) в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения, на основе накопленных экспериментальных данных установлены закономерности в распределении свойств нефти и газа по пластам и по площади в процессе разработки месторождения, которые интенсификации добычи необходимо нефти и учитывать определении при поиске методов путей доразработки месторождений на поздней стадии. 3. Разработаны технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК), повышения нефтеотдачи залежей с высоковязкой нефтью, воздействия на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот. 4. С учетом особенностей физико-химических процессов, происходящих в призабойной зоне продуктивного пласта на поздней стадии разработки месторождения, разработаны технологические жидкости, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытиях, подземном ремонте скважин, составы для освоения и водоизоляции скважин. 5. В результате анализа осложненного фонда скважин Самотлорского месторождения исследованы причины и механизм образования соле- и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), проведено группирование фонда скважин по эксплуатационным параметрам и физико-химическим свойствам продукции скважин, разработаны принципы выбора наиболее эффективных ингибиторов и удалителей солеотложений и АСПО, технология подачи составов в скважину. 6. Выполнены анализ и исследование процесса образования стойких водонефтяных эмульсий на Самотлорском месторождении, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти; разработаны индикаторный способ определения источников образования стойких эмульсий, технологии их 8 предупреждения и разрушения; выполнено исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин, рекомендован ингибиторный метод защиты эксплуатационных колонн в условиях солеотложения и коррозии. На защиту выносятся: 1. Обобщение результатов исследования составов и свойств нефти и газа в процессе разработки месторождения; 2. Новые технологии регулирования процесса заводнения и воздействия на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов; 3. Новые технологические жидкости, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов; 4. Методы борьбы с осложнениями при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождения, связанными с солеотложением, АСПО, образованием стойких водонефтяных эмульсий, нарушением герметичности эксплуатационных колонн. Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций Достоверность полученных результатов подтверждается сходимостью полученных экспериментальных данных в лабораторных условиях с результатами опытно-промысловых испытаний и исследованиями других авторов. Достоверность научной новизны подтверждается 23 авторскими свидетельствами и патентами. Лабораторные эксперименты осуществляли на сертифицированном и поверенном оборудовании. Практическая ценность и реализация результатов работы 1. По разработанной технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) на Самотлорском месторождении было обработано 29 нагнетательных скважин, в каждую скважину было закачано в среднем по 35 т ОПК. В результате проведенных работ дополнительный объем добычи нефти составил 24 тыс. т. 9 2. С целью интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождения разработаны технологии и технологические жидкости, направленные на сохранение, восстановление и повышение фильтрационноемкостных свойств призабойной зоны пласта, а именно: 2.1. По технологии глушения скважин с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором на Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин, что позволило исключить потери в добыче нефти в объеме 28…40 тыс. т; 2.2. По технологии водоизоляции скважин дополнительная добыча нефти после обработки 6 нагнетательных и 1 добывающей скважин составила 5,9 тыс. т; 2.3. По технологии воздействия на призабойную зону скважины низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот (головной фракции этилацетатного производства (ГФЭАП)) дополнительная добыча нефти после обработки 5 скважин составила 13,6 тыс. т; 2.4. По технологии воздействия на низкопроницаемые заглинизированные пропластки с временной изоляцией высокопроницаемых и обводненных пропластков накопленная добыча нефти увеличилась по сравнению с базовым уровнем на 2,8 тыс. т. 3. Предложены и реализованы способы борьбы с солеотложением, АСПО, образованием стойких водонефтяных эмульсий, нарушением герметичности эксплуатационных колонн на Самотлорском месторождении и связанными с ними осложнениями. В целом в результате выполненных работ получен технологический эффект в виде сокращения сроков освоения и уменьшения обводненности продукции скважин, сохранения и восстановления продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, увеличения дебитов скважин. Внедрение разработанных технологий на предприятиях ОАО «Нижневартовскнефтегаз» и ОАО «Самотлорнефтегаз» позволило получить дополнительно 46,4 тыс. т нефти и исключить потери в добыче нефти в объеме 28…40 тыс. т. 10 4. Основные результаты диссертационной работы использованы при составлении стандартов предприятий, технологических регламентов, технических условий и инструкций, в частности: • СТП 39-5753484-069-89 «Инструкция по применению составов для водоизоляции скважин» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1989; • СТП 39-5753484-080-90 «Инструкция по технологии предотвращения отрицательного влияния химреагентов на подготовку нефти» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1989; • ТУ 38.602-22-38-92 «Ингибитор парафиноотложений «Пирс»» / ПО «Салаватнефтеоргсинтез», 1992; • СТП 5789717-10-93 «Инструкция по применению ингибитора парафиноотложений «Пирс»» / ПО «Нижневартовскнефтегаз», 1993; • Инструкция по приготовлению и применению гидрофобно- эмульсионных растворов (ГЭР) / СП «Ваньеганнефть», 1998; • Технологический регламент по технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Нижневартовскнефтегаз», 1999; • Технологический регламент на процесс ингибиторной защиты скважинного оборудования от солеотложений Самотлорского месторождения / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2007; • Технологический оборудования регламент от на АСПО процессы для защиты скважинного СНГДУ-2 / ОАО эксплуатационных колонн «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», 2008; • Инструкция добывающих по ингибиторной скважин защите Самотлорского месторождения / ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2012. Личный вклад автора В большинстве работ, опубликованных в соавторстве с коллегами, соискателю принадлежат общее руководство, постановка задач, основные идеи и разработки. Диссертационная работа является обобщением исследований автора 11 за 28-летний период работы в лаборатории нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть». Апробация результатов работы Основные положения диссертационной работы докладывались на: Второй Всесоюзной научно-технической конференции «Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин» (г. Ивано-Франковск, 1988); Всесоюзной научнотехнической конференции «Разработка и применение новых отечественных деэмульгаторов» (г. Казань, 1991); Второй, Пятой, Седьмой и Девятой научнопрактических конференциях «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-Мансийск, 1998, 2001, 2003, 2005); IV и VI Международных конференциях «Химия нефти и газа» (г. Томск, 2000, 2006); 5-ой, 6-ой и 7-ой научно-технических конференциях РГУНГ им. И.М. Губкина «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 2003, 2005, 2007); Международной научно-технической конференции «Нефть и газ Западной Сибири» (г. Тюмень, 2005); II Международной научно-практической конференции «Интенсификация добычи нефти» (г. Томск, 2006); научнопрактической конференции «Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпромнефть»» (г. Ноябрьск, 2006); семинаре «Газовые проекты в нефтяных компаниях. Проблемы использования попутного газа. Разборы реальных ситуаций» (г. Москва, 2007); на технических советах нефтяных компаний – ОАО «Нижневартовскнефтегаз», ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Самотлорнефтегаз»; на заседаниях научно-технического совета ОАО «НижневартовскНИПИнефть». Публикации Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 67 научных трудах, в том числе в 13 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, 1 монографии, получены 23 авторских свидетельства и патента. 12 Автор признателен своему научному консультанту д.т.н., профессору В.Е. Андрееву за помощь в работе, особую благодарность автор выражает д.т.н., профессору В.Г. Уметбаеву за научные консультации по главам работ, а также руководству и сотрудникам лаборатории нефтепромысловой химии ОАО «НижневартовскНИПИнефть» за поддержку и помощь в работе. 13 1. ОБОБЩЕНИЕ ТЕОРЕТИЧЕСКИХ, ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ СИСТЕМ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Интенсификация добычи нефти опирается на изучение закономерностей ее движения в нефтяном пласте. Важную роль в процессе нефтеотдачи нефтяных пластов играют молекулярно-поверхностные явления, имеющие место на границах раздела фаз, особенно на поздней стадии разработки месторождения. Рассматриваются три параметра движения нефти в пластовых условиях: 1. Смачивание нефтью стенок частиц горных пород; 2. Образование адсорбционных слоев и пленок нефти; 3. Реологические свойства нефти в граничных слоях. Изучение этих параметров осложняется тем, что они реализуются в природной системе, состоящей из нефти, породообразующих минералов, воды, растворенных в ней солей и газов, растворенных в нефти. Вытеснение нефти из пласта сопровождается изменением межмолекулярных взаимодействий, прямым следствием которых являются процессы структурообразования и неньютоновское поведение нефти. Характерной особенностью фильтрации при этом являются фазовые переходы, с ними связаны изменения физико-механических свойств подвижной и остаточной нефтей, степени структурирования и локальной вязкости отдельных компонентов. Проблема повышения степени извлечения нефти из продуктивных пластов требует детального изучения всех факторов, влияющих на нефтеотдачу. Среди них химический состав и свойства пластовых флюидов, изменяющиеся в пределах одного месторождения в процессе эксплуатации как по площади, так и по разрезу. Исходя из того, что в условиях трехфазной границы раздела закономерности движения нефти и воды в пласте и их взаимное вытеснение в значительной мере определяются капиллярными и молекулярно-поверхностными явлениями, а также физико-химическими свойствами пластовых флюидов, приводящих к снижению коэффициента нефтеотдачи, необходимо разрабатывать 14 и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений. Значительный вклад в исследование молекулярно-поверхностных явлений, физико-химических свойств пластовых флюидов, приводящих к снижению коэффициента нефтеотдачи, и в решение проблем сохранения и улучшения фильтрационных характеристик нефтяного пласта и его призабойной зоны внесли следующие ученые: А.А. Абрамзон, Р.Х. Алмаев, И.М. Аметов, В.А. Амиян, Ю.В. Антипин, К.Б. Аширов, К.С. Басниев, В.А. Блажевич, А.И. Булатов, Г.Г. Вахитов, А.Ш. Газизов, Ш.К. Гиматудинов, А.Т. Горбунов, В.В. Девликамов, Б.В. Дерягин, Р.Н. Дияшев, М.Ю. Доломатов, Ю.В. Желтов, Ю.В. Зейгман, О.Т. Золоев, Л.Х. Ибрагимов, В.Е. Кащавцев, А.Г. Ковалев, Ф.Ф. Крейг, А.П. Крылов, Н.И. Крысин, М.М. Кусаков, В.Ф. Лесничий, В.А. Леонов, Е.В. Лозин, В.Д. Лысенко, М.Р. Мавлютов, В.П. Максимов, Р.А. Максутов, И.Т. Мищенко, В.Н. Н.Н. Мамуна, И.Л. Михайлов, Мархасин, Р.Х. А.Х. Муслимов, Мирзаджанзаде, Г.А. Орлов, Ю.А. Поддубный , Ю.В. Поконова, П.А. Ребиндер, Ю.В. Ревизский, М.К. Рогачев, А.И. Русанов, Ф.Л. Саяхов, Э.М. Симкин, М.Л. Сургучев, А.П. Телков, В.И. Титов, М.А. Токарев, В.П. Тронов, А.С. Трофимов, Б.И. Тульбович, В.Г. Уметбаев, Ф.Г. Унгер, Г.И. Фукс, З.А. Хабибуллин, А.Я. Хавкин, А.И. Хазнаферов, Н.Ш. Хайрединов, Н.И. Хисамутдинов, Д.М. Шейх-Али, Н.М. Шерстнев, В.Н. Щелкачев, Д.А. Эфрос, И.Г. Юсупов и др. 1.1. Смачивание нефтью стенок частиц горных пород Структура нефтенасыщения природных пластов определяется поверхностными свойствами, микро- и макронеоднородностью пластов и их литологическим составом. В однородных пластах влияние поверхностных свойств обусловлено преимущественно смачиваемостью внутрипоровой поверхности водой и нефтью. В этих условиях существенное значение имеет тип поверхности 15 (гидрофильная или гидрофобная) породообразующих минералов [2]. Минералы, образующие нефтяные пласты и слои горных пород, через которые нефть движется к скважине, гидрофильны. Однако при контакте породообразующих минералов с нефтью их смачиваемость может сильно изменяться. В нефти содержатся разнообразные поверхностно-активные вещества (ПАВ): металлопорфириновые комплексы, нафтеновые и асфальтогенные кислоты и др., которые, адсорбируясь на поверхности минералов, могут превратить их в гидрофобные. Так как внутрипоровая поверхность состоит из минералов с различными поверхностными, химическими и адсорбционными свойствами, то могут происходить существенные изменения смачиваемости на различных участках пор. Такие изменения формируют избирательную смачиваемость, при которой одна часть коллектора является гидрофильной, а другая часть – гидрофобной. В результате формируется избирательная структура распределения нефти и остаточной воды в природном коллекторе. Помимо поверхностных свойств начальное распределение нефти и воды контролируется также и фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) коллекторов и их литологией. Установлены устойчивые связи значений остаточной водонасыщенности со значениями логарифма проницаемости пласта и его пористости [3]. Установлено [4, 5], нефтенасыщение в гидрофильных коллекторах не значительно и в процессе заводнения практически не снижается, поэтому основной объем нефти добывается в безводный период, тогда как в гидрофобных коллекторах нефтенасыщение велико и уменьшается со временем – основной объем нефти добывается в водный период эксплуатации. В гидрофильном коллекторе после прохождения фронта воды в процессе заводнения почти вся остающаяся нефть неподвижна, поэтому добыча нефти практически отсутствует; в гидрофобных коллекторах порода пласта контактирует, преимущественно, с нефтью, которая распологается в небольших порах коллектора в виде пленки, а вода – в более крупных порах [5, 6]. 16 Исследования [7] показали, что заводнение в гидрофобном коллекторе менее эффективно, чем в гидрофильном, и чтобы извлечь одинаковое количество нефти необходимо закачивать больше воды в гидрофобный коллектор, чем в гидрофильный. Высокая гидрофильность полимиктовых песчаников нижнего мела в сочетании с высокими значениями начальной водонасыщенности и малой вязкостью нефти предопределяет форму остаточной нефти месторождений Западной Сибири как капиллярно-защемленную [6]. Большая удельная поверхность полиминеральных горных пород месторождений Западной Сибири обуславливает большее преобладание в поровом пространстве каналов мелкого и среднего диаметров и, соответственно, большую удерживаемой нефти при равных проницаемостях величину и капиллярно обладает высокой адсорбционной способностью. На физико-химические свойства адсорбированной остаточной нефти влияют состав и свойства пластовых флюидов, минеральный состав скелета, образующего внутрипоровую поверхность, и характер ее насыщения, а также термобарические пластовые условия. Ориентировочно адсорбированная остаточная нефть составляет 5…15 %. Первоначальная водонасыщенность коллектора снижает адсорбцию в кварцевых и полимиктовых песчаниках с 35 % до 12 % по отношению к безводной адсорбции [8]. По своей природе основная масса породообразующих минералов гидрофильна, однако длительный контакт с ними нефти должен привести их к гидрофобизации [9]. Подтверждением этого высказывания являются опыты М.М. Кусакова и Л.И. Мекеницкой по разрыву пленки воды под каплей нефти [10]. Указанные опыты и их многократное повторение Г.А. Бабаляном, А.Е. Шейдеггером и др. показали, что во всех случаях имеет место разрыв пленки воды на породообразующих минералах под каплей нефти [11, 12]. В опытах Л.И. Орлова со свежевыбуренными кернами Туймазинского и Арланского месторождений [13] образец породы с известным объемом пор насыщался водой (использовались пресные и минерализованные воды), затем 17 помещался в глину, замешанную на нефти. По истечении трех суток образец извлекался из глины и переносился в аппарат Закса. Определение водонасыщенности образца показало, что в зависимости от типа глины и минерализации содержание воды в образце составляло 40…60 % от первоначального. Таким образом, вода вытесняется нефтью с поверхности породообразующего минерала (кварца, известняка), а нефть вытесняется водой из глинистых разностей. В результате исследований, проведенных с кернами большого числа месторождений Трейбетом и др. [14], было выявлено следующее распределение различных поверхностей в коллекторах (таблица 1.1). Таблица 1.1 – Распределение типов поверхности в коллекторах Типы поверхности Терригенные, % Карбонатные, % Гидрофильная 27 8 Гидрофобная 66 84 С промежуточной смачиваемостью 7 8 Таким образом, поверхность пор коллектора носит мозаичный характер, преимущественно, с гидрофобной и гидрофобизованной нефтью частью. Как показали опыты по динамике гидрофобизации поверхности нефтью в зависимости от времени контакта, контакт гидрофильной поверхности с нефтью более 20 суток приводит к ее гидрофобизации [15]. Наличие гидрофобных участков обусловливает прямой контакт их с нефтью и, следовательно, адсорбцию на поверхности породообразующих минералов активных компонентов нефти. При вытеснении нефти водой из гидрофильной пористой среды реализуется механизм поршневого вытеснения. Характерной особенностью поршневого вытеснения является то, что основное количество нефти добывается в безводный период при незначительном водном периоде добычи нефти. При 18 закачке уже 0,5…1,5 поровых объемов воды в гидрофильные пористые среды достигается предельная обводненность. В безводный период при этом вытесняется до 90 % всей нефти, причем безводный период обычно заканчивается при закачке всего 0,3V воды. Необходимо отметить, что в результате заводнения гидрофильных пластов вода в первую очередь фильтруется по порам мелкого и среднего диаметров, перемещая нефть в крупные капилляры, откуда она вытесняется потоком нагнетаемой воды [16]. Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов для довытеснения остаточной после заводнения нефти должно строиться на базе экспериментальных исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, макро- и микронеоднородность продуктивных пластов, распределение пор по размерам, соотношение капиллярно-защемленной и пленочной нефтей. Ряд зарубежных и отечественных авторов [16] в качестве критерия при выборе тех или иных методов воздействия на пласт пользуются капиллярности вязкостных, (Nс), безразмерным которое гидродинамических капиллярным устанавливает и связь капиллярных числом, между сил, или числом соотношением необходимых для преодоления энергетического барьера, препятствующего продавливанию глобул капиллярно-защемленной нефти через поровые каналы с минимальным сечением. Установлено, что глобулы нефти имеют равновесный для каждой скорости фильтрации размер [17]. Нарушение равновесия возможно либо за счет изменения условий вытеснения, либо за счет изменения природы вытесняемого агента. Вытеснение нефти из гидрофильных пористых сред происходит при условии превышения вязкостных сил и гидродинамического напора (скорости фильтрации) над капиллярными эффектами, зависящими от поверхностного натяжения, смачиваемости и структуры порового пространства. Поэтому полнота извлечения нефти тем больше, чем больше вязкость нагнетаемого агента, скорость фильтрации и меньше поверхностное натяжение на границе раздела «нефть – вытесняющий агент». Увеличение вязкости и скорости фильтрации приводит к деформации и дроблению капиллярно-защемленных глобул нефти и 19 отрыву от них более мелких капель, способных продавливаться через суженные участки поровых каналов. Согласно Н.Н. Михайлову [2], для оценки количественных характеристик остаточной нефтенасыщенности при капиллярном защемлении нефти необходимы данные о структуре порового пространства, смачиваемости и т.д. Кроме того, необходимо четко определять соотношение капиллярных и гидродинамических сил. Увеличение градиента давления в процессе вытеснения приводит к тому, что всё большая доля пор охватывается чисто гидродинамическим воздействием и количество капиллярно-защемленной нефти уменьшается. Вместе с тем за счет микронеоднородности поровой среды увеличение скорости фильтрации может привести к отсечению более крупных участков с повышенной нефтенасыщенностью при прорыве воды по более крупным капиллярным каналам. Зависимости коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности должны определяться для каждого объекта разработки каждого месторождения индивидуально. Различие минерального состава горной породы, свойств нефти, структуры порового пространства даже литологически близких нефтяных пластов соседних месторождений приводит к различным результатам в определении остаточной нефтенасыщенности. Для месторождений Западной Сибири особое значение на динамику вытеснения нефти водой оказывают качественный и количественный составы глинистого цемента. В таблицах 1.2 и 1.3 приводятся данные о качественном и количественном составе породообразующих компонентов и цемента полимиктовых песчаников, характерных для продуктивных отложений нижнего мела [18]. Так, для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенно влияет процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта БС16-22 СреднеБалыкского месторождения, показали, что с уменьшением проницаемости для 20 газа с 23,3·10-3 до 10,4·10-3 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме смещается в сторону больших значений нефтенасыщенности. По-видимому, данное явление обусловлено набуханием глинистого цемента, в результате которого изменяются структура и поверхностные свойства капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. Так, при проницаемости 23,3·10-3 мкм2 коэффициент вытеснения нефти водой составил 0,602 при остаточной нефтенасыщенности 0,2377, для данной проницаемости коэффициент вытеснения должен составить 0,56. Такое увеличение коэффициента вытеснения в глиносодержащих коллекторах согласуется с результатами работ Хавкина А.Я. При уменьшении проницаемости до 10,4·10-3 мкм2 коэффициент вытеснения нефти снижается до 0,4064, остаточная нефтенасыщенность составляет 0,3547. Расчетный коэффициент вытеснения нефти водой для данной проницаемости составляет 0,4339. Это свидетельствует о частичном защемлении нефти в поровых каналах низкопроницаемой пористой среды. Таблица 1.2 – Составы пород-коллекторов месторождений вартовского свода Породообразующие компоненты пород коллекторов, % Пласты (объекты) кварц суммарное сильно обломки содержание изменен- обломки кремния полевые полевых ные эффузиви слюды шпаты шпатов и полевые ных пород полевого кварца шпаты шпата АВ1 32,0 35,6 67,6 17,8 11,5 14,5 3,7 АВ2-3 34,7 36,8 72,5 36,7 74,8 13,0 11,0 БВ8 31,0 38,1 44,0 11,6 10,5 2,3 АВ4-5 20,6 21,6 75,0 23,2 11,1 8,8 4,3 БВ10 30,0 44,8 74,8 16,0 8,5 9,0 7,3 2,2 Характерной особенностью динамики вытеснения нефти водой из глинизированных коллекторов является большая продолжительность водного 21 периода. Если для низкопроницаемых неглинизированных песчаников месторождений Западной Сибири характерно типичное поршневое вытеснение, при котором конечный коэффициент вытеснения достигается при закачке 0,5…1,0 Vп воды, то для песчаников с набухающим глинистым цементом для достижения предельного обводнения требуется закачать 2…3 Vп воды. При этом добывается 16,5…32,1 % объема вытесненной нефти при уменьшении проницаемости с 23,3·10-3 до 10,4·10-3 мкм2 для БС16-22 Средне-Балыкского месторождения. Таблица 1.3 – Компоненты глинистого цемента Пласты Пленочный (объекты) хлорит, % Гидрослюда, % Каолинит, % Суммарное содержание глинистого цемента (среднее), % АВ1 АВ2-3 0,55 0,66 2,8 2,8 2,6 1,8 6,0 4,5 АВ4-5 0,55 1,9 2,8 4,8 БВ8 0,75 1,3 0,1 2,1 БВ10 0,72 1,73 0,1 2,9 Для глинизированного участка пласта БВ6 Локосовского месторождения при проницаемости 11·10-3 мкм2 в безводный период коэффициент вытеснения составил 0,348, что соответствует 72,5 % от объема вытесненной нефти. В водный период добыто 29,2 % нефти, при этом конечный коэффициент вытеснения равнялся 0,4814. В условиях полимиктового песчаника пласта ЮВ1 Покамасовского месторождения при проницаемости 26·10-3 мкм2 прорыв воды произошел при закачке ее в количестве 0,289Vп, коэффициент вытеснения в безводный период составил 0,398, а нефтенасыщенность снизилась с 0,7114 до 0,4282. В безводный период извлечено 80,45 % от общего количества добытой нефти. В водный период 22 количество закачанной воды возросло с 0,283 до 2,0Vп. Коэффициент вытеснения нефти увеличился с 0,3980 до 0,4975, остаточная нефтенасыщенность снизилась до 0,3575. В глинизированных песчаниках пластов БВ6 Локосовского и ЮВ1 Покамасовского месторождений диаграммы относительных фазовых проницаемостей имеют «псевдофобный» вид, т.е. точка равных относительных проницаемостей для нефти и воды соответствует водонасыщенности, близкой 50 %. Отмеченное связано, в первую очередь, с набуханием глинистого цемента при увеличении водонасыщенности в процессе заводнения. Вследствие этого происходит отжимание капиллярно-защемленной нефти в активную зону фильтрации и расширяется область совместной фильтрации нефти и воды. Таким образом, процесс вытеснения нефти в низкопроницаемых полимиктовых песчаниках, сцементированных малонабухающим глинистым цементом, имеет ярко выраженный поршневой характер, типичный для гидрофильных горных пород, насыщенных маловязкими нефтями. В песчаниках ачимовской толщи и юрских отложений набухание глинистого цемента увеличивает продолжительность водного периода добычи нефти и коэффициент вытеснения при проницаемости выше 10·10-3 мкм2. При сверхнизкой проницаемости (менее 10·10-3 мкм2) набухание глинистого цемента, наоборот, приводит к защемлению нефти в поровых каналах. Другими немаловажными факторами, влияющими на величину и структуру остаточной нефти, являются ее качественный и количественный составы. Увеличение содержания полярных компонентов-асфальтенов, смол, нафтеновых кислот, с одной стороны, уменьшение газового фактора и температуры, с другой, приводят к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы, увеличению доли пленочной нефти и усилению ее структурно-механических свойств. В этой связи следует упомянуть работы Тульбовича Б.И., в которых развивается взгляд на процессы формирования остаточной нефтенасыщенности на основании современных физико-химических представлений о природе и структуре пород-коллекторов и насыщающих их флюидов [3]. 23 В природных условиях основная часть нефти подвижная, неподвижная или связанная нефть располагается в замкнутой части порового пространства. С ростом степени гидрофобизации объемы связанной нефти растут. Опыт разработки показывает, что остаточное нефтенасыщение после заводнения превышает 10…20 %, что связано с усложнением структуры остаточного (неподвижного) нефтенасыщения в процессах заводнения пластов. Так как коллектор не чисто гидрофильный, а имеет гидрофобные участки, в рассматриваемых пластах формируются как капиллярно-защемленная условно подвижная остаточная нефть (ОН), так и прочно связанная адсорбированная. Остаточная нефть гидрофобных участков является неподвижной, т.е. прочно-связанной, а ОН гидрофильных участков может двигаться при определенных уловиях, прочно связанная ОН, неизвлекаемая из пласта с помощью традиционных технологий, представляет собой адсорбированную нефть, условно подвижная ОН, представленная капиллярно-защемленной ОН, извлекаемая из пласта путем проведения геолого-технологических мероприятий. Так как остаточная нефть заводненных участков пластов обладает различной степенью подвижности, то для ее эффективного доизвлечения необходимо целенаправленно воздействовать на скопления условно подвижной ОН. Для выделения именно этого типа ОН, нужно определить структуру и распределение всех видов ОН в объеме коллектора. Структуризация остаточной нефти в продуктивных пластах позволяет оценить участки с высокими значениями запасов ОН и применить различные технологии воздействия с целью их доизвлечения, а также позволяет дифференцировать остаточную нефть по видам и степени выработанности. В зонах наиболее высоких значений остаточной нефти целесообразно локальное целенаправленное воздействие на зоны коллектора: бурение дополнительных горизонтальных скважин, зарезка боковых стволов, перевод скважин с нижележащих на вышележащие горизонты. Таким образом, имея информацию о структуре и природе порового пространства, начальной водо- и нефтенасыщенности, смачиваемости, 24 проницаемости нефтевмещающих горных пород, можно прогнозировать эффективность методов увеличения нефтеотдачи для вытеснения остаточной нефти: гидродинамических, физико-химических, тепловых. В частности, для гидрофильных коллекторов целесообразно рассмотрение физико-химических методов, позволяющих за счет снижения поверхностного натяжения устранять капиллярные эффекты, или гидродинамических, позволяющих за счет увеличения скорости фильтрации уменьшать равновесный размер глобул остаточной нефти. В гидрофобных коллекторах с неоднородным распределением пор доизвлечение остаточной нефти из мелких капилляров требует такого снижения межфазного натяжения, которое может быть достигнуто только при тепловых методах увеличения нефтеотдачи. 1.2. Образование адсорбционных слоев и пленок нефти Поверхностные явления в системе «жидкость – твердая фаза» обусловлены структурно-механическими свойствами граничного слоя (ГС) жидкостей, находящихся в контакте с твердыми телами, отличающимися от свойств жидкости в объеме [19]. Изучение граничных слоев на поверхности тел проводилось в основном П.А. Ребиндером, Б.В. Дерягиным, Г.И. Фуксом, А.С. Ахматовым, Ф. Боуденом, Ю.С. Липатовым. ГС были обнаружены рентгеноструктурными методами при измерении диэлектрической проницаемости [20]. На базе адсорбционного слоя формируется ГС нефти, который по составу отличен от нефти в объеме и обладает повышенной вязкостью и предельным напряжением сдвига. Толщина, реологические характеристики ГС находятся в зависимости от свойств породообразующих минералов и компонентного состава нефти и могут отличаться не только у нефтей разных месторождений, но и различаться в пределах одного месторождения, в разных горизонтах и скважинах. ГС формируются асфальтенами, смолами, металлопорфириновыми соединениями нефти и другими ПАВ. Строение ГС не постоянно по всей его толщине. На поверхности минерала располагаются молекулы наиболее поверхностно-активных компонентов нефти, 25 затем самые высокомолекулярные и соответственно наименее растворимые асфальтены, на периферии – низкомолекулярные асфальтены и смолы. При 20 °С толщина ГС нефтей лежит в пределах 0,1…2,0 мкм, изменение температуры ниже 50…60 °С мало влияет на толщину ГС. С увеличением содержания асфальтенов до 5…7 % толщина ГС нефти растет, а в дальнейшем стабилизируется. Влияет также количество смол и парафина. При прочих равных условиях ГС нефти на поверхности известняков и слюды больше, чем на кварце и песчаниках [21]. Сопротивление сдвигу граничных слоев нефти выше, чем в объеме жидкости. Вязкость возрастает в 10…15 раз, появляется предел текучести, ниже которого они вообще не смещаются. От свойств ГС нефти и воды зависят кинетика разрушения адсорбционных слоев, отрыв и прилипание капель нефти на поверхности породы, а также возможность продвижения жидкости, не связанной молекулярно- поверхностными силами в пористой среде. ГС уменьшают эффективное сечение пор каналов коллектора, через которые вытесняется нефть в пористых породах, толщина ГС в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых каналов, при радиусе которых меньше 4…6 мкм они становятся непроходимыми для жидкостей, при этом уменьшается проницаемость и увеличивается микро- и макронеоднородность коллектора, что приводит, в конечном итоге, к снижению нефтеотдачи. В результате адсорбции активных компонентов на поверхности нефтевмещающих пород формируются аномальные нефтяные слои. Косвенно о значительной толщине нефтяных пленок можно судить по затуханию скорости фильтрации нефти [22, 23], некоторые исследователи наблюдали уменьшение скорости фильтрации с течением времени на 15…20 % [22]. Наличие аномальных слоев нефти и воды на поверхности породы при двухфазной фильтрации этих жидкостей должно привести к сложному комплексу явлений, определяющих во многом механизм течения жидкостей в пористой среде. От свойств ГС нефти и воды зависят кинетика разрушения слоев, отрыв и прилипание капель нефти на поверхности породы, а также возможность продвижения жидкости, не связанной молекулярно-поверхностными силами в пористой среде [24, 25]. 26 В процессах разработки нефтяных месторождений свойства ГС нефти зависят от градиента давления вытеснения, радиуса поровых каналов нефтяных коллекторов, физико-химических свойств нефти, от характеристики твердой подложки, температуры. По мере удаления от твердой поверхности в глубь жидкости механические свойства ГС приближаются к свойствам жидкости. Следовательно, в зависимости от градиента давления вытеснения жидкости, сформировавшей ГС, толщина остаточной части ГС будет меняться. Учитывая, что механические свойства ГС меняются от твердообразного состояния до свойств жидкости в объеме, важно для выбора рациональных градиентов давления вытеснения определить соответствующие им коэффициенты извлечения нефти из пласта, установить зависимости толщины остаточного ГС от заданного давления вытеснения. Для определения толщины ГС нефти при различных градиентах давления вытеснения был использован метод центрифугирования [26]. Для изучения толщины слоя и свойств нефти на границе с твердой поверхностью были выбраны нефти, отличающиеся по вязкости, плотности и содержанию высокомолекулярных соединений. Исследования показали, что увеличение градиента давления вытеснения приводит к уменьшению эффективного ГС нефти. Очевидно, это объясняется тем, что структура ГС нефти становится все более упорядоченной по мере приближения к твердой поверхности. Следует отметить, что для исследованных нефтей эффективный ГС толщиной 0,3 мкм – твердообразный, поскольку увеличение градиента давления вытеснения до 4000 (кгс/см2)/м практически не влияет на его толщину. Результаты исследований показывают, что толщина остаточного ГС нефти в условиях пористой среды даже при столь высоких давлениях вытеснения значительна. Перенося полученные результаты на пласт, можно предположить, что в условиях реальных коллекторов суммарное количество остаточной нефти за счет молекулярно-поверхностных эффектов в гидрофобных и гидрофобизированных участках будет большим, чем это получено в опытах для однородной пористой 27 среды. Толщина эффективного ГС нефти при градиенте давления около 5 (кгс/см2)/м для исследованных нефтей составила в среднем примерно 1 мкм; при более низких градиентах давления (в реальных условиях) – приблизительно 2…3 мкм. Известно, что реальные коллекторы характеризуются значительной макрои микронеоднородностью. При этом их средний радиус пор крайне невысок. Так, для девонских пластов месторождений Башкирии и Татарии он составляет 7…15 мкм. При радиусе поры 10 мкм и толщине эффективного граничного слоя 2 мкм примерно 40 % нефти будет сосредоточено в этом слое, а при радиусе 5 мкм количество нефти, сосредоточенной в эффективном граничном слое, превысит 60 % от общего объема. Вероятно, будет сказываться и взаимное влияние граничных слоев, проявляющееся в укреплении структуры нефти по всему объему. Могут образовываться застойные зоны, в которых нефть не будет принимать участия в общем движении жидкости. Поэтому создание методов, позволяющих разрушить образовавшуюся структуру, позволит в ряде случаев резко увеличить нефтеотдачу пласта. Различными авторами показано, что радиус поровых каналов нефтяных коллекторов колеблется в широких пределах [5]. Представляет интерес исследование влияния радиуса капилляров на толщину эффективного ГС нефти. Для изучения этого влияния была определена толщина эффективного ГС нефти в капиллярах различных диаметров [27]. Для всех нефтей при одних и тех же градиентах давления вытеснения уменьшение радиуса капилляров приводит к увеличению толщины эффективного ГС нефти. Причем с увеличением градиента давления вытеснения разность между толщиной эффективных ГС в капиллярах радиусами 62,5 и 350 мкм становится более ощутимой. А.И. Русановым [28] показано, что с увеличением радиуса пор уменьшается толщина адсорбционного слоя жидкости на контакте «полярная жидкость – твердая поверхность». Кроме того, исследованиями И.Ф. Ефремова [29] установлено, что увеличение расстояния между твердыми поверхностями приводит к агрегации молекул жидкости. 28 По-видимому, именно взаимным влиянием полей и твердых поверхностей можно объяснить возникновение более прочной структуры в капиллярах меньшего диаметра. Например, для течения слоя нефти в капилляре радиусом 62,5 мкм требуются большие градиенты давления вытеснения, чем для разрушения граничного слоя нефти в капилляре радиусом 350 мкм. Полученные результаты подтверждают справедливость предположений о большем проявлении наблюдаемых эффектов в условиях реального пласта. Исследования, проведенные Мархасиным И.Л. и Строкиной В.Р. с различными нефтями, показали, что толщина ГС является функцией физикохимических свойств нефти [9]. Так, нефти с большой плотностью, большим содержанием асфальтенов при одном и том же градиенте давления вытеснения, при одной и той же удельной нагрузке дают больший по толщине эффективный ГС. В каждом отдельном случае исследовали зависимость толщины эффективного ГС нефти от концентрации в ней асфальтенов. Получены уравнения регрессии и рассчитаны коэффициенты корреляции. Их высокие значения указывают на явную связь между толщиной ГС и содержанием в нефти асфальтенов, причем для каждой площади существует своя закономерность. По-видимому, на формирование ГС влияют не только содержание асфальтенов, но и их индивидуальные свойства, а также состояние, в котором они находятся. Исследованиями показано, что асфальтены с меньшей молекулярной массой содержат большое количество металлопорфириновых комплексов, присутствие которых, по-видимому, способствует формированию более прочных ГС. Таким образом, на толщину граничного слоя влияют содержание асфальтенов и их молекулярная масса. Для исследования процесса формирования ГС нефти Мархасиным И.Л. и Строкиной В.Р. определялся групповой углеводородный состав эффективных ГС нефти различной толщины, полученных на границе с твердой фазой центрифугированием [9]. В основу метода фракционирования ГС нефти положена методика экстракционного разделения нефтей на масла, смолы и асфальтены, которая 29 основана на различной растворимости составных компонентов нефти в жидкостях определенной полярности [30]. Статистическая обработка результатов исследований показала, что точность методики фракционирования пленочной нефти составляет 7 %. Анализ показывает, что для всех исследованных нефтей ГС нефти толщиной до 3 мкм отличается по составу от объемной нефти. Можно предположить, что свойства таких слоев отличаются от свойств объемной нефти. При уменьшении толщины эффективного ГС в нем наблюдается рост тяжелых масел, смол и асфальтенов. По-видимому, именно эти компоненты нефти участвуют в формировании структуры ГС нефти. Изучение группового углеводородного состава эффективного ГС нефти различной толщины показало, что основными структурообразующими элементами ГС являются смолы и асфальтены. Для выяснения процесса формирования ГС были исследованы смолы и асфальтены, выделенные из эффективных ГС различной толщины, а также адсорбированные асфальтены. Было установлено, что оптические свойства асфальтенов, извлеченных из адсорбционных слоев, отличаются от свойств асфальтенов, выделенных из объемной нефти. Причем с уменьшением толщины слоя нефти для всех исследованных нефтей уменьшается коэффициент светопоглощения асфальтенов, выделенных из эффективных ГС нефти. Эти данные показывают, что при формировании ГС происходит своеобразное распределение асфальтенов по их свойствам. Данное предположение подтверждается результатами измерения молекулярной массы асфальтенов, выделенных из эффективных ГС нефти различной толщины. Полученные данные указывает на то, что в первую очередь адсорбируются асфальтены с наименьшей молекулярной массой, имеющие в своем составе большее количество металлопорфириновых комплексов [31]. По-видимому, именно эти асфальтены являются базой для построения ГС. Коэффициент светопоглощения смол по мере приближения к твердой поверхности растет, а коэффициент светопоглощения асфальтенов падает, т.е. в адсорбционном слое 30 находятся асфальтены, не растворимые в н-гексане, но обладающие свойствами, близкими к свойствам смол. По результатам исследований можно ориентировочно оценить толщину адсорбционного слоя. Для нефти скв. 384 на контакте с кварцевым песком она составляет 0,24 мкм. Для выяснения зависимости толщины ГС от характеристики твердой фазы проведены исследования на приборе с плоскопараллельными дисками с подложками различной природы [32]. В качестве твердых подложек были использованы диски из кварца, доломита и керамики. Анализ полученных данных показывает, что при прочих равных условиях толщина ГС зависит от природы твердой подложки. Толщина ГС нефти на доломите и керамике значительно больше, чем на кварце. Это, по-видимому, можно объяснить тем, что наличие ионов щелочноземельных металлов в доломите и керамике обусловливает наряду с физической и химическую адсорбцию, способствующую формированию ГС большей прочности. В нефтяном пласте ГС нефти на породообразующих минералах сформированы к началу разработки. В этом случае должна измениться структура порового пространства пласта и, учитывая соизмеримость радиуса поровых каналов с толщиной остаточного эффективного ГС, можно утверждать, что ряд поровых каналов вообще не будет работать, т.е. резко увеличится неоднородность пласта. Очевидно, это приведет к изменению фильтрационных характеристик и конечной нефтеотдаче пласта (Мархасин И.Л., Кнышенко А.Г.) [9]. Были проведены опыты по влиянию температуры на толщину ГС. Опыты проводились на плоскопараллельных дисках. При повышении температуры с 24 °С до 60 °С толщина ГС убывает более чем в 2 раза. 1.3. Реологические свойства нефти в граничных слоях Процессы ассоциации молекул компонентов нефти ограничивают ее подвижность не только в пристенном слое, но и в объеме. В этом случае активную роль играют асфальтены и парафин. Высокопарафинистые нефти или нефти с 31 высоким содержанием асфальтенов при температуре порядка 15…25 °С и ниже могут превращаться в твердообразные вещества, добыча которых возможна после разогрева или методами разработки твердых ископаемых. Однако даже в том случае, когда содержание этих компонентов не так велико, они способны образовывать дисперсные системы. Такие системы состоят из кристаллов парафина или частиц асфальтенов. Если их концентрация достаточна, то они образуют дисперсную структуру. Такие нефти обладают своеобразными реологическими свойствами, существенно отличающими их от истинных жидкостей [33]. На процесс вытеснения нефти из пористых пород важную роль играют смолы и асфальтены, аномалии вязкости у нефти имеют место при содержании асфальтенов более 1% масс. Асфальтены, как и смолы, являются гетероорганическими соединениями. В их состав, кроме углерода и водорода, входят сера, кислород, азот, металлы. Молекулы этих компонентов нефти состоят из конденсированных ароматических, циклопарафиновых и гетероциклических систем, соединенных мостиками из алифатических углеводородов. Асфальтены отличаются от смол более высокой конденсированностью циклических структур. Это обусловливает их более высокую, чем у смол, молекулярную массу, порой намного превышающую 1000. Если смолы хорошо растворяются не только в ароматических, но и в жидких предельных углеводородах, то асфальтены в последних нерастворимы, на чем и основаны процессы отделения их от смол. Асфальтены и смолы входят в состав нефти большинства месторождений, причем содержатся часто в очень больших количествах. Так, например, в нефтях месторождений Западной Сибири содержание силикагелевых смол меняется от 0,1 до 14,7 % масc., Башкирии от 9,6 до 28,8 % масc., в нефтях Татарии – от 5,1 до 15,1 % масc. и в нефтях Куйбышевской области – от 2,3 до 32,8 % масc. Как правило, содержание асфальтенов в нефтях меньше, чем смол. Среднее содержание асфальтенов в нефтях Западной Сибири составляет 2,78 % масc., в Башкирии – 5,18 % масc., в нефтях некоторых месторождений содержание асфальтенов может достигать 24 % масc. (Оренбургская область). 32 В течение ряда лет при исследовании аномалий вязкости пластовых и дегазированных нефтей определялось содержание асфальтенов и смол в нефтях, добываемых из многих залежей Западной Сибири, а также нижнего карбона Башкирии и Татарии. При обработке полученных данных, которые рассматривались как случайная выборка всех возможных значений содержания асфальтенов и отношения количества асфальтенов к смолам, получена корреляционная связь между этими величинами. Уравнение регрессии для нефтей нижнего мела Самотлорского месторождения имеет вид: А/С = 0,2419 + 0,05А; для нефтей нижнего карбона Башкирии и Татарии [3]: А/С= 0,016 + 0,06А, где А и С – содержание соответственно асфальтенов и смол в нефти, % масс. Асфальтены, диспергированные в нефти, обусловливают непостоянство ее вязкости. Вступая во взаимодействие с вмещающими породами и водой, они затрудняют извлечение нефти из залежей. Характерной особенностью асфальтенов является их склонность к ассоциации. По этой причине определения молекулярной массы асфальтенов разными традиционными способами дают сильно отличающиеся результаты. Разные способы определения размеров ассоциатов асфальтенов дают тоже сильно отличающиеся результаты [34]. Способность к ассоциации у асфальтенов обусловливают аномальные явления при течении нефти [9]. Частицы асфальтенов в нефти окружены сольватным слоем из смол, ароматических и циклических углеводородов. В сольватном слое по мере удаления от частицы становится все больше алифатических углеводородов, так как имеет место постепенный переход к алифатическим компонентам, преобладающим в составе нефти. Сольватный слой является стабилизирующим фактором асфальтеновой частицы. Поэтому 33 асфальтены, выделенные из нефти, способны самопроизвольно диспергироваться в ароматических и нафтеновых углеводородах. При большом избытке алифатических углеводородов происходят десорбция смол и ароматических углеводородов с асфальтеновых частиц и диффузия их в окружающую смесь углеводородов. Стабильность частиц уменьшается, они слипаются и выпадают в осадок. В пластовых условиях нефть содержит большое количество растворенного газа. Известно, что легкие предельные углеводороды высаживают асфальтены из нефти и нефтепродуктов. Деасфальтиризующее действие усиливается с уменьшением молекулярной массы углеводорода. Следовательно, в пластовой нефти, содержащей растворенный асфальтенов менее развиты и газ, сольватные слои вокруг частиц устойчивость асфальтенов ниже, чем в дегазированной нефти. Более тонкие сольватные слои облегчают процессы ассоциации асфальтенов. На некоторых участках частиц асфальтенов, прежде всего на ребрах и углах, сольватные слои оказываются особенно тонкими. На этих участках частицы асфальтенов взаимодействуют, образуя пространственные структуры. Частицы оказываются слабо связанными молекулярными силами. Такая структура из-за теплового движения молекул и частиц постоянно разрушается, но тут же вновь восстанавливается. По классификации П.А. Ребиндера такие структуры относятся к типу коагуляционных тиксотропнообратимых структур. Об образовании пространственных структур асфальтенов в нефти упоминается в работах [29, 34]. Течение структурированной дисперсной системы должно сопровождаться отклонениями от закона Ньютона. Действительно, изучение течения битумов через трубы показало, что битумы обладают резко выраженными аномалиями вязкости [35], но в битумах содержание асфальтенов измеряется десятками массовых процентов, а в нефти содержание асфальтенов измеряется единицами процентов. Ранее были отдельные сообщения о непостоянстве вязкости асфальтеносодержащей нефти при ее течении через капилляр, однако исследователи объясняли этот эффект образованием пристенных слоев асфальтенов на внутренней поверхности капилляра [36]. 34 Содержание асфальтенов и смол в пределах залежи может изменяться в широких пределах. Как правило, оно увеличивается к контуру нефтеносности и к поверхности водонефтяного раздела. В процессе разработки залежи наблюдается изменение содержания этих компонентов во времени в нефти одной и той же скважины. Таким образом, при разработке залежей необходимо вести систематический контроль за изменением содержания асфальтенов и смол в добываемой нефти. Содержание асфальтенов и смол в пределах одной залежи меняется довольно сильно. Так, в нефтенасыщенных пластах нижнего карбона Манчаровского месторождения содержание асфальтенов меняется от 2,5 % масс. до 8,0 % масс., увеличиваясь от свода складки к водонефтяному контакту. Содержание смол в этом же направлении увеличивается с 15,0 до 16,5 % масс. Изменение содержания асфальтенов по простиранию пласта меняет интенсивность аномалий вязкости нефти. У Манчаровской нефти от свода складки к водонефтяному контакту (ВНК) индекс аномалии вязкости изменяется от 3,5 до 6. Изменение индексов аномалий вязкости по пласту обусловливает разницу в величинах коэффициентов вытеснения. Последние оказываются особенно низкими вблизи водонефтяного контакта. Такие явления, как гидрофобизация пород асфальтосмолистыми веществами, проницаемостная неоднородность пород еще более усиливают зависимость нефтеотдачи от содержания асфальтенов в нефти, от ее аномалий вязкости. На месторождениях, нефти которых содержат много асфальтенов, нефтеотдача особенно низкая. Результаты анализа разработки месторождений показали, что остаточная нефть после заводнения между гидрофильным и гидрофобным пластами обогащена тяжелыми асфальтосмолистыми компонентами [37]. Необходимо отметить, что в процессе разработки месторождений с гидрофильными коллекторами также происходит постепенное увеличение количества тяжелых компонентов в нефти. Изучению механизмов строения асфальтосмолистых межмолекулярного взаимодействия веществ (АСВ), асфальтенов в а также нефтяных 35 дисперсных системах посвящены многочисленные работы Ф.Г. Унгера, Ю.В. Поконовой, М.Ю. Доломатова, Пфейфера, Неймана, Спейта и др. [38 – 43]. А.Х. Мирзаджанзаде с сотрудниками исследовали фильтрацию в капиллярах и пористых средах парафинистой нефти и нефтепродуктов. Было изучено, как влияют на фильтрацию температура, присутствие в нефти растворенного газа, градиент давления и напряжение сдвига. Во всех случаях фильтрация при пониженных температурах сопровождалась нарушениями законов Дарси и Ньютона. Установлено, что при низкой температуре парафинистая нефть приобретает вязкопластичные свойства, а нефть некоторых месторождений – вязкоупругие свойства. Отклонения от законов Ньютона при движении охлажденной парафинистой нефти происходят из-за образования длинными молекулами парафинов структур в жидкости. Лишь при температуре выше температуры насыщения нефти парафином молекулы этих углеводородов, образуя так называемые поворотные изомеры, взаимодействуют значительно слабее и структур не образуют. То обстоятельство, что аномалии вязкости у пластовых нефтей ранее не были замечены, доказывает, что эти аномалии не являются резко выраженными. Заметить их можно при очень низких напряжениях сдвига. Однако в пластовых условиях эти эффекты могут очень сильно повлиять на процесс разработки, так как уже на расстоянии нескольких метров от скважин градиенты скорости и действующие напряжения сдвига оказываются очень низкими. Исследования аномалий вязкости должны проводиться с пластовыми газонасыщенными нефтями при градиентах давления и статическом давлении, соответствующих пластовым [9]. Аномалии вязкости зависят от состава нефти. Зная содержание в нефти асфальтенов, смол, азота, метана и этана, можно вычислить основные реологические параметры, в том числе максимальную эффективную вязкость, которой обладает нефть при низких напряжениях сдвига. При этом учитываются лишь наиболее сильно действующие на аномалии вязкости компоненты нефти. 36 Наибольшим содержанием асфальтенов отличаются нефти из отложений нижнего карбона Башкирии, Татарии, Удмуртии, Коми АССР, Пермской, Куйбышевской областей. Начальные пластовые давления в этих залежах 13…15 МПа, пластовая температура от 13 °С до 26 °С. Но разработка нефтяных залежей ведется, как правило, с закачкой воды в пласт для поддержания необходимого давления в залежи. Воду в пласт закачивают холодную, следовательно, в нефтяном пласте будут иметь место отклонения от начальных пластовых условий. Температура может снижаться до 10 °С, а давление может оказаться и выше, и ниже первоначального. Очевидно, изучать поведение нефти нужно при температурах от 10 °С и выше. Статическое давление в опытах необходимо поддерживать от 6 до 16 МПа. Из реальных условий разработки упомянутых залежей нефти следовало, что опыты нужно проводить при градиентах скорости от 10-2 до 5·104 с-1 и напряжениях сдвига от 5·10-3 до 60 Па. Для исследования реологических параметров нефти при таких условиях используются установки с капиллярным способом измерения вязкости [44]. На таких установках исследовались реологические свойства дегазированных и газонасыщенных нефтей при пластовых условиях. В условиях жесткого термостатирования нефть продавливалась через капилляр. При нескольких различных фиксированных расходах нефти в условиях установившегося течения измерялись перепады давления на концах капилляра. Аналогичные измерения проводились при фильтрации нефти через образцы песчаников разной проницаемости. С помощью уравнения Пуазейля рассчитывалась эффективная вязкость нефти. В случае течения неньютоновской нефти ее вязкость не была постоянна. Использование для расчетов вязкости уравнения Пуазейля, справедливого для ньютоновской жидкости, позволяло получить лишь некоторое условное значение ее, которое в реологии принято называть эффективной вязкостью [45]. Как упоминалось выше, нефти являются тиксотропно-обратимыми системами. При длительном покое структура в нефти становится более упорядоченной и прочной [29, 44]. Многочисленные опыты показали, что 37 предельное упрочнение структуры у нефти происходит за 20…24 ч. Дальнейшее увеличение времени покоя уже не вызывает заметных изменений формы линии течения реологических параметров нефти [44]. Фильтрация аномально-вязкой нефти в пористой среде будет сопровождаться изменениями ее подвижности при уменьшении или увеличении градиентов давления. Подвижностью нефти в пористой среде называется отношение нефтепроницаемости породы к вязкости фильтрующейся жидкости. Аномалии вязкости нефти приводят к соответствующим аномалиям подвижности нефти. Пока нефть движется в поровых каналах при низких градиентах давления и, следовательно, при малых напряжениях сдвига, ее эффективная вязкость максимальна. Соответственно подвижность такой структурированной высоковязкой нефти оказывается малой. В разрабатываемых пластах действующие градиенты давления меняются в очень широких пределах, однако в большей части пласта, удаленной от добывающих и нагнетательных скважин, градиенты давления незначительны. На многих участках они оказываются ниже градиента динамического давления сдвига, особенно в малопроницаемых разностях пласта. В этом случае подвижность нефти проницаемости, так оказывается и из-за особенно высокой низкой эффективной как из-за вязкости низкой нефти с неразрушенной структурой. Следовательно, аномалии вязкости нефти усиливают влияние неоднородности пласта, отчего охват пласта фильтрацией оказывается значительно хуже, чем это следовало из данных о проницаемостной неоднородности. При вытеснении аномально-вязкой нефти значительная ее часть останется неизвлеченной на участках пласта с пониженной проницаемостью, так как подвижность нефти здесь будет особенно низкой. По пропласткам с высокой проницаемостью нефть будет вытесняться водой очень быстро, так как вязкость нефти будет низкой, а градиент динамического давления сдвига в высокопроницаемой породе оказывается малым. Вода по таким пропласткам будет быстро прорываться в добывающие скважины. Разработка залежей аномально-вязкой нефти сопровождается 38 быстрым обводнением скважин. Вместе с нефтью приходится отбирать большое количество попутной воды, что сильно увеличивает расходы на добычу нефти. Особенно много воды извлекается из пласта после временных остановок добывающих скважин, что происходит довольно часто по многим причинам. При остановке скважины градиенты давления в районе скважины уменьшаются, уменьшаются напряжения сдвига в пористой среде, отчего происходит тиксотропное упрочнение структуры с резким увеличением эффективной вязкости нефти. Но вязкость воды при таких остановках скважин остается неизменной, так как вода – ньютоновская жидкость. После пуска скважины в работу из нее длительное время поступает водонефтяная смесь с более высоким содержанием воды, чем до остановки скважины. И лишь через более или менее значительный промежуток времени содержание нефти в добываемой жидкости достигает первоначальной величины. Аномалии вязкости нефти уменьшают не только коэффициент охвата, но и коэффициент вытеснения. В порах пласта, куда вступила вытесняющая вода, нефть находится в виде капель, струек, пленок. Скорость и полнота вытеснения этой нефти зависят от многих факторов, в том числе и от ее вязкости. Хорошо известно, что поперечные размеры поровых каналов меняются в широких пределах. Формы этих каналов весьма различны. В тех местах, где поперечное сечение поровых каналов увеличивается, касательные напряжения в нефтяных каплях и струйках становятся очень малыми и могут вообще отсутствовать в тех случаях, когда между каплями нефти и стенками пор находится пленка воды. Это уменьшение касательных напряжений приводит к немедленному увеличению вязкости нефти. При фильтрации капли нефти должны проходить в узкие поровые каналы. Капли и струйки нефти при этом деформируются. На деформацию капель нефти с увеличившейся вязкостью потребуется соответственно большая работа, условия вытеснения нефти при этом ухудшаются. Расчеты показывают, что на деформацию капель и струек аномальновязкой нефти из-за тиксотропного упрочнения структуры и увеличения из-за 39 этого вязкости затрачивается работа, соизмеримая с работой на преодоление капиллярных сил. Капиллярные давления при движении несмешивающихся фаз через пористую среду считаются одной из главных причин неполного и замедленного сопротивления вытеснения нефти. движению, Но оказывается, обусловленные что аномалиями дополнительные вязкости нефти, соизмеримы с действием капиллярных сил. Для более полного извлечения нефти из залежей необходимо снизить аномалии вязкости нефти. Одним из способов снижения аномалий вязкости является разработка залежи при градиентах давления, превышающих градиенты динамического давления сдвига на всех участках пласта. С ростом градиента давления до определенного значения коэффициент вытеснения увеличивается. При градиентах давления выше 300 гПа/м коэффициент вытеснения практически не зависит от градиента давления, в то время как при малых градиентах эта зависимость весьма существенна. Осуществлять разработку при таких условиях в пласте затруднительно, особенно в пластах, отличающихся неоднородностью по проницаемости. В таких пластах градиенты давления необходимо оптимизировать в соответствии с величиной проницаемости участков пласта и свойствами нефти, которые меняются по пласту [46]. Другим способом снижения аномалий вязкости является тепловое воздействие на пласт и пластовую нефть, однако в условиях глубокозалегающих, сильно обводненных пластов тепловые способы малоэффективны. Третьим способом влияния на свойства нефти является введение в нее некоторых реагентов, которые могут подавлять аномалии вязкости и облегчать вытеснение ее из пласта; такими реагентами являются ПАВ и диоксид углерода (СО2). Таким образом, в пластовых условиях закономерности движения пластовых флюидов определяются и их взаимное вытеснение молекулярно-поверхностными в значительной явлениями мере (смачиванием, образованием адсорбционных слоев, реологическими свойствами нефти в граничных слоях), происходящими на границах раздела фаз и зависящими от 40 природы поверхности породы пласта и физико-химических свойств пластовых флюидов, изменяющихся в процессе эксплуатации нефтяного месторождения. Данные явления могут являться одной из причин, приводящих к ухудшению фильтрационных характеристик нефтяного пласта и призабойной зоны и, в конечном итоге, к снижению коэффициента нефтеотдачи. Выводы по главе 1 1. Высокая гидрофильность полимиктовых песчаников нижнего мела в сочетании с высокими значениями начальной водонасыщенности и малой вязкостью нефти предопределяют форму остаточной нефти месторождений Западной Сибири как капиллярно-защемленную. Большая удельная поверхность полиминеральных горных пород месторождений Западной Сибири обусловливает большее преобладание в поровом пространстве каналов мелкого и среднего диаметров, и, соответственно, большую величину капиллярно удерживаемой нефти. 2. Другими факторами, влияющими на величину и структуру остаточной нефти, являются ее качественный и количественный составы. Увеличение содержания полярных компонентов-асфальтенов, смол, нафтеновых кислот в процессе эксплуатации месторождения приводит к увеличению степени гидрофобизации поверхности горной породы, увеличению доли пленочной нефти и усилению ее структурно-механических свойств. Коэффициент смачиваемости месторождений Западной Сибири изменяется от 0,6 до 1, следовательно, коллектор не чисто гидрофильный, а имеет гидрофобные участки, в пластах формируются как капиллярно-защемленная условно подвижная остаточная нефть, так и прочно связанная адсорбированная. 3. При вытеснении нефти водой из гидрофильной пористой среды реализуется механизм поршневого вытеснения. Характерной особенностью поршневого вытеснения является то, что основное количество нефти добывается в безводный период при незначительном водном периоде добычи нефти. В безводный период при этом вытесняется до 90 % от всей нефти, причем 41 безводный период обычно заканчивается при закачке всего 0,3 Vп воды. 4. Для месторождений Западной Сибири особое влияние на динамику вытеснения нефти водой оказывает качественный и количественный состав глинистого цемента. Так, для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенно влияет процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Набухание глинистого цемента увеличивает продолжительность водного периода добычи нефти и коэффициент вытеснения нефти при проницаемости выше 10·10-3 мкм2. 5. Решение вопроса о выборе методов увеличения нефтеотдачи пластов для довытеснения остаточной после заводнения нефти должно строиться на базе экспериментальных исследований, позволяющих оценить формы и состояние остаточных запасов, соотношение капиллярно-защемленной и прочно связанной адсорбированной нефти. Капиллярно-защемленная нефть извлекается из пласта путем проведения геолого-технологических мероприятий (ГТМ), для извлечения адсорбированной нефти могут быть использованы различные физико-химические, тепловые и другие активные технологии. 42 2. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ РАЗРАБОТКИ, ЭКСПЛУАТАЦИИ И МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЕ ПЛАСТЫ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 2.1. Особенности разработки и эксплуатации месторождения 2.1.1. Этапность разработки Самотлорское нефтегазовое месторождение, крупнейшее по величине геологических и извлекаемых запасов углеводородов, по праву является образующим (фундаментальным) объектом в нефтяной отрасли России. При его освоении всегда применялись и продолжают применяться передовые, современные технологии всего спектра нефтяного дела: от разведки и изучения геологического строения до строительства и эксплуатации объектов промыслового обустройства, а также технологии инженерного обеспечения и проектирования [47]. Самотлорское месторождение открыто в 1965 г., промышленная разработка начата в 1969 году, максимальная добыча нефти достигнута в 1980 г. и составила 154 млн т, максимальный отбор жидкости – 519 млн т. Продуктивная часть разреза Самотлорского месторождения представлена отложениями поздней юры и мела. Залежи нефти и газа выявлены в 41-ом пласте от покурской свиты (ПК1) до верхней юры (ЮВ1). Этаж нефтеносности достигает 1,5 км. Основным продуктивным горизонтом месторождения является группа пластов АВ, включающая ряд разнохарактерных в геолого-промысловом отношении пластов: АВ1(1-2), АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8. Наиболее значимыми среди них являются первые четыре, образующие единую и уникальную по своим размерам нефтегазовую залежь с обширной водонефтяной зоной. Также значительные запасы нефти месторождения сосредоточены в горизонтах БВ8 и БВ10. Практически все пласты Самотлорского месторождения в разрезе представлены неравномерными переслаиваниями песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин. Особенным геологическим строением характеризуется 43 пласт АВ1(1-2). На большей его части песчано-алевролитовые и глинистые породы залегают в виде частого чередования тонких прослоев различного литологического состава. Такое сочетание пород получило местное название «рябчик». Особенности геологического строения объекта, характеризующегося наибольшей площадью развития на месторождении, долгое время не позволяли приступить к широкомасштабному, промышленному освоению его запасов ввиду отсутствия подходящей технологии разработки, обеспечивающей оптимальные технико-экономические показатели. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов на Самотлорском месторождении меняются в самых широких пределах. Здесь представлены все классы коллекторов по классификации А.А. Ханина. Важной особенностью внутреннего строения основных продуктивных пластов месторождения является, как правило, неравномерное распределение в их объеме прерывистых и монолитных коллекторов. Это обуславливает объективные трудности в организации одновременной (близкой по темпам) выработки запасов нефти, содержащейся в различных типах коллекторов. С целью эффективной разработки в продуктивной толще месторождения выделено девять эксплуатационных объектов, на долю основных из которых – АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10 – приходится 84,3 % от начальных балансовых запасов нефти категорий А + В + С1 [48]. В отдельных скважинах эксплутационные объекты представлены одним пластом, а в некоторых – несколькими. Скважины эксплуатируются, нефтеносности Самотлорского преимущественно, механизированным способом. Большие размеры площадей месторождения и, как следствие, длительность процесса их изучения и освоения обусловили стадийность в проектировании начальных систем разработки, что характерно для крупных месторождений. Первый проектный документ по Самотлорскому месторождению – Технологическая схема разработки первоочередного участка, была составлена и утверждена Центральной комиссией по разработке месторождений (ЦКР) в 1968 г. 44 История проектирования разработки Самотлорского месторождения, длящаяся более 40 лет, наглядно свидетельствует, как происходили закономерные изменения, связанные с выделением дополнительных объектов разработки, оптимизацией систем воздействия и плотностей сеток скважин, характерные для любого крупного нефтяного месторождения, вызванные уточнением геологического строения и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов. Учитывая уникальные запасы месторождения и, особенно, их высокую плотность, месторождение являлось базовым по обеспечению плановых уровней добычи нефти не только для Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, но и для всей страны, обеспечивая до четверти годовых объемов добычи нефти. В связи с этим обстоятельством текущие задачи по росту добычи оказывали превалирующее влияние на проектирование разработки месторождения, о чем наглядно свидетельствуют реализованные в проектных документах первой стадии проектирования интенсивные технологии разработки. Для понимания путей наиболее эффективного извлечения значительных запасов нефти необходимо обратиться к основным этапам формирования технологических и проектных решений, которые определили политику освоения месторождения. В условиях динамично развивающегося процесса извлечения нефти из недр законченной системы разработки быть не может, этот подход и определил этапность разработки месторождения. I этап (1969-1975 гг.) – это концентрация усилий на вовлечение в разработку наиболее продуктивных залежей и участков месторождения, в первую очередь, объектов БВ8 и АВ4-5. К концу первого этапа темпы отбора составили 2,6 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Это было достигнуто, в основном, за счет высокопродуктивного горизонта БВ8, доля которого в общем объеме добычи нефти составила к этому времени 67,3 %. В то же время интенсивное разбуривание высокопродуктивных горизонтов по разреженной сетке скважин позволило, наряду с наращиванием отборов нефти, провести изучение остальных продуктивных пластов месторождения, характеризующихся более сложным геологическим строением, уточнить контуры нефтеносности. 45 Результаты изучения особенностей геологического строения позволили провести классификацию залежей, выделение литологических типов пород как основных элементов разреза пластов, определяющих закономерности процесса нефтеизвлечения. II этап (1976-1981 гг.) характеризовался вовлечением в активную разработку горизонтов АВ1(3), АВ2-3, БВ10. На этом этапе, в дополнение к ранее освоенным системам, были выделены участки залежей, разработку которых предполагалось осуществлять с применением площадного (пласты БВ8(0), БВ8(3)) или очагового (пласты АВ1(3), АВ2-3, БВ10) заводнения. К концу II этапа освоения месторождения было отобрано 32,3 % НИЗ (в том числе за II этап – 25,5 %), обводненность достигла 32,3 %. Превышение проектных уровней было достигнуто при меньших по отношению к проекту фонде скважин и отборах жидкости, в основном, за счет высокопродуктивных объектов АВ4-5, БВ8. Вывод месторождения на максимальный объем добычи нефти характеризовал завершение второго этапа разработки. К 1981 г. запасы высокопродуктивных горизонтов были вовлечены в разработку. Резкое снижение добычи нефти в последующем, при отсутствии «полки стабилизации», потребовало осуществления целого ряда кардинальных мер. В первую очередь необходимо было приступить к освоению менее продуктивных запасов нефти. С этой целью был обобщен опыт применения уплотненных сеток скважин и интенсивных систем воздействия на плотных участках низкопродуктивных зон Завершена классификация коллекторов, объектов АВ1(3), АВ2-3, БВ10. учитывающая фильтрационные и емкостные характеристики. На основании проведенных исследований построена геологическая модель продуктивных пластов с выделением гидродинамически связанных (ГСК), прерывистых (ПК) и сильнопрерывистых (СПК) коллекторов. На III этапе освоения месторождения (1982-1990 гг.) были предложены принципиально новые для Самотлорского месторождения методы извлечения высокопродуктивных запасов нефти: - форсированный отбор жидкости из скважин, в том числе находящихся в водонефтяной зоне, с перфорацией всей толщины пласта до ВНК. 46 Многочисленными исследованиями было отмечено, что при достижении обводненности 80…90 % увеличение отборов жидкости в 4…5 раз не приводит к дальнейшему росту доли воды в продукции скважин; - новый элемент при разработке подгазовых зон – извлечение нефти при достреле продуктивных интервалов газовой шапки перед продвижением фронта нагнетаемой воды, закачиваемой в пласт барьерными скважинами. К концу III этапа (1990 г.) действующий фонд добывающих скважин увеличился в 2 раза и составил 8047. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин 4,6. Отбор нефти из продуктивных пластов составил 2022 млн т, или 61,5 % от извлекаемых запасов нефти (за III этап было отобрано 29,2 % НИЗ). В соответствии с изложенной концепцией разработки высокопродуктивные объекты характеризовались более разреженной сеткой скважин и менее интенсивной системой воздействия, чем низкопродуктивные. Таким образом, были созданы все условия для эффективной доразработки Самотлорского месторождения. Вместе с тем, начиная с 1991 г., ситуация в значительной степени изменилась. Наглядно продемонстрировать это можно, если обратиться к графику, отражающему изменение темпов отбора остаточных извлекаемых Темп отбора ТИЗ, % запасов нефти (рисунок 2.1). Отбор НИЗ, % Рисунок 2.1 – Самотлорское месторождение. Характеристика вытеснения (римские цифры – этапы разработки) 47 С 1991 до 1995 гг. отмечается снижение темпов отбора оставшихся запасов нефти более чем в 2 раза (до 2 % в 1995 г.). Анализ разработки месторождений Урало-Поволжья и других старых нефтяных регионов России показывает, что эта величина, как правило, не ниже 4 %. Соотношение действующего добывающего и нагнетательного фонда скважин по месторождению составляет 5,6:1 при проектном 3:1. Значительный простаивающий фонд, доля скважин которого достигла 53 %, дефицит средств на реконструкцию и завершение программы строительства нефтепромысловых объектов – 56 %, отсутствие в необходимом объеме и номенклатуре оборудования и средств подъема жидкости из скважин привели к созданию на месторождении кризисной ситуации, характеризующейся следующими отличительными особенностями: - разбалансировкой системы разработки с последующим ее разрушением; - проявлением деструктивных процессов в режиме разработки залежей, сопровождающихся снижением коэффициентов нефтеотдачи; - созданием чрезвычайно сложной экологической обстановки в районе производства работ, обусловленной непрекращающимися авариями общим числом до 7000 в год, включая до 400 крупных. Если ситуация останется неизменной, общий объем потерь нефти составит 985 млн т, а коэффициент нефтеотдачи в целом по месторождению не превысит 0,35. Основные резервы в добыче нефти обусловливаются использованием добывных возможностей пробуренных на месторождении скважин. В первую очередь это касается неработающих нефтяных скважин, из которых 4610 единиц могут эксплуатироваться с дебитами по нефти не менее 2 т/сут, при этом 420 из них – с дебитами по нефти более 10 т/сут. Не в полной мере, в основном по причине отсутствия производительного оборудования, а также износа газлифтного комплекса, используются и добывные возможности скважин, находящихся в эксплуатации. В целом невостребованный потенциал по добыче нефти составил порядка 17,5 млн т, для чего потребовалось 48 бы вывести месторождение на объем добычи жидкости 550 млн т, что не превышает пропускные возможности проектной системы задача вовлечения поверхностного обустройства. Практически не была решена в разработку слабодренируемых запасов нефти. Так, из прерывистых коллекторов отобрано 56 %, а из сильнопрерывистых – 27 % содержащихся там извлекаемых запасов нефти. С учетом пласта АВ1(1-2) («рябчик»), практически не вовлеченного в разработку, эта цифра составит всего лишь 19 %. Таким образом, если на начальном этапе освоения месторождения преобладали запасы нефти, содержащиеся в высокопродуктивных коллекторах, то на IV стадии их меньше, чем в слабодренируемых, низкодренируемых пластах в 2,2 раза. В сложившейся ситуации одним из основных условий, определяющих дальнейшую эффективную разработку месторождения, должна стать интенсификация разработки слабодренируемых запасов нефти. В первую очередь, это может быть достигнуто бурением новых скважин. Остаточные запасы нефти сосредоточены в низкопродуктивных тонкослоистых песчаниках или расположены в целиках нефти, распределенных в заводненных зонах пластов, где необходимо проведение работ по изоляции водопритоков и интенсификации извлечения остаточных запасов нефти уже на стадии заканчивания скважин. Очевидно то, что технология производства буровых работ, особенно в той части, которая касается первичного и вторичного вскрытия, а также, крепления скважин, не может оставаться неизменной на протяжении десятилетий. Совершенствование технологии разобщения нефтеносных и водоносных интервалов пласта, применение глубоко проникающих перфораторов будут способствовать повышению эффективности буровых работ, позволят перейти к разбуриванию пласта АВ1(1-2). Другим направлением повышения эффективности извлечения слабодренируемых запасов нефти является применение технологий, позволяющих 49 оптимизировать процесс доразработки месторождения, например, проведение гидроразрыва пласта (ГРП) нефтенасыщенных низкопродуктивных коллекторов и водоизоляцией высокообводненных пропластков. В 1995 г. дополнительная добыча от проведения ГРП составила 1433 тыс. т, или 6,3 % от общей добычи нефти на месторождении. Также на месторождении внедрялись другие методы повышения эффективности извлечения остаточных запасов нефти, сосредоточенных в высокопродуктивных коллекторах, а именно селективная изоляция обводненных интервалов в высокообводненных скважинах. Такие работы проведены на скважинах объектов АВ4-5 и БВ8(1-2). Успешность составила 88 %, средний прирост дебита нефти – 18,6 т/сут, дополнительно добыто 4,1 тыс. т нефти на каждую скважину. 2.1.2. Особенности проектирования разработки Особенностью проектирования разработки Самотлорского месторождения на поздней стадии является незначительный объем применения технологий повышения нефтеизвлечения, кроме различных модификаций метода заводнения. Планируемые объемы применения водогазового воздействия (ВГВ) и физикохимических методов ограничивались опытными участками работ, причем их реализация проводилась с существенными отклонениями от проектных решений и зачастую не доводилась до завершения. На третьей стадии проектирования разработки стали предлагаться опытно-промышленные работы (ОПР) по применению гидроразрывов пласта, использованию скважин с горизонтальным окончанием, боковых зарезок стволов, направленных на выработку запасов низкопродуктивных коллекторов. Наибольшее значение остаточных запасов приходится на низкопродуктивные пласты АВ1(1-2) и АВ1(3). Структура запасов нефти представлена на рисунке 2.2 [49]. Особенности изменения фактических показателей разработки, отмеченные для месторождения, характерны и для большинства основных эксплуатационных 50 объектов. Самым крупным на месторождении является объект БВ8, на долю которого приходится 32,3 % начальных извлекаемых запасов месторождения. Четыре эксплуатационных объекта, включающие продуктивные отложения группы пластов АВ (АВ1(1-2), АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5), по величине начальных извлекаемых запасов сопоставимы и содержат от 13,0 % до 17,3 % суммарных НИЗ месторождения. На долю эксплуатационного объекта БВ10 приходится 5,9 % от суммарных НИЗ. Находящиеся в разработке пять остальных эксплуатационных объектов содержат в сумме 1,4 % НИЗ месторождения (см. рисунок 2.2). Распределение накопленной добычи по объектам разработки качественно повторяет распределение НИЗ. Исключение составляет объект АВ1(1-2). Доля его участия в накопленной добыче нефти непропорционально меньше доли запасов и составляет всего 2,8 % от суммарных отборов по месторождению в целом. Это объясняется низкими темпами освоения объекта из-за сложности геологического строения и распределения фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и, как следствие, нестабильности дебитов скважин. В результате значительные запасы нефти в коллекторах пласта АВ1(1-2) типа «рябчик» до 2004 года не были вовлечены в разработку, несмотря на 40-летнию историю разработки месторождения. Как следует из диаграммы распределения остаточных извлекаемых запасов нефти по эксплуатационным объектам месторождения, наибольшие остаточные запасы нефти сосредоточены в объектах АВ1(1-2) и АВ1(3), суммарная их доля в остаточных запасах составляет 60,3 %. На долю объекта АВ1(1-2) приходится 38,4 % от общих запасов месторождения, и от эффективности его разработки в дальнейшем в значительной степени будут зависеть технологические показатели разработки месторождения в целом. Наиболее успешной следует признать выработку запасов нефти по объекту БВ8. 51 5,9% 1,4% 13,0% 3,5% 6,4% 38,4% 12,7% 32,3% 14,3% 8,6% 15,7% 8,5% 17,3% АВ1(1-2) АВ1(3) АВ2-3 АВ4-5 БВ8 БВ10 21,9% Остальные АВ1(1-2) АВ1(3) Распределение начальных извлекаемых запасов нефти АВ2-3 АВ4-5 БВ8 БВ10 Остальные Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти Рисунок 2.2 – Структура начальных и остаточных запасов нефти по объектам разработки Максимальные годовые отборы нефти по месторождению были достигнуты в 1979-1981 гг. – 135…153 млн т/год, обводненность продукции – 17,4…32,0 %. На конец 1981 г. накопленная добыча нефти составила 1076,6 млн т, или 44,9 % от накопленной добычи за всю историю разработки. Максимальные годовые отборы жидкости – на уровне 516,6…536,0 млн т – получены в 1988-1990 гг. К этому же периоду относятся и максимальные годовые объемы закачки воды – 650…688 млн м3. В дальнейшем, несмотря на увеличение фонда добывающих и нагнетательных скважин, проведение масштабных мероприятий по активизации систем разработки эксплуатационных объектов, вовлечение в разработку запасов новых залежей, в динамике фактических технологических показателей наблюдалось прогрессирующее снижение годовых отборов нефти при резком росте обводненности продукции. Темпы падения годовой добычи нефти ежегодно увеличивались и в 1992 г. достигли максимальной величины за всю историю – 25,8 % в год, при этом обводненность продукции возросла на 59 пунктов – до 91,0 %. По состоянию на 01.01.2006 года из продуктивных пластов месторождения отобрано 2457,1 млн т нефти, 9805,8 млн т жидкости, накопленная закачка 52 составила 11759,5 млн м3. Среднегодовая обводненость добываемой продукции 91,5 %. На рисунке 2.3 представлена динамика основных фактических показателей разработки месторождения. Текущая обводненность продукции по объектам разработки высокая, независимо от величины текущих коэффициента извлечения нефти (КИН) и степени выработки запасов. Самые высокие текущие значения КИН получены по эксплуатационным объектам БВ8 (0,586) и АВ4-5 (0,479). Самые низкие значения КИН (от 0,028 до 0,049) характерны для мелких объектов разработки, таких как БВ0-4, БВ7, БВ 16-22 и для объекта АВ1(1-2). Пласты группы АВ различаются как по степени выработки запасов, так и по текущему состоянию разработки. Если по пластам АВ2-3 и АВ4-5 достигнуты отборы НИЗ в объемах 84,1 % и 85,8 % соответственно, то по пласту АВ1(3) отобрано 56,1 % НИЗ, а по пласту АВ1(1-2) – всего 15,6 %. Принципиально важным достижением является то, что при высокой выработанности, заводненности и ухудшающейся структуре запасов основных эксплуатационных объектов в последние 8 лет благодаря вниманию компании ТНК, а далее ТНК-ВР и действующих на месторождении недропользователей ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск» не только преодолено многолетние устойчивое падение объемов добычи нефти по месторождению на уровне 20 млн т в 1998-2000 гг., но и достигнуто заметное увеличение в 2001-2005 гг. на 1…3 млн т в год (до 30 млн т в 2005 году) – при относительно стабильных отборах жидкости и небольшом снижении обводненности продукции. Объемы годовой добычи в данный период связаны с выполнением порядка 13 тысяч высокоэффективных геолого-технических мероприятий, направленных на интенсификацию добычи нефти и ограничение обводненности. Суммарная дополнительная добыча нефти за 1998-2005 гг. от всех видов ГТМ оценивается величиной порядка 12,5 млн т. Почти 40 % этой добычи обеспечено применением ГРП, имеющим среди прочих мероприятий наиболее высокие показатели технологической эффективности. 53 Динамика основных показателей разработки Самотлорского месторождения 100 90 700000 80 600000 70 500000 60 400000 50 40 300000 30 200000 20 100000 10 0 0 1969 1971 1973 1975 1977 1979 1981 1983 Добыча нефти, всего, тыс. тыс.т. т тыс. м Закачка рабочего агента, тыс. м3. 3 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 Добыча жидкости, всего, тыс. тыс.т. т Ср. обводн. прод. действ. скв., % Рисунок 2.3 – Динамика основных показателей разработки Самотлорского месторождения 2005 Обводненность, % Добыча нефти, жидкости,(тыс.т.),закачка воды, (тыс.м3) Добыча нефти, жидкости, тыс. т; закачка воды, тыс. м 3 800000 54 Основные перспективы сохранения достигнутых по месторождению уровней добычи нефти связаны с широким вовлечением в разработку запасов очень сложного по строению пласта АВ1(1-2) (главным образом «рябчиковых» коллекторов), а также отложений ачимовской толщи. Для принятия инженерно обоснованных решений по перспективному планированию работ в области улучшения использования фонда, интенсификации отборов и применения методов увеличения нефтеотдачи была создана гидродинамическая модель Самотлорского месторождения [50]. Одной из базовых основ такого моделирования стало проведение детальной послойной корреляции разрезов продуктивных пластов впервые после длительного перерыва. В результате детальной корреляции в разрезе продуктивных отложений Самотлорского месторождения от пласта АВ1(1-2) до ЮВ1 прослежены 83 границы. Значительная часть из них представляет собой реперные границы, которые можно использовать за пределами Самотлорского месторождения. Также уточнены стратиграфические границы пластов, особенно существенные изменения отмечаются в пластах группы АВ1-5 и ачимовской толще. Для составления уточненного проекта разработки Самотлорского месторождения до 2050 г. рассматривались несколько расчетных вариантов, которые формировались с учетом степени освоенности каждого объекта, принятых ранее и уже реализованных решений по системам расстановки скважин и воздействия на пласт и с учетом фактических результатов проводившихся мероприятий по интенсификации добычи и увеличению нефтеотдачи [49]. Одной из ключевых проблем повышения эффективности разработки Самотлорского месторождения является преодоление сложившейся «разностадийности» освоения отдельных пластов, залежей и отдельных участков залежей по выделенным объектам разработки месторождения. 55 Рекомендуемый вариант предусматривает для интенсификации выработки запасов и повышения коэффициента нефтеизвлечения увеличение объемов геолого-технических мероприятий в проектный период, изменение местоположения проектных скважин на отдельных площадях за счет применения горизонтальных скважин, увеличение числа боковых стволов. В результате последовательных прогонов гидродинамических моделей и анализа получаемых прогнозных технологических показателей были определены приоритетные участки залежей для проведения ГТМ различных видов с предварительной оценкой объемов операций. Проведение этих мероприятий обеспечит близкую к оптимальной динамику отборов нефти и жидкости и сбалансировнные сроки разработки пластов. Рекомендуемый вариант обеспечивает наибольшую накопленную добычу нефти и конечный КИН, соответствующий утвержденному, благодаря применению широкого спектра мероприятий, направленных на совершенствование системы разработки – бурение горизонтальных скважин, ежегодное проведение работ по оптимизации режимов эксплуатации скважин, приобщению повторной невскрытых глубокопроникающей нефтенасыщенных перфорации, интервалов массовые и обработки призабойных зон химреагентами, проведение гидроразрывов пластов, зарезки вторых стволов и т.д. Применение нефтеотдачи, проектируемых интенсификации технологий добычи, в целях повышения повышения эффективности эксплуатации скважин обеспечивает по месторождению в целом за проектный срок накопленную добычу нефти 231,3 млн т, из них 51,0 % (118,0 млн т) предполагается получить за счет гидроразрывов, по остальным методам доля участия составляет от 8,0 % до 11,6 %. Кроме того, запланированы экспериментальные работы на перспективных участках по дальнейшему испытанию на объектах АВ1(1-2), 56 АВ1(3), БВ8 и ЮВ1. Суть технологических решений заключается в адресном регулировании отборов путем их наращивания в зонах локализации остаточных запасов нефти и соответствующего снижения в промытых зонах пластов. Для достижения этой цели намечено бурение 5789 новых скважин, в том числе 3966 добывающих и 1823 нагнетательных, вывод из неработающих категорий фонда 6273 скважин и 3271 операция по переводу скважин, выполнивших целевое назначение, на другие объекты. Найдена и успешно реализуется эффективная технология освоения трудноизвлекаемых практически Самотлорского запасов пятую часть объекта АВ1(1-2) начальных месторождения с «рябчик», геологических применением содержащих запасов нефти большеобъемных гидроразрывов современного дизайна. Начата разработка низкопродуктивных коллекторов пластов БВ16-22 (ачимовская пачка). Предусматривается восстановление «разрушенных» систем заводнения на многих участках основных объектов и их усиление в низкопродуктивных зонах концентрации остаточных запасов. Практическое осуществление рекомендуемого варианта предполагает проведение более 7000 операций ГРП, бурение порядка 1600 боковых стволов, мероприятия по оптимизации отборов, прострелочно-взрывные работы, закачку потококорректирующих составов в нагнетательные скважины, ОПЗ добывающих скважин. 2.1.3. Методы увеличения нефтеотдачи пластов При всех достоинствах освоенного на Самотлорском месторождении метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти, он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень нефтеизвлечения из пластов. Закачка воды в качестве вытесняющего агента не 57 обеспечивает желаемых темпов добычи нефти, обводненность достигла более 90 %, при этом на нагнетание воды тратится огромное количество энергии, растет себестоимость добываемой продукции. Процесс разработки Самотлорского месторождения (начиная с первых лет его освоения) постоянно сопровождался опытными и экспериментальными работами по поиску и апробации методов и технологий, направленных на более полное извлечение нефти из недр. На месторождении, начиная с середины 70-х годов прошлого столетия, для увеличения конечной нефтеотдачи пластов были испытаны и проведены опытно-промышленные работы по более чем 60 методам повышения нефтеотдачи пластов (ПНП), которые можно разбить на следующие группы: гидродинамические, закачка углеводородного газа и водогазовых смесей, физико-химические, комбинированные и прочие (таблица 2.1) [51, 52]. Больше всего испытаний и ОПР было проведено по группе физикохимических методов увеличения нефтеотдачи, при этом по их воздействию на пласты они подразделялись на методы: - направленные на увеличение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды путем улучшения нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды; - направленные на повышение охвата залежей воздействием воды; - комплексного воздействия. С 1986 г. на месторождении проводятся работы по увеличению нефтеотдачи пластов путем закачки потококорректирующих составов в нагнетательные скважины, при этом был апробирован целый ряд технологий, позволяющих уже к 1996 г. перейти к организации широкомасштабных работ по повышению нефтеотдачи залежей нефти Самотлорского месторождения. Наиболее масштабными были работы по организации циклического заводнения, заводнения с применением ПАВ, полимер-дисперсных систем, а 58 также работы по воздействию на околоскважинную зону малообъемными оторочками потококоректирующих составов. В целом насчитывается до 90 различных видов применявшихся композиций химреагентов. За рассматриваемый период обработано почти 2000 нагнетательных скважин, число скважино-обработок около 6000. Объемы работ по выравниванию профиля приемистости (ВПП) на месторождении планомерно наращивались, достигнув максимума в 2000 г. Доля обработанного нагнетательного фонда достигала 50…80 %. Оценки дополнительной добычи нефти по видам технологий различаются – от отсутствия эффекта до нескольких тысяч тонн в зависимости от количества задействованных в экспериментах скважин и от периода проведения работ. Технологическая эффективность на 1 скв.-операцию составила от 0,8 до 18,3 т/сут, в целом дополнительная добыча от методов интенсификации притока и повышения нефтеотдачи пластов с 1986 по 2000 гг. составила 14,2 млн т, или 2 % суммарной добычи нефти месторождения за данный период. В результате анализа установлено, что не существует универсального метода ПНП в целом по Самотлорскому месторождению. Для каждого участка пласта необходимо проводить подбор методов ПНП исходя из геологофизических свойств коллекторов, физико-химических свойств пластовых флюидов, стадий и моментов воздействия на залежь, а также с учетом затрат на их применение. Установлено, что перспективными методами ПНП на Самотлорском месторождении являются циклическое заводнение в сочетании с физикохимическими методами (закачка осадко- и гелеобразующих систем), а также газовое (ГВ) и водогазовое воздействие на пласт. Суммарная дополнительная добыча нефти от всех видов ГТМ оценивается величиной порядка 4,0 млн т ежегодно. Почти 30 % этой добычи 59 обеспечено операциями ГРП, имеющими среди прочих ГТМ наиболее высокие показатели технологической эффективности. Технология ГРП на месторождении в последние годы активно совершенствуется, и сегодня можно говорить о том, что гидроразрыв уже рассматривается как одна из основных технологий освоения запасов пласта АВ1(1-2) («рябчик»). Показатели освоения с ГРП новых скважин обычного профиля уже сравнялись с входными параметрами работы новых горизонтальных скважин. Практически доказана эффективность проведения большеобъемных ГРП и ГРП по технологии «концевого экранирования трещин». Технология ГРП предоставила возможность организации промышленной системы разработки объекта АВ1(1-2) с использованием как новых, так и возвратных (выполнивших свое проектное назначение на целевых пластах) скважин. Активный ввод новых скважин с одновременным проведением ГРП на объекте позволил не только повысить их дебиты, но и сократить долю попутно добываемой воды в продукции скважин, в целом по части объекта АВ1(1-2) за последние пять лет среднегодовая обводненность продукции скважин снизилась на 13 %. Очевидно, что применительно к «рябчику» гидроразрыв является методом увеличения нефтеотдачи пласта, поскольку столь заметное и устойчивое повышение продуктивности скважин ведет к продлению экономически эффективного периода разработки. 60 Таблица 2.1 – Показатели эффективности проведения опытно-промышленных работ по повышению нефтеотдачи пластов на Самотлорском месторождении Наименование метода Объем доп. нефти, тыс. т Период Объем закачки I. Циклическое заводнение 1975-1984 гг. 4177,7 Циклическое заводнение + физико-химическое воздействие 1996-1997 гг. 470,0 Количество скважин и скв.-операций Показатели эффективности Гидродинамические и газовые методы ПНП 1.1. Циклическое заводнение 753,56 млн м3 воды 1. Эффективность – 5,5 т дополнит, нефти на 1 тыс. м3 закачки воды. 2. Рекомендуется применять с физико-химическими методами ПНП. добыв. – 32 скв., Эффективность – 10 тыс. т дополнительной нефти на 1 скв. нагнет. – 15 скв. 1.2. Закачка углеводородного газа и водогазовых смесей (ГВ и ВГВ) пласт БВ10 пласт БВ8 пласт АВ2-3 1984-1992 гг. 1984-1993 гг. 1984-1994 гг. 1. Среднесуточный дебит увеличился с 0,1-0,4 до 72,9-103,9 т/сут. добыв. – 15 скв., 2. Прирост добычи нефти по сравнению с заводнением на 21,4 %. газонагнет. – 3 3. К нефтеотдачи = 68,6 %. скв. 4. Темпы разработки увеличиваются в 2…3 раза. 5. Удельная эффективность 0,7 т доп. нефти на 1 тыс. м3 газа. 415,3 631,9 млн м3 газа 534,6 1337,4 добыв. – 17 скв., 1. К нефтеотдачи = 67,7 %. млн н.м3 газонагнет. – 3 2. Прирост КИН на 4,6 %. газа и 2944,3 скв. 3. Удельная эффективность 0,40 т нефти на 1 тыс. м3 газа. тыс. м3 воды 437,9 219,8 добыв. – 15 скв., 1. К нефтеотдачи = 45,3 %. млн н.м3 водогазонагнет. 2. Прирост КИН на 11,1 %. газа и 2831,5 – 3 скв. 3. Удельная эффективность 2,0 т нефти на 1 тыс. м3 газа. тыс. м3 воды 61 пласт АВ1(3) 1984-1996 гг. 278,2 241,9 млн добыв. - 15 скв., 1. К нефтеотдачи = 62,1 %. н.м3 водогазонагнет. 2. Прирост КИН на 18,1 %. газа и 2960,0 – 3 скв. 3. Удельная эффективность 1,2 т нефти на 1 тыс. м3 газа. тыс. м3 воды Продолжение таблицы 2.1 пласт АВ1(1) В целом по участку ГВ и ВГВ: 1984-1997 гг. 1984-1997 гг. 89,5 1755,5 добыв. – 11 скв., 1. К нефтеотдачи = 52,5 %. газонагнет. – 2 2. Прирост КИН на 14,6 %. скв. 3. Удельная эффективность 1,2 т нефти на 1 тыс. м3 газа. 73,1 млн н.м3 газа 2 504,1 млн добыв. – 73 скв., м3 газа и газонагнет. – 8 8735,8 тыс. скв., н.м3 водогазонагнет. воды. – 6 скв. 1. Прирост нефтеотдачи по сравнению с заводнением 8 %. 2. Запроектированные основные показатели разработки достигнуты на 10…12 лет раньше проектного срока. 3. Удельная эффективность – 0,7 т доп. нефти на 1 тыс. м3 газа. 4. Методы ГВ и ВГВ рекомендуются к массовому внедрению. 1.3. Закачка ШФЛУ 261,2 197,9 тыс. т ШФЛУ 4 скв. 1. Удельная эффективность –1 , 3 т нефти на 1 т закачки ШФЛУ. 2. Технология рекомендуется к применению. пласт АВ1(2) 221,9 166,5 тыс. т 3 скв. 1. Увеличение показателей в 1,2 раза. 2. Эффективность – 1,24 т нефти на 1 т закачки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). пласт БВ8 39,3 31,4 тыс. т 1 скв. 1. КИН – 68,8 %. 2. Эффективность – 1,18 т нефти на 1 т закачки ШФЛУ. Всего 1982-1985 гг. 1.4. Применение оторочки псевдокипящей газожидкостной системы (ОПГС) Всего 2000 г. 216,0 95 скв. Эффективность – 2,3 тыс. т на 1 скв. 62 2. Физико-химические методы, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти из пористой среды 2.1 Закачка ПАВ Всего 1978-1988 гг. 822,0 56,3 тыс. т ПАВ 1. Технология не рекомендуется к применению. 2. Удельная эффективность 14,6 т нефти на 1 т ПАВ. по технологии БашНИПИнефть 1978-1982 гг. 799,0 55,1 тыс. т ПАВ Удельная эффективность 14,5 т нефти на 1т ПАВ. по технологии ТатНИПИнефть 1982 г. 20,2 0,9 тыс. т ПАВ Удельная эффективность 23 т нефти на 1 т ПАВ. по технологии НижневартовскНИПИнефть 1988 г. 2,8 0,3 тыс. м3 ПАВ Удельная эффективность 9 т нефти на 1 т ПАВ. Продолжение таблицы 2.1 2.2 Применение ИХН Всего 1985-1989 116,55 1. Прирост коэффициента нефтеотдачи 0,6 %. 2. Удельная эффективность 4,9 т нефти на 1 т закачки ИХН. 3. Закачка ИХН не нашла широкого применения из-за коррозийной активности композиций ИХН. 23,6 тыс. т композиций ИХН 3. Физико-химические методы, основанные на увеличении коэффициента охвата пласта воздействием 3.1 Осадкообразующие системы Применение сульфато-содовых систем (ССС) 1994-2000 гг. Применение полимердисперсных систем (ПДС) 1986-2000 гг. 984,5 1. Технологическая эффективность 4,2 тыс. т на 1 скв.-операцию. 232 скв.-операций 2. База для создания более 20 модификаций. 3 Внедрение на 17 месторождениях Западной Сибири. 908,5 250 скв.-операций 1. Эффективность – 2…10 тыс. т на 1 скв.-операцию. 2. Рекомендуется к массовому применению. высокой 63 Применение полимердисперсных систем и поверхностно-активных веществ (ПДС + ПАВ) 1988 г. 4 скв.-операции 73,1 Применение волокнистодисперсной системы (ВДС) 1992-1999 гг. 1600,0 Применение осадкообразующих полимерных композиций (ОПК) 2000 г. 24,2 Эффективность – 18,3 тыс. т на 1 скв.-операцию. 1. КИН увеличился с 0,25 до 0,31. 2. Эффективность –5,3 тыс. т нефти на 1 скв.-операцию. 300 скв.-операций 3. Рекомендуется к широкому применению на месторождении. 101,5 тыс. т ОПК 29 скв.-операций Самотлорском 1. Обводненность снизилась на 0,6 %. 2. Эффективность – 834 т на 1 скв.-операцию. 3.2 Коагулирующие системы Применение полимерных суспензий (ПС) 1999 г. 562,7 1. Эффективность – 3,9 тыс. т на 1 скв.-операцию. 143 скв.-операций 2. Дополнительная добыча нефти – более 16 тыс. т на 1 т закачанного полимера. Продолжение таблицы 2.1 Применение эмульсионнодисперсных составов (ЭДС) 1999-2000 гг. 374,0 220 скв.-операций Эффективность – 1,7 тыс. т на 1 скв.-операцию. 3.3 Комбинированные системы Применение щелочнополимерных суспензионных композиций (ЩПСК) 1993-1997 гг. 522,4 123 скв. Эффективность – 4,3 тыс. т на 1 скв. пласт АВ1(3) 1997 г. 12,1 15 скв. Эффективность – 0,8 тыс. т на 1 скв. пласт АВ2-3 1994-1997 гг. 131,1 31 скв. Эффективность – 4,2 тыс. т на 1 скв. пласт АВ4-5 1995-1997 гг. 32,3 42 скв. Эффективность – 0,8 тыс. т на 1 скв. пласт БВ8 1993-1995 гг. 346,9 35 скв. Эффективность – 9,9 тыс. т на 1 скв. 64 Применение лигниносодержащих составов (ЛСС) 1999 г. 16,4 96,2 т товарного лигнина 1. Технологический эффект – 1 7 1 т нефти на 1 т лигнина. 2. Объем извлекаемых запасов нефти увеличился на 385 тыс. т. 3. Прирост КИН 1,1 %. 4. Прочие методы ПНП Применение гидроприводных и гидроструйных насосов (ГПН и 1994-2001 гг. ГСН) 1362,7 120 скв. 1. Повышение дебитов нефти и жидкости в 2…4 раза. 2. Снижение обводненности продукции на 20…30 %. 3. Эффективность – 11,4 тыс. т на 1 скв. 65 2.1.3.1. Применение гелеобразующих систем Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах эффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических реагентов. Отличительной особенностью данных методов является малый суммарный расход реагентов (0,02…0,03 объема пор пласта) при высокой технико-экономической эффективности. На практике высокую эффективность показали гелеобразующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов полиакриламида (ПАА). Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы пластов (преимущественно высокопроницаемые), промытые водой участки, создавая тампонажные внутрипластовые экраны, противостоящие напору пластовых вод. Радиус таких экранов в добывающих скважинах достигает 15 м и более, в нагнетательных скважинах радиус тампонажных экранов для отклонения потоков нагнетаемых вод может быть еще больше. Осуществление указанных работ возможно при наличии: технологичных рецептур гелеобразующих составов, применимых в различных геолого-технических условиях скважин; технических средств и технологии приготовления гелеобразующих растворов в требуемых объемах на промыслах; технологии проведения изоляционных работ в скважинах. Создано несколько рецептур гелеобразующих составов (ГОС-1, ГОС-2, АКОР, ВУС, ВТС и др.), проанализирован опыт внедрения в ПО «Нижневартовскнефтегаз» в 1989 г. технологии выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующим составом ГОС-2, разработанным ВНИИКРнефтью. Технология ограничения водопритоков в добывающих скважинах основана на тампонировании пластов под давлением фильтрующимся гелеобразующим составом с последующим докреплением твердеющими цементными или 66 полимерными материалами, что необходимо для восстановления герметичности заколонного пространства скважин [53]. В 1989 г. в ПО «Нижневартовскнефтегаз» технология внедрена более чем в 100 скважинах. Работы проводили на Самотлорском, Мыхпайском, Аганском, Ватинском и Ершовском месторождениях. При этом воздействовали практически на все продуктивные горизонты: АВ1-2, АВ2-3, АВ4-5, БВ6, БВ8, БВ10, Ю1. В добывающих скважинах осуществляли изоляцию всех видов водопритоков при пластовых температурах 50…80 °С. Применяемый для обработок состав ГОС-2 представлял собой водный раствор ПАА с добавкой гелеобразующих («сшивающих» ПАА) агентов. Важным его преимуществом являлось то, что все компоненты порошкообразные и хорошо растворимы в воде. В отвержденном состоянии состав ГОС-2 представлял собой гель, способный герметизировать поровое пространство обводненных интервалов пластов при градиентах давления до 7 МПа/м. Для приготовления состава ГОС-2 использовали импортный порошкообразный ПАА марок SORPF40NT и Accotrol S-622. В добывающих скважинах источник обводнения изолировали гелеобразующим составом объемом 20…100 м3, в последующем изолировали заколонное пространство цементным раствором. По истечении времени гелеобразования и затвердения цементного раствора скважину пускали в эксплуатацию. В нагнетательные скважины закачивали от 50 до 500 м 3 ГОС. Первую порцию раствора (около 30 % от общего объема) готовили при более высокой концентрации ПАА (0,4…0,7 %), затем при повышении давления нагнетания на 2,5…3,0 МПа концентрацию полимера снижали до 0,2…0,3 % (при этом давление нагнетания несколько снижалось) и продолжали закачку состава в пласт. Сигналом окончания процесса обработки скважины служил повторный рост давления нагнетания на 3,0…3,5 МПа. При обработках скважин важное значение имел выбор концентрации ПАА (соответственно вязкости состава) для формирования тампонажных внутрипластовых экранов больших объемов. В связи с трудностью 67 теоретических расчетов указанную задачу решали опытным путем применительно к конкретным месторождениям и объектам. В 1989 г. рекомендуемый объем закачки состава ГОС-2 в нагнетательные скважины составлял 300…500 м3. Однако при массовом внедрении в некоторые скважины закачивали состав с более высокой концентрацией ПАА, в результате этого объем закачки снизился до 100…150 м3 и менее. Другой причиной относительно малых объемов закачки состава ГОС-2 являлся дефицит импортного ПАА на предприятиях. Указанные факторы снизили удельную дополнительную добычу нефти, получаемую за счет обработок нагнетательных скважин. После выдержки скважины в покое для гелеобразования проводили кислотную обработку призабойной зоны (ОПЗ) пласта для подключения в работу низкопроницаемых участков продуктивного пласта и скважину пускали под нагнетание. Полученные результаты приведены в таблице 2.2. В нее не включены скважины, в которых осуществлено приобщение пластов. Дополнительная добыча нефти за 4 мес. составила в среднем на одну добывающую скважину 1 тыс. т, на одну нагнетательную (по реагирующим добывающим скважинам) – 5,3 тыс. т. На рисунке 2.4 представлены характерные кривые изменения режимов эксплуатации реагирующих добывающих скважин после обработки нагнетательных скважин. Общая дополнительная добыча нефти составила около 150 тыс. т. Научно-производственной фирмой «Иджат» была разработана гелеобразующая технология повышения нефтеодачи комплексного действия на основе алюмохлорида и щелочных реагентов (ГеОС) [54]. В целом дополнительная добыча нефти по участкам Самотлорского месторождения составила 52,3 тыс. т. 68 Таблица 2.2 – Результаты закачки ГОС-2 в скважины месторождений Режим эксплуатации скважин (в среднем) Средний нагненагнетаобъем добывающих добывающих тательЧисло тельных МесторождеГОС/ценых сквание, скважина ментного жин обводобвод- приераствора, дебит приемис- дебит неннен- мис3 м нефти, тость, нефти, ность, ность, тость, т/сут м3/сут т/сут % % м3/сут До обработок После обработок Самотлорское Добывающая 36 45/2,8 25,5 92,6 39,0 84,5 Нагнетательная 7 214 1460 1270 Мыхпайское Добывающая 5 32/2,3 5,4 92,7 49,7 59,3 Нагнетательная 12 279 560 463 Ватинское Добывающая Нагнетательная 3 340 680 596 Примечание * – данные по двум скважинам. Дополнительная добыча нефти, тыс. т в среднем на 1 скв. всего 0,925 7,810 33,33 54,67 1,180* 3,770 2,360 45,27 4,330 13,00 В – обводненность; Qн – дебит нефти; отрицательное время соответствует времени до обработки скважины; Т – время обработки Рисунок 2.4 – Изменение режима эксплуатации реагирующих добывающих после выравнивания профиля приемистости составом ГОС нагнетательной скважины во времени Т Закачка полимерных суспензий, разработчик – РМНТК «Нефтеотдача» [55]. Для регулирования профилей приемистости в неоднородных пластах, имеющих трещиноватость в призабойной зоне, рекомендовалось использовать частицы, размеры которых подбираются, исходя из критериев проникновения 69 исключительно в существующие трещины. Этим обеспечивается селективность воздействия. В результате проведенных исследований в качестве частиц предлагалось использовать промышленно выпускаемые и широко применяемые в нефтяной отрасли порошкообразные полимеры ПАА с добавкой сшивающего агента – бихромата калия (натрия) (БХК(БХН)) при следующем соотношении ингредиентов: ПАА:КМЦ:БХК(БХН)=1:1:(0,5…1). Установлена возможность предварительного ввода сшивающего агента в состав полимерной суспензии, поскольку получаемый после отмыва инертной жидкости гель в результате взаимодействия полимера со сшивателем в водной среде воспроизводит свои физико-химические свойства. Ситовый анализ полимеров и сшивающего агента показывал, что характерный диаметр частиц находился в пределах 100…1000 мкм. Выполненные расчеты свидетельствовали, что частицы таких размеров способны фильтроваться лишь в трещины с раскрытостью более 2,0…2,5 мм. Частицы суспензии транспортировались в пласт с инертной жидкостьюносителем. За счет этого обеспечивались неизменность размеров частиц полимеров и сшивающего агента в ходе выполнения технологического процесса и сохранность химических свойств системы. В результате лабораторных исследований было установлено, что оптимальной жидкостьюносителем для полимерных суспензий является безводная дегазированная нефть с вязкостью до 10 мПа·с, которая не реагирует с суспензионным материалом, а порошкообразные реагенты после ее отмыва водой сохраняют свои гелеобразующие свойства. Установлено также, что для этих же целей может использоваться водный раствор хлористого кальция с концентрацией основного вещества 20 % и более. После доставки суспензионной смеси в пласт осуществлялся отмыв инертной жидкости-носителя закачиваемой водой. Полимеры и сшивающий агент под воздействием воды набухали, начинали растворяться и образовывать увеличивающуюся в объеме гелеобразную массу, блокирующую проводимость трещин. Принципиальным моментом здесь являлась достигаемая концентрация 70 полимера в получаемом геле. Она была намного больше той, которую можно было достичь при приготовлении водных растворов полимеров. Например, приготовление у устья скважины водных растворов ПАА с концентрацией полимера свыше 1…2 % было уже сопряжено с большими техническими трудностями, тогда как изложенным выше приемом его доставки в пласт можно достигать концентрации полимера в геле в несколько десятков процентов, обеспечивая тем самым высокие прочностные характеристики тампонирующей массы, надежность и долговременность эффекта изоляции. Для увеличения эффективности воздействия было предложено использовать смесь двух видов полимеров, в частности ПАА и карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), проявляющих в разработанной технологии разные свойства. В результате проведенного комплекса лабораторных и аналитических исследований была разработана базовая технологическая схема обработки водонагнетательной скважины с целью регулирования профиля приемистости, позволяющая выполнять селективное воздействие на высокопроницаемые интервалы и трещины, при этом проводить операцию без привлечения бригад капитального ремонта скважин (КРС). Внедрение технологии было проведено в ОАО «Нижневартовскнефтегаз» на высокообводненных участках пластов АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10 Самотлорского и Мыхпайского месторождений. Всего, на всех стадиях испытаний и внедрения по технологии применения полимерных суспензий было выполнено 143 скважино-операций. Дополнительно добыто 562,7 тыс. т нефти, или 3,9 тыс. т на 1 скважинооперацию. Успешность обработок составила 92,3 %. На риснке 2.5 приведено распределение результатов обработок по удельному эффекту на одну скважино-операцию в водонагнетательной скважине. Из рисунка видно, что наибольшее количество обработок (37,8 %) обеспечило дополнительную добычу нефти на 1 скважино-операцию от одной до пяти тысяч тонн. 71 Рисунок 2.5 – Удельная дополнительная добыча нефти, тыс. т/скв.-опер. Анализ и обобщение промыслового материала позволили определить достигаемые на практике технико-экономические показатели разработанного технологического процесса, которые приведены в таблице 2.3. Эти показатели можно использовать при планировании геолого-технических мероприятий на высокообводненных участках месторождений с целью повышения эффективности добычи нефти. Таблица 2.3 – Технико-экономические показатели технологии применения ПС № п/п Показатели Ед. изм. Значения шт. 143 1. Количество обработок 2. Дополнительная добыча нефти тыс. т 562,7 3. Сокращение отборов попутно добываемой воды тыс. м 3781,7 4. Успешность работ % 92,3 5. Коэффициент положительного скважин участков % 60…70 6. Длительность эффекта мес. 9…16 7. Дополнительная добыча нефти на 1 скважино-операцию в нагнетательной скважине Дополнительная добыча нефти на 1 добывающую скважину участка Суточный прирост дебита нефти на 1 добывающую скважину участка тыс. т 3,9 тыс. т 1,0 т/сут 2…4 тыс. т более 16 % 0,7…1,2 т/скв.-опер. 100…150 д.ед. 26…39 8. 9. реагирования добывающих 10. Дополнительная добыча нефти на 1 т закачанного полимера 11. Средний относительный прирост текущего коэффициента нефтеотдачи Эквивалентное количество дополнительной нефти, обеспечивающее окупаемость затрат 12. 13. Кратность окупаемости затрат превышением доходов 72 2.1.3.2. Применение осадкообразующих систем Применение полимердисперсных систем Способ регулирования процессов заводнения послойно-неоднородных пластов на основе использования полимердисперсных систем (ПДС) впервые был разработан А.Ш. Газизовым [56]. Технология применения ПДС для повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Западной Сибири была разработана ВНИИНефтепромхим (г. Казань) и НижневартовскНИПИнефть [57, 58]. После испытания в 1987 г. данная технология была сдана Ведомственной комиссии Главтюменнефтегаза. Количественная оценка технологического эффекта в соответствии с РД 39-23-764-82 определялась по характеристикам вытеснения. Оценка эффективности опытно-промышленных работ показала наличие положительного эффекта на всех участках пласта. Анализ данных по разработке опытных участков показал также, что технологический процесс с применением ПДС в целом не ухудшает динамику показателей закачки воды и отбора пластового флюида. Наблюдаемое в процессе обработки ПДС некоторое уменьшение коэффициента приемистости спустя 1…3 месяца восстанавливается. Материалы геофизических исследований нагнетательных скважин свидетельствуют о разнообразном проявлении закачанной ПДС: в одних случаях подключаются в разработку ранее неработавшие интервалы пласта и фильтра, в других случаях происходит перераспределение фильтрационных потоков при постоянной величине работающей толщины пласта. При этом суммарная работающая толщина может как увеличиваться, так и уменьшаться. По данным потокометрии, в ряде исследованных добывающих скважин после закачки в пласт ПДС произошло увеличение работающих толщин как пласта, так и фильтра. Важно подчеркнуть при этом подключение в разработку новых интервалов продуктивного пласта с пониженной проницаемостью. 73 На Самотлорском месторождении проведена 131 скв.-операция, дополнительно добыто 244,4 тыс. т нефти. Технология регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией. Разработчик – ОАО «НижневартовскНИПИнефть» Разработанная нами технология заключается в том, что в пласт через нагнетательную скважину закачивают концентрированный раствор соли многовалентного металла (Са, Ва), содержащий в диспергированном виде полимер, сшиватель, бактерицид. Тампонирующие свойства закачиваемого раствора регулируют изменением пропорции, дисперсности и консистенции добавок в зависимости от параметров пласта и свойств пластовых флюидов [59]. Далее закачивается второй компонент осадкообразующего состава в виде водного раствора соли многовалентного металла при оптимальных параметрах (давлении, расходе, температуре) в зависимости от параметров пласта, свойств пластовых флюидов, который выполняет функцию носителя полимера и сшивателя, являясь одновременно компонентом осадкообразующего состава, который до начала гелеобразования полимера фильтруется в поровые каналы, преимущественно, высокопроницаемых сред. Кристаллический осадок, выпадающий в ПЗП, приводит не только к блокированию порового пространства промытых интервалов пласта в призабойной зоне скважины, но и также к торможению скоростей фильтрации воды в этих интервалах на возможно большем удалении от нагнетательной скважины, т.е. устраняется неоднородность пласта не только по толщине, но и по площади на заранее заданном расстоянии. Данная технология процесса заводнения ОПК была реализована на участке № 2 пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения. Указанный объект находится на поздней стадии разработки, при этом значительная часть действующих скважин характеризуется низкими дебитами нефти, огромными 74 объемами попутно добываемой воды и, вследствие этого, находится на грани рентабельной эксплуатации [60]. По геологическим характеристикам залежь участка № 2 пласта АВ4-5 является пластово-сводовой, тип коллектора – терригенный, высота залежи – 70 м, нефтенасыщенная толщина – 15,6 м, открытая пористость составляет в среднем 27,8 %, коэффициент песчанистости – 0,8, проницаемость в нефтенасыщенных монолитах варьируется в пределах 500…1470 мД, усредненная проницаемость – 894 мД. Текущее состояние разработки характеризовалось текущим коэффициентом нефтеотдачи (КИН) – 0,35 (утвержденный – 0,52), отбором от начально извлекаемых запасов – 66,3 %. Добыча жидкости на 01.01.2000 г., по сравнению с данными за 1990 г., снизилась в 2,5 раза, а добыча нефти – более чем в 5,5 раза. Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам жидкости и обводненности показало, что 72 % скважин эксплуатируется с обводненностью 95 % и выше, т.е. это фактический фонд, дальнейшая эксплуатация которого связана с проведением работ по повышению нефтеотдачи пластов. По данной технологии регулирования процесса заводнения было обработано 29 нагнетательных скважин, в каждую скважину было закачано в среднем по 35 т ОПК. В результате проведенных работ дополнительный объем добычи нефти за 6 месяцев составил 6053 т, за 1 год – 24190 т, обводненность по участку снизилась на 0,6 % [61 – 63]. Сложность проведения такого рода операций на пласте АВ4-5 определяется особенностями его геологического строения и распределением остаточных запасов нефти. Пласт АВ4-5 представляет собой монолит, толщина которого в некоторых скважинах достигает 70 метров. Кроме того, данный объект эксплуатации Самотлорского месторождения характеризуется высокой проницаемостью. Интенсивная разработка пласта АВ4-5 привела к тому, что основная его часть полностью обводнилась. 75 Данные о результатах применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении приведены в таблице 2.4, из которой видно, что наибольшая технологическая эффективность наблюдается при применении технологий ЩПСК и ГОС-2. Таблица 2.4 – Данные о результатах применения потокоотклоняющих технологий на Самотлорском месторождении Виды потокоотклоняющих технологий ЩПСК ГОС-2 ГеОС ПС ОПК Число обработанных скважин Объект воздействия АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5, БВ8 АВ1(2), АВ2-3 АВ1(3) АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10 АВ4-5 Дополнительная добыча нефти, тыс. т на 1 скв.всего операцию 158 1016,3 6,4 7 2 54,67 5,72 7,81 2,86 143 562,7 3,9 29 24,19 0,83 Таким образом, применение геле- и осадкообразующих систем позволяет сохранить рентабельным действующий фонд скважин, повысить коэффициент извлечения нефти по пластам и рекомендуется для дальнейшего применения в качестве метода ПНП на Самотлорском месторождении. 2.1.3.3. Применение физико-химических комбинированных технологий Применение щелочной полимер-суспензионной композиции. Разработчик – РМНТК «Нефтеотдача» Технология, основанная на закачке ЩПСК, является дальнейшим развитием технологии обработки нагнетательных скважин полимердисперсной системой, базирующейся на закачке в пласт глинистой суспензии и раствора полимера [64]. 76 С целью улучшения свойств ПДС целенаправленно воздействовали на один из компонентов системы, а именно глину, щелочным раствором определенной концентрации. Как показали результаты проведенного широкого комплекса экспериментальных исследований, введение в композицию щелочного раствора увеличивает объем тампонирующего осадка, делает его более устойчивым по отношению к высокоминерализованным пластовым водам. Кроме свойствами. того, В новая условиях композиция обладает гидродинамически нефтеотмывающими связанных прослоев потокорегулирующая композиция должна не только блокировать промытые интервалы, но и замедлять фильтрацию воды, двигаясь вместе с ней на возможно большее расстояние от забоя нагнетательной скважины. Добавка щелочи в глинистую суспензию обеспечивает эластичность глинистых частиц и, соответственно, подвижность системы в пласте. ЩПСК и ее модификации закачиваются в пласт циклами – объемами по 100…300 м3. Между циклами в пласт в течение 10…12 ч нагнетается вода. Число циклов и объем реагента в каждом цикле определяются исходя из конкретных геолого-физических характеристик скважины. Как правило, на завершающей стадии проведения обработки ЩПСК проводится кислотная обработка скважины с целью улучшения вовлечения в активную разработку прослоев пониженной проницаемости. С 1993 г. в Западной Сибири технология применения ЩПСК и ее модификации применялись на месторождениях ОАО «Тюменская нефтяная компания» (ТНК), ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» и ОАО «Варьеганнефть». Особенность применения ЩПСК на объектах указанных компаний заключается в том, что технология реализовывалась не в отдельной нагнетательной скважине, а на участке пласта в целом. Предварительно на участке изучали структуру и распределение остаточных запасов нефти, динамику основных показателей разработки, интерференцию скважин, уточняли геологическое строение объектов и строили схемы сопоставления коллекторов, оценивали рентабельность эксплуатации скважин. Только после 77 всестороннего изучения объекта для него разрабатывали программу проведения обработок нагнетательных скважин по технологии ЩПСК, в которой расписывались последовательность и периодичность обработок скважин, а также определялся объем закачиваемой композиции. Технология ЩПСК внедрялась в основном на Самотлорском и Мыхпайском нефтяных месторождениях. Всего на данных объектах было проведено более 150 обработок нагнетательных скважин. Работы осуществлялись на пластах АВ1(3), АВ2-3, АВ4-5, BB8, БВ10. На рисунке 2.6 приведена удельная технологическая эффективность внедрения технологии ЩПСК и ее модификаций на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (МНГ), ОАО «Варьеганнефть» (ВН) и ОАО «ТНК», которые подразделяются «Нижневартовскнефтегаз» (ННГ) – на месторождения Самотлорское, Мыхпайское ОАО и на месторождения ОАО «Нижневартовское нефтедобывающее предприятие» (ННП) – Кошильское, Хохряковское, Пермяковское. Рисунок 2.6 – Число проведенных обработок по технологии ЩПСК (1) и их удельная технологическая эффективность (2), тыс. т на одну обработку 78 Результаты внедрения ЩПСК на Самотлорском месторождении показывают высокую эффективность метода. С 1993 по 2001 гг. на Самотлорском месторождении за счет внедрения ЩПСК дополнительно добыто 1016,3 тыс. т нефти, в среднем удельная технологическая эффективность составляет 3,9 тыс. т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку. Таким образом, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов можно условно разделить на 2 категории: а) технологии, связанные с применением составов, необратимо влияющих на коллекторские свойства пласта – «жесткие» технологии; б) технологии с применением составов, на которые при необходимости можно повлиять в процессе разработки объекта (удалить, нейтрализовать и т.д.) – «мягкие» технологии. К «жестким» технологиям МУН следует отнести технологии, направленные на увеличение коэффициента охвата, а именно, в первую очередь, осадкообразующие системы (ПДС, ВДС, ССС, ЩПСК, ОПК и т.д.). С этой точки зрения более перспективны «мягкие» технологии, не приводящие к необратимым изменениям коллекторских свойств пласта и направленных на доотмыв остаточной нефти (закачка ПАВ, снижающих межфазное поверхностное натяжение, щелочное и полимерное заводнение, закачка растворителей и т.д.), а также технологии, направленные на увеличение коэффициента охвата с применением гелеобразующих и полимерных систем. Из осадкообразующих систем высокую эффективность на Самотлорском месторождении показал метод применения ЩПСК, являющийся комбинированной технологией (кроме блокирования высокопроницаемых интервалов), способствующей доотмыву нефти. За счет внедрения этой технологии дополнительно добыто более 1 млн т нефти, причем технология применима к объектам АВ и БВ. Для повышения нефтеотдачи пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения рекомендуется также использовать технологию применения 79 ОПК, показавшую положительные результаты при опытно-промысловых испытаниях. Из гелеообразующих систем наиболее перспективна «мягкая» технология ПС, за счет внедрения которой дополнительно добыто более 500 тыс. т нефти, успешность обработок составила 92,3 %. 2.1.4. Основные методы воздействия на призабойную зону пласта С 1987 г. на Самотлорском месторождении проводились специальные исследования и анализ эффективности различных методов воздействия на призабойные зоны скважин, эксплуатирующих пласты групп АВ, БВ и ЮВ [65]. В работе [66] приведены результаты исследований особенностей фильтрационных свойств юрских продуктивных отложений ЮВ, относительная фазовая проницаемость которых по ряду месторождений определяется фильтрационно-емкостными свойствами пород коллектора и глиносодержанием. Отмеченные особенности фильтрационных свойств юрских продуктивных отложений существенно влияют на эффективность ОПЗ. Результаты анализа эффективности солянокислотных (СКО), глинокислотных обработок (ГКО) свидетельствуют о малой эффективности ОПЗ в низкопроницаемых коллекторах. На Самотлорском месторождении обработки призабойной зоны скважин (ПЗС) проводились нередко по системной технологии, подробное описание которой содержится в [67]. Основные принципы системной технологии приведены в работе [65]. На Самотлорском месторождении кроме традиционных ОПЗ применялись также другие новые методы воздействия на призабойное зону пласта, а именно депрессивно-вакуумное воздействие (ДВВ) и виброволновое воздействие на пласт с использованием низкочастотного излучателя упругих сейсмических волн скважинного типа. 80 Разработанный в Ивано-Франковском институте нефти и газа способ освоения скважин и восстановления фильтрационных свойств пласта за счет создания многократных мгновенных депрессий-репрессий реализуется с помощью высоконапорных струйных аппаратов различных конструкций, обеспечивающих заданное снижение давления на пласт в течение определенного времени [68]. Одним из перспективных физико-химических методов увеличения коэффициента нефтеизвлечения является виброволновое воздействие на пласт, осуществляемое двумя способами: скважинными виброисточниками, передающими сейсмическую энергию через призабойную зону, и наземными виброисточниками. При применении источников сейсмических волн скважинного типа (излучателей) возникает возможность воздействовать как на саму призабойную зону с целью очистки порового пространства от загрязняющих осадков и примесей, образования микротрещин в породе, так и на удаленные площади. Для решения таких задач на Самотлорском месторождении в 1998-1999 гг. специалистами Института прикладной физики РАН был спроектирован и изготовлен не имеющий аналогов низкочастотный излучатель упругих сейсмических волн скважинного типа, отличающийся большой мощностью излучения, возможностью в широких пределах изменять мощность, частоту и форму излучения [69]. Объектом испытаний был выбран продуктивный Самотлорского месторождения, особенностями геологического характеризующийся строения, что пласт AB1(3) разнообразными позволило оценить эффективность технологии в различных горно-геологических условиях и значительно сократить затраты на производство испытаний. Для испытания излучателя выбрана добывающая скважина 27339/756, находящаяся в длительном бездействии по причине недостаточного притока жидкости для эффективной эксплуатации электроцентробежных насосов (ЭЦН). 81 В скважине 27339 пласт AB1(3) представлен двумя пропластками: верхний толщиной 1 м и нижний 3,5 м. Их геолого-геофизические параметры позволяют отнести к коллектору только нижний, залегающий на глубине 1700 м, пропласток, имеющий эффективную нефтенасыщенную толщину 2,2 м. По данным геофизических исследований данный пропласток имеет коэффициент нефтенасыщенности 67,8, коэффициент открытой пористости 0,29, проницаемость – 0,168 мкм2. Проведение испытаний излучателя и его технологической эффективности проводилось по двум направлениям: - воздействие на призабойную зону скважины с целью её очистки и восстановления естественной проницаемости; - воздействие на удаленные от источника излучения участки пласта с целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения. В процессе испытаний излучаемая мощность достигла 10,1 кВт. Работа низкочастотного (НЧ) излучателя на максимальной мощности составила 370 ч. По завершении работ скважина освоена свабированием, а геофизической партией была записана кривая восстановления давления и рассчитаны основные фильтрационные характеристики. Динамика изменения технологических опытного участка до и после показателей эксплуатации воздействия низкочастотного излучения показана на рисунке 2.7. После испытания НЧ-излучателя обводненность продукции по 13 добывающим скважинам снизилась на 3…41 %. Обводненность продукции в целом по участку за шесть месяцев снизилась по отношению к базовой на 0,6 %. Прирост дебита нефти за период с декабря 1999 г. по май 2000 г. составил 0,7 т/сут. Накопленный технологический эффект составил 6652 т. 82 4- 4- 4- Рисунок 2.7 – Динамика изменения технологических показателей эксплуатации опытного участка до и после воздействия низкочастотного излучения Таким образом, можно сделать следующие выводы: 1. При воздействии волнами на резонансных частотах пласта происходит очистка призабойной зоны скважины, улучшается совершенство скважины по степени вскрытия, восстанавливаются ФЕС коллектора. 2. При длительном воздействии на продуктивную залежь уменьшается обводненность продукции в добывающих скважинах, вскрывающих 83 монолитные коллекторы с эффективной нефтенасыщенной толщиной от 5 до 15 м и располагающихся на расстоянии от источника НЧ-излучения до 3500 м. В прерывистых коллекторах эффекты незначительны и затухают с увеличением расстоянием от источника. 3. Подтверждается концепция о перераспределении напряжений в горном массиве при воздействии на него упругими акустическими волнами характерной для данного продуктивного пласта частотой, а именно в той его части, где такие напряжения наиболее вероятны, это зоны больших отборов флюидов, т.е. зоны, где колебания пластового давления претерпевают изменения во времени. 4. Установка таких источников излучения в будущем необходима в зонах развития гидродинамически связанных коллекторов монолитного строения. Для большего охвата предпочтительна установка нескольких излучателей. Выводы по главе 2 1. Продуктивная часть разреза Самотлорского месторождения представлена отложениями поздней юры и мела. Залежи нефти и газа выявлены в 41-ом пласте от покурской свиты (ПК1) до верхней юры (ЮВ1). Этаж нефтеносности достигает 1,5 км. Фильтрационно-емкостные свойства коллекторов меняются в широких пределах. Важной особенностью внутреннего строения основных продуктивных пластов месторождения является, как правило, незакономерное распределение в их объеме прерывистых и монолитных коллекторов. Это обуславливает объективные трудности в организации одновременной (близкой по темпам) выработки запасов нефти, содержащейся в различных типах коллекторов. 2. Большие размеры площадей нефтеносности Самотлорского месторождения и, как следствие, длительность процесса их изучения и освоения, обусловили стадийность в проектировании начальных систем разработки, что характерно для крупных месторождений. Основные 84 перспективы сохранения достигнутых по месторождению уровней добычи нефти связаны с широким вовлечением в разработку запасов сложного по строению пласта АВ1(1-2) (главным образом «рябчиковых» коллекторов), а также отложений ачимовской толщи. 3. Проведены анализ и обобщение эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону пласта на Самотлорском месторождении за 4 десятилетия его эксплуатации по более 60 методам повышения нефтеотдачи пластов: гидродинамическим и газовым, физико-химическим, электрофизическим, комбинированным и пр. За анализируемый период обработано около 2000 нагнетательных скважин, число скважино-обработок достигло 6000. Технологическая эффективность на 1 скв.-операцию составила от 0,8 до 18,3 т/сут. В результате проведенного анализа установлено, что наиболее эффективными методами ПНП на месторождении являются циклическое заводнение в сочетании с физико-химическими методами (закачка геле- и осадкообразующих систем), а также газовое и водогазовое воздействия на пласт. 4. При проведении физико-химических методов ПНП на месторождении прошли опытно-промысловые испытания (ОПИ) около 90 различных видов композиций химреагентов. Из гелеобразующих составов наиболее эффективными являются технологии ГОС-2 (разработка ВНИИКРнефть, дополнительная добыча нефти составила около 150 тыс. т), ГеОС (НПФ «Иджат», дополнительная добыча нефти на 6 участках – 52,3 тыс. т), ПС (РМНТК «Нефтеотдача», дополнительная добыча нефти – 562,7 тыс. т нефти). Из осадкообразующих систем – технологии ПДС (НПФ «Иджат», дополнительная добыча нефти – 244,4 тыс. т), ОПК (ОАО «НижневартовскНИПИнефть», дополнительная добыча нефти по пласту АВ4-5 – 24,19 тыс. т). 5. Из физико-химических комбинированных технологий, при применения которых кроме блокирования высокопроницаемых интервалов 85 пласта происходит эффективность доотмыв показала нефти, технология наибольшую ЩПСК (РМНТК технологическую «Нефтеотдача», дополнительная добыча нефти – 1016,3 тыс. т нефти). 6. В качестве основных методов воздействия на призабойную зону пласта, включающую также юрские продуктивные отложения, относящиеся к залежам с низкопроницаемыми коллекторами, кроме широко применяемых традиционных обработок (соляно-, глино-, ацетонокислотные), нашли применение на месторождении другие новые методы воздействия, а именно – депрессивно-вакуумное воздействие и виброволновое воздействие на пласт. Накопленный технологический эффект с применением излучателя составил 6652 т. 7. В целом дополнительная добыча от повышения нефтеотдачи пластов и методов воздействия на ПЗП на Самотлорском месторождении с 1986 по 2000 гг. составила 14,2 млн т, или 2 % от суммарной добычи нефти месторождения за данный период. 86 3. АНАЛИЗ И ОБОБЩЕНИЕ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ОЦЕНКЕ СТЕПЕНИ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Как известно, нефть представляет собой дисперсную коллоидную систему со сложной макромолекулярной организацией и многообразием видов надмолекулярных структур. Ее вытеснение из пласта сопровождается усилением или ослаблением межмолекулярных взаимодействий, прямым следствием которых являются процессы структурообразования и неньютоновское поведение. Характерной особенностью фильтрации при этом являются фазовые переходы. С ними связаны изменения физико-механических свойств подвижной и остаточной нефти, степени структурирования и локальной вязкости отдельных компонентов [70]. Результаты работ многих исследователей показывают, что свойства нефтей изменяются в пределах одного месторождения как по площади, так и по разрезу. То, что такие характеристики нефти, как плотность, вязкость, фракционный состав, давление насыщения, газовый фактор, содержание смол, асфальтенов, парафина и другие, могут существенно изменяться в пределах одного месторождения (пласта), известно давно. Например, на ряде месторождений Башкортостана вязкость нефти увеличивается в 2…3 раза от сводовой части к водонефтяному контакту, т.е. по падению пласта. Большинство исследователей связывают увеличение плотности и вязкости нефти от кровли к подошве пласта с изменением её состава вследствие гравитационной дифференциации. Под действием силы тяжести наиболее тяжёлые компоненты – смолы и асфальтены – скапливаются в пониженных участках пласта, в результате чего вязкость и плотность нефти изначально оказываются здесь более высокими. Типичным примером в этом отношении служит залежь нефти пласта С1(Б2) Радаевского месторождения. По некоторым данным, вязкость пластовой нефти сверху вниз по разрезу увеличивается от 25,8 до 64,1 мПа·с, а количество высокомолекулярных компонентов (С2+высшие) снижается с 57,3 % до 49,6 % [71]. 87 Факторы, влияющие на свойства нефти в залежах, условно можно разделить на две группы: внешние и внутренние. Внешние характеризуют процессы, воздействующие на нефть до ее скопления в залежи; внутренние – после образования залежи [72]. К внешним факторам относятся: состав исходного материала, время удаления из материнской среды, изменение состава нефти при миграции в пористой среде; к внутренним – сила тяжести, различные термодинамические условия в залежах, обмен компонентами с краевыми водами, окислительные процессы на водонефтяном контакте и т.д. Свойства пластовой нефти зависят от ее состава, поэтому необходимо оценить возможные потери углеводородов из залежи как в процессе ее образования, так и в процессе ее длительного существования. Считается, что фильтрация углеводородов через кровлю залежи составляет 2,26…226 т через 1 м2 покрышки за 1 млн лет при проницаемости 2·10-9…2·10-7 мкм2. При этом перепад давления, сопровождающий фильтрацию, при толщине пласта 1000 м не превышает 2·10-3…2·10-5 МПа. Поэтому ожидать заметного изменения свойств нефти в залежи в результате фильтрации углеводородов через кровлю пласта не приходится. Газ будет выделяться из нефти лишь при ее движении через толщу покрышки, а в самой залежи нефть будет относительно однородна, хотя газосодержание нефти будет несколько уменьшаться, а плотность растворенного газа немного увеличиваться. Роль диффузии как фактора, влияющего на изменение свойств нефти в залежи, зависит от коэффициента диффузии, величина которого колеблется от 10-1 до 10-9 см2/с и ниже. Поэтому в реальных условиях не следует ожидать значительных диффузионных потерь углеводородов из залежи, следовательно, и заметного влияния диффузии на изменение свойств нефти. Изменение состава пластовых нефтей в процессе эксплуатации месторождения по мере истощения нефтеносного пласта вызвано несколькими причинами: снижением пластового давления и выделением газа; гидродинамическим адсорбционным разделением нефти при ее продвижении по пласту и выходе в добывающую скважину; биодеградацией под действием 88 пластовой микрофлоры; растворением компонентов в омывающей нефть воде и окислением, внесенным в пласт с закачиваемой водой кислородом [73]. Закономерность распределения состава и свойств нефти в объёме залежи, имеющая место на начало разработки, с течением времени нарушается. Это обусловлено перемещением нефти к добывающим скважинам под воздействием контурных и нагнетаемых вод, разной интенсивностью выработки сопряжённых элементов пласта, а также опережающими темпами миграции и отбора лёгких углеводородных компонентов. При изучении пластовых нефтей наибольшее внимание уделяется параметрам, определяющим их фазовое состояние: пластовому давлению, давлению насыщения, газовому фактору. Значительно хуже изучено действие других причин, существенно влияющих на состав остающейся в пласте нефти. Имеются многочисленные сведения об изменении состава и свойств извлекаемой нефти по мере разработки месторождений: у стабилизированной нефти возрастают плотность, вязкость, содержание смол и асфальтенов, температура кипения, снижается выход светлых фракций и т.д. Предлагается два механизма эндогенных превращений нефти, приводящих к потере ею подвижности. Первый связан с появлением в нефти в процессе ее «старения» нерастворимых графитоидных структур. Это явление сопровождает хорошо известную метанизацию нефти в течение геологического периода и происходит тем интенсивнее, чем в более жестких термобарических условиях находится нефть [74]. Второй механизм обусловлен окислением нефти под действием различных геологических факторов и приводит к появлению в нефтеносных пластах скоплений высоковязкой окисленной нефти в виде примазок, включений различного размера или полностью заполняющих поровое пространство. Обычно количество такой нефти возрастает вблизи зоны водонефтяного контакта, но она встречается и в кернах из сводовой и средней частей пласта. Эта нефть почти не вытесняется при разработке месторождения на режиме истощения и при обычном заводнении, а ее объем в пласте существенно влияет на подсчет запасов и нефтеотдачу. Наличие неподвижной 89 окисленной нефти придает породе повышенную липофильность и уменьшает эффективную пористость. На изменение свойств нефтей на ряде месторождений указывал М.В. Абрамович еще в 1939 году [75]. Изменение плотности и вязкости нефти он объяснял окислительными процессами, происходящими в краевой части залежи вблизи ВНК. На примере ишимбайских промыслов Г.Д. Гальперн в 1943 году показал, что плотность и вязкость нефти в направлении от центра залежи к периферии явно возрастают [76]. По данным А.К. Котиной, изменения плотности и вязкости значительнее на пологих крыльях складок, чем на более крутых. По-видимому, подобные изменения свойств нефти связаны с действием на них контактирующих с ними пластовых вод. Последние могут действовать на нефть, окисляя её или растворяя избирательно более легкие компоненты [77]. По данным Н.А. Пьянкова в отдельных залежах Прикамья происходит утяжеление, осмоление нефти от центра к периферии залежи в области ВНК. Например, на Лобановском месторождении плотность нефти угленосного горизонта равна 816…828 кг/м3, а для скважин в зоне ВНК она оказывается 866…886 кг/м3. По-видимому, существование более легких нефтей в сравнительно небольших залежах связано с наличием небольшой площади контакта нефтяной залежи с подошвенной водой. Первоначально нефти в нижнем карбоне во всех месторождениях, как отмечает автор, были по качеству близки. В последующие геологические эпохи из одних залежей часть нефти (очевидно, более легкая), залегающая в верхних слоях, мигрировала в вышележащие отложения. Оставшаяся (более тяжелая) нефть, вероятно, заняла положение мигрировавшей вверх нефти, а на смену ей продвинулась контурная вода, в контакте с которой нефть претерпела ещё большие изменения [78]. Е.И. Суханкиным по глубинным пробам Туймазинского месторождения выявлена по площади месторождения изменчивость нефти по давлению насыщения и другим физическим показателям [79]. На основании исследований пластовых нефтей, проведенных Н.Д. Шустефом, а также А.И. Желонкиным и И.П. Николаевым, были 90 выявлены закономерные изменения давления насыщения (с 9,49 до 8,48 МПа и ниже) и газосодержания (с 73,5 до 57,2 м3/т) по пласту Д1 Туймазинского месторождения и построена карта распределения давления насыщения [80]. По Арланскому месторождению М.М. Саттаровым и др. показано, что по залежам пласта CVI значения параметров пластовой нефти зависят от положения скважин на структуре. В скважинах, расположенных в ВНЗ, плотность и вязкость нефти имеют повышенные значения по сравнению с нефтью из скважин сводовой части [81]. По результатам исследований пластовых нефтей угленосной свиты нижнего карбона Башкортостана, проведенных Е.И. Суханкиным и др., отмечается, что в пределах каждой залежи имеются тенденции к утяжелению нефти, к понижению давления насыщения и газосодержания по направлению от центра к периферии, что, по-видимому, связано с литологическим и гидрогеологическим факторами. Так, на Арланской площади давление насыщения по куполам структуры выдерживается в пределах 7,4…9,2 МПа, а по скважинам межкупольного пространства снижается до 5,0 МПа. Такие тенденции, видимо, связаны с относительной близостью ВНК [82]. Результаты изучения физико-химических свойств нефти продуктивных пластов залежей Нижневартовского свода, полученные Ярышевым Г.М. и др., показали существование определенной закономерности, выражающейся в утяжелении нефти от свода залежи к её периферии, уменьшении в том же направлении величины давления насыщения, газосодержания, усадки нефти [83]. Изменение свойств нефтей в зоне ВНК отмечено как во многих зарубежных месторождениях (в США, Мексике, Ближнем и Среднем Востоке и др.), так и в большинстве месторождений стран СНГ (в Азербайджане, Средней Азии, Урало-Поволжье, на Украине и др.) [84]. Обобщение большого фактического материала по свойствам нефтей месторождений ишимбайского типа Л.А. Руденко и Р.М. Соковой показало, что наблюдается, хотя и с небольшими колебаниями, изменение качества нефти с 91 высотой по разрезу. Сверху вниз по разрезу качество нефти ухудшается: повышаются плотность и вязкость нефти, увеличивается содержание смол и серы, снижается выход фракций до 300 °С [85]. Как отмечают А.С. Гаджи-Касумов и А.А. Карцев [86], заметное повышение плотности нефтей во времени вызывается интенсивной дифференциацией нефтей в пределах залежей при их больших высотах (при последующем перемещении нефтей в процессе разработки). Указанное явление объясняется тем, что под действием гравитационных сил происходит расслоение нефтей различных составов: большая часть растворенных смол и твердых углеводородов (парафин, церезин) скапливается в пониженных частях нефтяной залежи, большая часть растворенного газа – в ее верхних частях. При этом для нефтей, содержащих в большом количестве асфальтосмолистые и одновременно легкие компоненты и растворенный газ, следует ожидать заметное влияние силы тяжести. Отсутствие заметного изменения свойств нефти обычно характерно для залежей небольшой высоты (т.е. при незначительной дифференциации свойств нефтей) или же обусловлено кратковременным периодом разработки, когда указанные факторы еще не смогли проявиться. Таким образом, существуют общие закономерности в распределении состава и свойств нефти в пределах каждой залежи, количественно зависящих от особенностей их формирования и залегания. Ранние исследования, направленные на определение изменений физикохимических свойств нефтей, проводились с использованием, в основном, двух параметров: плотности и вязкости. Выбор указанных параметров объясняется распространенностью этих видов исследований на промыслах. Изменение плотности поверхностных нефтей пласта Д1 Ромашкинского месторождения в процессе заводнения изучено Н.Б. Валитовым и С.Х. Айгистовой [87]. В целом по месторождению отмечается незначительное увеличение плотности нефти. Причиной изменения плотности, как считают авторы, являются колебания пластового давления в различных частях залежи, 92 вследствие чего происходит переток нефти из зон пласта с одной плотностью нефти в зоны, где первоначально она была другой. Одновременно отмечается приуроченность участков с тяжелыми нефтями к рядам нагнетательных скважин. Заметное изменение свойств пластовых нефтей под влиянием нагнетаемой воды впервые было обнаружено Н.Д. Шустефом и А.Н. Ивановой в 1956 г. на Туймазинском месторождении по скв.1039 [71]. Изменение свойств пластовых нефтей в процессе разработки ЯриноКаменноложского месторождения изучали в 1970 г. И.Н. Шустеф и В.А. Томашин [88]. Пластовое давление на этом месторождении при разработке было ниже Рнас. Затем вследствие заводнения пластовое давление превысило Рнас. Плотность пластовой нефти в процессе эксплуатации, как показал анализ, незначительно изменилась (в среднем до 50 кг/м3). Позднее на этом же месторождении производилось повторное изучение проб дегазированной нефти из одних и тех же скважин, которое показало значительное изменение параметров во времени. Так, нефть из скв. 20 в 1963 г. имела плотность 816, а через год уже 830 кг/м3. При этом температура начала кипения выросла с 44 °С до 60 °С, вдвое увеличилось содержание смол. По залежи XIV горизонта месторождения Узень В.Ф. Белиховой и В.Г. Лупенко было оценено влияние нагнетаемой в пласт воды на плотность нефти [89]. Максимальное увеличение плотности зафиксировано по устьевым и глубинным пробам, отобранным из расположенных в нефтяной зоне скважин. Рост плотности происходит в результате образования эмульсии, при обводнении нефти на 1 % плотность повышается на 2,3 кг/м3. Для детальных исследований по определению направления движения жидкости в пласте или изменению свойств нефти в процессе разработки использование параметров плотности и вязкости не представляется корректным не только по различию в условиях отбора и хранения проб, но также из-за наличия эмульсионной воды, которая может существенно исказить результаты измерений. 93 Как показали исследования В.И. Данилова и др. [90], значительных изменений свойств поверхностной нефти (плотности, вязкости, содержания смол, асфальтенов и выхода светлых углеводородов до 350 °С) в залежах в процессе разработки (в начальной и основной ее стадиях) Мухановского и других месторождений не наблюдается. На завершающей стадии разработки, как отмечают авторы, состав добываемой нефти может претерпеть изменения. Преимуществом использования данных по пластовым флюидам вместо поверхностных для определения их техногенных изменений в процессе разработки является возможность получения основных физических параметров, а именно, давления насыщения и сжимаемости газонасыщенной нефти [71]. При разработке нефтяных месторождений с применением методов заводнения обычно происходит частичное или полное замещение нефти пластовой водой или нагнетаемой водой. При этом резко увеличивается поверхность раздела фаз и ускоряется массообмен веществ между фазами. По данным С.А. Султанова характер обводнения пластов-коллекторов весьма различен и зависит от свойств продуктивных пластов, начальных условий залегания нефти в пласте, вязкости нефти в пластовых условиях и системы разработки нефтяных месторождений [91]. Основное влияние на характер заводнения и динамику обводнения оказывают послойная и зональная неоднородности пластов. В зависимости от степени неоднородности пласта по литологическому составу и коллекторским свойствам может встретиться любое сочетание объемов воды, внедрившейся по более проницаемым слоям, и нефти, оставшейся в менее проницаемых слоях. Продвижение закачиваемой воды с опережением по наиболее проницаемым пластам наблюдается почти на всех месторождениях УралоПоволжья, эксплуатирующихся с применением законтурного или внутриконтурного заводнения. Нефть, остающаяся в менее проницаемых прослоях, в процессе дальнейшей эксплуатации залежи продолжает свое движение вслед за контуром нефтеносности [91]. Как известно, на процесс обводнения продукции сильно влияют 94 внешние факторы: режим работы данной и соседних скважин, а также различные воздействия на призабойную зону. При внедрении пластовых законтурных, подошвенных, а также закачиваемых пресных и сточных вод в нефтяную залежь происходят сложные физико-химические процессы. Е.В. Лозин отмечает, что на поздней стадии разработки Шкаповского месторождения преобладают два основных механизма обводнения залежей пластов Д1 и ДIV: за счет подъема ВНК и за счет вытеснения, приближающегося к поршневому [92]. Первый характерен для водонефтяных зон и для центральных участков чисто нефтяной зоны. Высокопродуктивные коллекторы промываются с большей скоростью, чем низкопродуктивные, что обусловливает возрастание на поздней стадии доли малопродуктивных скважин. Заметные изменения состава остаточной нефти за счет ее растворения в воде происходят только в хорошо дренируемых участках пласта при длительной эксплуатации с высоким водонефтяным фактором. При разработке на режиме истощения или добыче малоообводненной нефти эффект растворения незначителен вследствие малого объема контактирующей с нефтью воды. При этом помимо газов в воде растворяются лишь немногие низкомолекулярные нефтяные соединения: фенолы, азотистые основания, карбоновые кислоты, меркаптаны и растворимые в воде сульфиды. Привнесенный с закачиваемой водой кислород окисляет некоторые нефтяные компоненты, вследствие чего резко увеличиваются их полярность и способность к сорбции. Эффект окисления зависит от состава нефти, наличия в ней природных антиокисляющих, стабилизирующих факторов и количества кислорода, поступающего в пласт с нагнетаемой водой. При деаэрировании закачиваемой воды ее окисляющие свойства ослабляются. Бактериальное воздействие также весьма сильно влияет на изменение химического состава нефтей в залежи. Однако этот фактор проявляется лишь при определенных условиях: оптимальной для жизнедеятельности бактерий 95 пластовой температуре; на водонефтяном контакте; умеренной минерализации пластовой воды; присутствии сульфатов, фосфатов и нитратов, растворенного кислорода, а также бактериальной зараженности. В благоприятных условиях процессы бактериальной переработки нефти могут проходить весьма интенсивно и приводить к полной деградации залежи, в менее благоприятных – к изменению состава нефти [93]. При бактериальном воздействии в нефти уменьшается количество легких фракций, алкановых углеводородов, увеличивается содержание гетероатомных компонентов, смол, асфальтенов, возрастает ее вязкость, т.е. свойства заражение извлекаемой и нефти ухудшаются. преобразование искусственным, пластовой обусловленным Спонтанное нефти не бактериальное следует контролируемыми и путать с направляемыми микробиологическими методами повышения нефтеотдачи пластов, когда в пласт вводят специальные микроорганизмов, или вызывающие, активируются например, пластовые генерацию штаммы газов, ПАВ, биополимеров. В ненарушенных нефтеносных пластах или пластах, эксплуатируемых на режиме истощения, заметное воздействие микрофлоры ограничивается, как правило, только зоной водонефтяного контакта, приводя, в частности, к появлению включений окисленной нефти. В заводненных пластах деятельность микрофлоры может существенно активизироваться, особенно если для заводнения используется пресная, аэрированная и не обработанная бактерицидами вода. По мере заводнения нефтеносного пласта пресной водой микробиологические процессы начинают интенсивно развиваться на границе с опресненной зоной. В дальнейшем при промывке пласта и снижении минерализации пластовой воды они распространяются на все дренируемые области. Чаще всего о начале интенсивной бактериальной деятельности судят по появлению сероводорода в продукции добывающих скважин. Сульфатредуцирующие бактерии обычно развиваются раньше и с большей 96 скоростью, чем углеводородоокисляющие, поскольку для их жизнедеятельности не требуется наличия кислорода в пластовой воде. На более поздних стадиях эксплуатации при достаточной аэризации пласта нарастает активность бактерий, окисляющих углеводороды, состав нефти существенно изменяется, и добывать ее становится труднее. При определении остаточных запасов нефти в эксплуатируемых месторождениях часто не учитывают возможность бактериального перерождения и, следовательно, потери части извлекаемой нефти, из-за чего прогнозируемое количество нефти, доступной для третичного извлечения, может быть значительно завышено. Анализ динамики изменения вязкости разгазированной нефти выявил ряд характерных особенностей и с точки зрения процессов, происходящих в залежи при изменении её энергетического состояния. Путём совместного анализа динамики градиентов пластового давления, обводнённости продукции и вязкости разгазированной нефти по пласту А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения было установлено, что в условиях минимальных градиентов давления по площади залежи на ранней стадии разработки вязкость нефти характеризуется высокими значениями. В дальнейшем отмечается резкое снижение вязкости. Это объясняется быстрым истощением запаса упругих сил пласта и отключением интервалов и зон, нефть которых отличается повышенным содержанием высокомолекулярных компонентов или структурирована из-за низкой проницаемости. На этом этапе в скважины поступает преимущественно маловязкая и оттого более подвижная нефть, как правило, из интервалов с улучшенной проводимостью [94]. С началом нагнетания воды темпы снижения вязкости извлекаемой нефти замедляются, что связано с восстановлением способности пласта отдавать нефть из большей части занимаемого ею объёма. С того момента ведущую роль в процессе вытеснения нефти из пласта начинает играть устойчивая система отдельных интервалов, вязкость извлекаемой нефти начинает уменьшаться, а после прорыва воды в скважину – 97 резко увеличивается. Высокие значения вязкости извлекаемой нефти на фоне роста обводнённости и уменьшения объёмов добычи свидетельствуют о начале преимущественного вытеснения более тяжёлой, преобразованной нефти из промытой части пласта. Так, с помощью промыслово-статистического анализа результатов форсирования отборов жидкости по скважинам пласта А3 СарбайскоМочалеевского месторождения установлено, что вязкость разгазированной нефти относится к числу наиболее значимых показателей, определяющих реакцию пласта на увеличение отборов жидкости. характеризующимся падением годовых темпов отбора, По скважинам, с обводнённостью продукции свыше 50 %, признаком вовлечения в разработку ранее не охватываемых воздействием интервалов и зон является временное уменьшение вязкости извлекаемой нефти. По скважинам, характеризующимся высокими годовыми уровнями отбора нефти, с обводнённостью менее 50 %, признаком увеличения степени охвата пласта вытеснением является повышение вязкости разгазированной нефти. При этом не исключено снижение обводнённости добываемой продукции. Вместе с тем анализ динамики изменения вязкости разгазированной нефти выявил ряд характерных особенностей и с точки зрения процессов, происходящих в залежи при изменении её энергетического состояния. Такая работа, в частности, была проведена по пласту А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения [95]. Аналогично изменению вязкости нефти изменяется коэффициент светопоглощения Ксп, величина которого зависит от присутствия в нефти окрашенных веществ (смол и асфальтенов). Впервые этот коэффициент был использован для контроля за перемещением нефти в продуктивном пласте на Бавлинском нефтяном месторождении [96]. Поскольку в большей части исследованных скважин коэффициент светопоглощения изменялся во времени, его было рекомендовано применять для контроля за движением нефти только на начальных стадиях разработки залежей. 98 Исследованиями В.В. Девликамова и др. установлено, что систематическое изменение Ксп проб добываемой нефти во времени, безусловно, является результатом процессов, сопровождающих перемещение нефти по пласту. Различия в свойствах добываемой во времени нефти наблюдаются в результате изменения профиля притока нефти в скважину и, возможно, недостаточного перемешивания нефти в скважине. По материалам исследования свойств нефтей типичных залежей нижнего карбона, расположенных на северо-западе Башкортостана, показано, что существует корреляционная связь между расстоянием до ВНК. с одной стороны, составом и свойствами нефти, с другой. Характер изменения состава добываемой нефти определяется направлением движения нефти в пласте. Представляют интерес выводы о том, что в пластовых нефтях, содержащих значительное количество азота и газообразных углеводородов: метана, этана, пропана, бутанов – дисперсность асфальтенов ниже, чем в дегазированной нефти. Показано, что легкие парафиновые углеводороды и азот при растворении в нефти вызывают частичную десольватацию мицелл асфальтенов. Частичная десольватация мицелл сопровождается образованием структурной сетки, и нефть даже при температуре выше температуры кристаллизации парафина приобретает структурные свойства. По результатам содержанием в нефти выполненных работ асфальтосмолистых установлена веществ и связь между коэффициентом светопоглощения. Результаты использования этого метода в комплексе с применяющимися гидродинамическими и геофизическими методами контроля позволяют в ряде случаев достаточно полно определять направление движения пластовой нефти. К сожалению, такое сочетание пока еще не приняло широкого распространения в повседневной практике контроля за разработкой залежей, хотя имеется большая необходимость в дальнейшем в накоплении сведений об изменениях физико-химических свойств добываемой из скважин нефти, которые должны сопоставляться с показателями разработки нефтяных залежей – с изменением пластовых давлений, суммарными и текущими 99 отборами из отдельных участков залежей, профилями приемистости в нагнетательных и отдачи в добывающих скважинах и т.д. Разрабатываемый пласт не только характеризуется начальной дифференциацией параметров нефти, но и представляет собой реологически сложную динамичную систему с непрерывно меняющимся энергетическим состоянием. В процессе разработки нефть постепенно эволюционирует в направлении увеличения содержания высокомолекулярных соединений, образующих ассоциаты и снижающих её подвижность даже в свободном объёме. Как выше сказано, на поверхности породы при её контакте с нефтью формируется граничный слой, образуемый металлопорфириновыми комплексами и активными углеводородными соединениями, толщина которого может достигать 2…5 мкм. Составляющие граничного слоя нефти – наиболее тонкодисперсные коллоидные частицы, тогда как в объёме пор частицы нефти более грубодисперсные [97]. Механическая прочность граничного слоя по толщине неодинакова и меняется от твёрдообразного состояния на границе раздела до свойств жидкости в объёме пор. Средняя часть слоя имеет коллоидную структуру. В ней, как и во всём граничном слое, резко увеличивается содержание асфальтенов, а также повышается содержание смол и парафина. Заметные изменения свойств и состава нефтей могут происходить уже на ранних стадиях эксплуатации и фиксироваться с интервалами 0,5…1,5 года в пробах извлекаемых нефтей. Однако наиболее существенно различаются характеристики извлекаемых и остающихся в пласте нефтей. Между тем именно на особенности остаточных нефтей следует ориентироваться при определении методов доразработки месторождений и повышения нефтеотдачи. Прочность структурных связей контролируется сочетанием термобарических условий фильтрации, проницаемости пласта и химического состава нефти, которые в процессе разработки залежей претерпевают существенные изменения. Под влиянием внешних воздействий на пласт возможна смена фазовых состояний, изучение которых выполнено при помощи 100 методов диэлектрической спектроскопии, ядерного магнитного резонанса и электронного парамагнитного резонанса [98]. Доказано, что остаточная нефть не тождественна нефти, вытесняемой из пласта (извлекаемой). В моделях остаточной нефти установлены такие виды коллоидных частиц, как фрагменты пространственных сеток (ФПС), твёрдокристаллических и жидкокристаллические (мезофаза) твёрдокристаллические гелеобразных и частиц на или поверхности мицеллообразные. В набор пор, подвижную составляющую остаточной нефти входят ФПС и мицеллообразные частицы, причём из горных пород вытесняется преимущественно фаза ФПС [99]. В извлекаемых нефтях мезофаза не обнаружена, как не обнаружены в них и твёрдокристаллические частицы – фазовый компонент остаточной нефти, неподвижный в силу своих структурно-механических свойств (СМС). Изменение равновесного состояния в результате внешних воздействий сопровождается фазовыми переходами в континуумах и поверхностных слоях жидкостей, перестройкой структурных связей и, как следствие, изменением состава и свойств подвижной нефти, что, в свою очередь, не может не отражаться на результатах исследования отбираемых из скважин проб. В общем случае состав остаточной нефти определяется комплексом условий ее залегания и добычи: начальным составом пластовой нефти, режимом разработки, минералогическим составом вмещающих пород, их поровой структурой, степенью липофильности и сорбционными свойствами, гидродинамическим режимом нефтевытеснения. Необходимо учитывать также неоднородность физического состояния остаточной нефти. При контакте нефти с пластовой водой нефть, в первую очередь, теряет двуокись азота, азот, метан и легкие арены за счет растворения их в воде. Если вода недонасыщена этими компонентами, первые поступающие в ловушку порции нефти будут обеднены ими по сравнению с последующими. Если концентрация какого-либо компонента в воде выше равновесной в месте контакта с мигрирующей нефтью, то он будет переходить из воды в нефть. При жидкофазной миграции газосодержание, «сухость» газа и давление насыщения 101 в ловушке должны увеличиваться сверху вниз, а изменение этих величин в цепи ловушек будет контролироваться соотношением объема ловушки и определять пути миграции [72]. Количественной оценке оба процесса не поддаются, но совместный их анализ позволяет качественно определить их роль в изменении свойств нефтей в каждом конкретном случае. Фазовые превращения газонефтяной системы и гравитационное разделение фаз при их движении по пласту легли в основу концепции дифференциального улавливания (С.П. Максимов). Признаками этого механизма формирования залежей считаются уменьшение соотношения газ/нефть, содержания растворенного газа и давления насыщения, утяжеление нефти и растворенного газа по поднятию пласта. При давлениях выше давления насыщения свойства движущейся по пласту нефти будут изменяться лишь за счет адсорбции и обмена компонентами с водой. Дальнейшее движение нефти будет сопровождаться разделением ее на фазы. Фазовые соотношения углеводородов в залежи во времени могут измениться вследствие изменения условий. При поднятии региона в залежах расширятся газовые шапки и выделится некоторое количество растворенного газа. При погружении газовые шапки сжимаются и газ из них растворяется в нефти. Растворение газа из газовой шапки в нефти или в воде идет очень медленно. При этом уменьшаются газосодержание и давление насыщения нефти по мере удаления от газовой шапки [72]. Распределение давлений насыщения, газосодержаний, составов газов газовых шапок и растворенных в нефти при ступенчатой миграции приблизительно соответствует полученному при лабораторном дифференциальном разгазировании нефти лишь в том случае, если после заполнения ловушек нефтью не происходило их погружения, при котором растворение свободного газа в нефти изменит первоначальную картину, так как растворение будет быстрее идти в мелких залежах, и давление насыщения и 102 газосодержание нефти в них окажутся выше, а растворенный газ легче, чем в расположенных рядом крупных ловушках. Согласно законам термодинамики, любая многокомпонентная изолированная система при равновесии в гравитационном поле должна иметь переменный по высоте состав. Влияние силы тяжести на состав пластовых систем невелико. Термодинамический анализ показывает, что значительных изменений можно ожидать лишь для газоконденсатных систем. В большинстве случаев изменением свойств нефти, вызванным воздействием равновесных факторов, при проектировании разработки можно пренебречь [72]. Обмену нефти компонентами с краевыми водами рядом исследователей придается большое значение. А.Л. Козлов показал, что от свода до контура Октябрьского месторождения газосодержание снижается с 30 до 6 м3/т. А.Ю. Намиот рассчитал процесс экстракции газа водой из нефти и показал, что в ряде залежей характер изменения состава растворенного газа по площади противоположен тому, который можно было бы ожидать вследствие его растворения в краевых водах. Однако и соответствие изменения состава растворенного газа ожидаемому не может служить достаточным доказательством воздействия рассматриваемого процесса на состав пластовой нефтяной системы, поскольку необходимо учитывать время существования залежи, скорость движения вод и их газовый состав. Таким образом, за счет ухода углеводородов через покрышки залежей нельзя ожидать сколько-нибудь заметных изменений свойств нефти в них и изменения свойств нефти, обусловленных суммарным действием равновесных факторов (силы тяжести и температуры). Возможные изменения нефти вследствие действия неравновесных факторов – непостоянства термодинамических условий в залежах, растворения углеводородов в краевых водах и его окисления на водонефтяном контакте – можно оценить количественно расчетами для конкретных условий той или иной залежи. 103 Таким образом, результаты проведенных исследований по механизму и характеру обводнения продуктивного пласта в процессе разработки указывают на большое разнообразие возможных вариантов взаимодействия нагнетаемой воды различного состава с пластовой нефтью. На основании изучения пластовых нефтей Краснодарского края и анализа литературных данных был сделан вывод, что для нефтяных залежей обычным является термодинамически неравновесное состояние, и лишь в редких случаях они могут приближаться к равновесию [72]. Распределение различных характеристик пластовой нефти по площади носит в целом одинаковый характер: в сводовой части максимальны величины газосодержания и плотности газа и минимальны значения плотности и вязкости нефти; к периферии газосодержание и плотность газа уменьшаются, а вязкость и плотность нефти увеличиваются. Давление насыщения минимально в сводовой части. По разрезу различия в свойствах нефтей мало заметны. Распределение плотностей по вертикали изучено наиболее подробно на Абино-Украинском месторождении, где наблюдается лишь слабая тенденция повышения средней плотности сверху вниз. Для всех рассмотренных месторождений характерно изменение свойств нефти в процессе разработки. Изменения эти разнообразны по характеру: в одних случаях легкие нефти сменяются тяжелыми, в других, наоборот, тяжелые – легкими, в третьих – плотность колеблется. Изменение плотностей – результат изменения соотношения нефтей, поступающих в скважину из разных пропластков дренируемого разреза вследствие изменений условий на забое. В Союзтермнефти были проведены специальные исследования по отбору глубинных проб нефти при разных режимах работы скважин, которые показали, что если дренируются пласты разной продуктивности, то при различии свойств нефтей, заполняющих пласты, свойства продукции скважины должны изменяться при изменении депрессии на ее забое. 104 В работах Амерханова И.М., Хазнаферова A.M., Шейх-Али Д.М. затрагивался вопрос дифференциации свойств нефти, связанных с площадью и разрезом залежи. Единого мнения по этому вопросу у авторов нет. В отдельных публикациях и для ряда залежей такие зависимости выявлены, по другим они не обнаружены. При анализе результатов исследований свойств нефти месторождений Западной Сибири прослеживаются их вариации по площади залежи [100]. Анализу изменения газового фактора нефти на Трехозерном месторождении (пласт П) посвящена работа [101]. Одной из поставленных задач являлось выявление распределения начальных значений физикохимических свойств нефти по площади месторождения. По мнению автора, на месторождении можно выделить три зоны с различными свойствами нефти: зона с «легкой нефтью», газовый фактор которой около 100 м 3/т, плотность разгазированной нефти 790…825 кг/м3; зона нефти со средней плотностью 825…850 кг/м3, газовый фактор изменяется от 50 до 80 м3/т; зона окисленной нефти, прилегающей к ВНК, плотностью до 890 кг/м3. Легкие нефти приурочены к участкам с ухудшенными коллекторскими свойствами пласта. При исследовании обнаружено, что слабопроницаемые коллекторы насыщены, по терминологии автора, «легкой нефтью или конденсатом», хотя автор в характеристике месторождения не указывает, что в пласте имеется газовая шапка. Следовательно, в начальный период разработки пласта П Трехозерного месторождения вариации, например, газового фактора составили 2 раза, диапазон изменения плотности разгазированной нефти находился в пределах 790…890 кг/м3. В работе [102] приведены результаты обнаруженных зональновременных различий физико-химических свойств нефти пласта Ю1 Харампурского месторождения. Показано, что различия в свойствах носят, в том числе, и приобретенный характер и определяются сроком эксплуатации той 105 или иной части залежи. С точки зрения авторов, прежде чем искать различия в свойствах нефти, привязанные к площади или разрезу залежи, необходимо оценить масштабы различий в значениях свойств по скважинам начального периода разработки залежи. Если разброс значений свойств нефти, добываемой из разных скважин, больше, чем различия свойств по разрезу пласта в зоне вскрытия его одной скважиной, то изучение зависимости дифференциации свойств по разрезу не имеет практического смысла. Информация о физико-химических свойствах нефти получена на основании исследования проб, отобранных с разведочных и эксплуатационных скважин. Сложность решения данной проблемы заключается в недостаточной изученности физико-химических свойств нефти месторождений Западной Сибири. По мнению авторов [102], для большинства залежей изученность физико-химических свойств пробами нефти явно недостаточна (исследовано 3-10 проб на залежь), хотя наблюдаются и исключения. Анализ информации о крайних значениях физико-химических свойств нефти ряда наиболее полно изученных месторождений Западной Сибири и отношении максимальных значений к минимальным показывает, что наиболее характерные отношения предельных значений газосодержания лежат в интервале от 2 до 5 раз, плотности нефти при пластовых условиях – от 1,1 до 1,3 раза, вязкости пластовой нефти – от 1,2 до 3 раз, молярной массы пластовой нефти – от 1,5 до 2,4 раза, объемного коэффициента – от 1,1 до 1,5 раза, давления насыщения – от 3 до 8 раз. Выявленные различия значений физикохимических свойств пластовой нефти в начальный период эксплуатации скважин авторы объясняют неоднородностью компонентного состава нефти по пласту. Таким образом можно сформулировать следующие выводы: свойства насыщающей пласт нефти претерпевают заметные изменения в процессе разработки и определяются спецификой реализуемых мероприятий; 106 свойства извлекаемой из скважин разгазированной нефти, её углеводородный и структурно-групповой составы характеризуют реакцию пласта на изменение режима эксплуатации, служат показателем энергетического состояния залежи, а также содержат информацию о процессах обмена между различными видами заключённой в пласте нефти; контролируя параметры нефти, извлекаемой из добывающих скважин, можно судить об эффективности реализуемых методов воздействия на пласт, а исследуя их в комплексе с градиентами пластового давления и обводнённостью продукции – уточнять положение слабодренируемых зон. Результаты геохимического анализа промысловых проб нефти в настоящее время используются главным образом для прогнозирования успешности и уточнения механизма действия на пласт стимулирующих мероприятий. Целью любого техногенного вмешательства является вовлечение в разработку пассивных запасов нефти, свойства которой с высокой степенью вероятности отличаются от свойств извлекаемой нефти. Логично предположить, что свойства нефти, отобранной из реагирующей добывающей скважины, будут отличаться от свойств нефти, извлечённой из той же скважины до воздействия. Изучение физико-химических параметров и углеводородного состава нефтей до и после применения потокоотклоняющих технологий на Ромашкинском месторождении показало, что: а) в каждом конкретном случае полученные данные отражают механизм воздействия на пластовую систему; б) извлекаемые нефти терригенного девона при вовлечении новых запасов характеризуются меньшими плотностью и вязкостью, более высоким выходом фракции легкокипящих углеводородов и увеличением доли «масляных» лёгких н-алканов в углеводородном составе; в) при довытеснении остаточной нефти из промытых прослоев её плотность и вязкость увеличиваются, а в составе «масляных» углеводородов возрастает количество изопренанов [103]. 107 Таким образом, при поиске путей интенсификации добычи нефти и определении методов доразработки месторождений необходимо учитывать: - плотность, температура кипения и вязкость извлекаемой нефти увеличиваются в результате изменения ее химического состава; - остаточная нефть по составу отличается от извлекаемой и имеет худшие для добычи физико-химические параметры; - при закачивании в пласт воды, не прошедшей соответствующей подготовки, свойства находящейся там нефти ухудшаются вследствие химического и бактериального окисления; - при длительной эксплуатации месторождений суммарные извлекаемые запасы уменьшаются по сравнению с первоначально определенными из-за химического изменения и необратимой иммобилизации в пласте части нефти. На поздней стадии разработки месторождений целесообразно производить регулярный отбор проб нефти из скважин с последующим определением вязкости, плотности, структурно-группового и фракционного составов извлекаемого сырья с построением карт текущего распределения вязкости и группового состава нефти. Изменение свойств нефти следует учитывать при проведении гидродинамических расчетов и планировании мероприятий по воздействию на пласт. Исходя из того, что асфальтеносмолопарафиновые компоненты являются потенциальными стабилизаторами эмульсий, возможно использование полученных данных для прогнозирования и предупреждения осложнений в системе сбора и подготовки нефти. Путем исследования физико-химических свойств пластовых флюидов в процессе эксплуатации месторождения установлено, что между различными свойствами пластовых флюидов (нефти и воды), закачиваемой водой и растворенными в них нефтяными газами существует тесная связь, обусловленная проявлением закономерности распределения летучих газовых компонентов между водой и нефтью. Эта связь особенно заметна на поздней и завершающей стадиях разработки, месторождению достигает 90 % и более когда обводнение продукции по 108 На основании накопленных экспериментальных данных по глубинным пробам из более чем 1 тыс. скважин были установлены закономерности в распределении свойств нефти и газа по пластам АВ1, АВ1-3, АВ2-3, АВ4-5, БB8, БB10, ЮВ1 и ЮВ1-1 и по площади в процессе разработки Самотлорского месторождения, а именно, по нефти динамика изменения пластового давления в процессе разработки залежей, давления насыщения, газосодержания, объемного коэффициента нефти, коэффициента объемной упругости, усадки нефти, плотности и вязкости нефти пластовой и сепарированной, молекулярной массы сепарированной нефти [104]. Всего за 40-летний период эксплуатации месторождения были исследованы глубинные пробы из более чем 1 тыс. скважин, в том числе с 1969 по 1973 гг. исследованы глубинные пробы из 237 скважин (Д.Д. Бульчук), а с 1973 по 2005 гг. – из 877 скважин (Т.С. Юй-Де-Мин). 3.1. Анализ свойств нефти и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения По пластам и объектам Самотлорского месторождения аномалии в распределении пластового давления и температуры не наблюдаются. С увеличением глубины залегания пластов и объектов прослеживается рост пластового давления и температуры. На рисунке 3.1 приведена динамика пластового давления в процессе разработки залежей. Пластовое давление по группе пластов АВ с 1969 по 1973 гг. сохранялось примерно на одинаковом уровне, а по группе БВ его величина несколько падала. C 1974 г. пластовое давление по группе пластов АВ начинает падать (кроме пласта АВ2-3), причем наибольшее снижение наблюдается для пластов АВ1-3 и АВ4-5 (в среднем 0,11…0,16 МПа в год), по группе пластов БВ: пласта БВ8 – снижается, пласта БВ10 – несколько повышается. По группе пластов ЮВ наблюдается следующая картина: в целом по объекту ЮВ1 с 1980 г. пластовое давление упало с 26 до 20 МПа в начале 109 2000 г. (в среднем 0,3 МПа/год), по ЮВ1-1 с 1976 до начала 2000 г. пластовое давление, наоборот, выросло с 21 до 24 МПа. По-видимому, по группе пластов АВ и ЮВ1 отбор жидкости недостаточно компенсируется закачкой воды для ППД, а по группам пластов БВ и ЮВ происходит перераспределение закачиваемой воды по пластам в соответствии с их фильтрационно-емкостными свойствами, что также указывает на единство гидродинамических систем последних объектов. 26 Пластовое давление, МПа АВ1 24 АВ1 БВ10 22 АВ1-3 БВ8 20 АВ2-3 ЮВ1 АВ4-5 АВ4-5 БВ8 БВ10 18 АВ2-3 ЮВ1-1 ЮВ1 ЮВ1-1 16 АВ1-3 2005 г. 2003 г. 2001 г. 1999 г. 1997 г. 1995 г. 1993 г. 1991 г. 1989г. 1987г. 1985 г. 1983 г. 1981 г. 1979 г. 1977г. 1975г. 1973г. 14 Рисунок 3.1 – Динамика пластового давления Интересные выводы можно сделать, анализируя величины давления насыщения Рнас (рисунок 3.2) и объемного газосодержания по пластам (рисунок 3.3), разрабатываемым совместно и раздельно. Первоначальное давление насыщения в пластах группы АВ изменялось в пределах 9,5…14,6 МПа, а в пластах группы БВ 6,8…11,2 МПа, что вполне согласуется с повышенным содержанием в нефтях пластов АВ легких углеводородов (преимущественно метана) по сравнению с пластами группы БВ. В процессе эксплуатации давление насыщения в пластах групп АВ, ЮВ и БВ10 месторождения падает, причем наибольшее снижение наблюдается для пластов АВ1 , АВ1-3 и АВ2-3 (в 110 среднем 0,2…0,3 МПа/год), что объясняется тем, что при разработке месторождения с использованием заводнения, если пластовое давление и давление в призабойной зоне выше Рнас (при отсутствии свободной газовой фазы), из нефти извлекаются и переходят в водную фазу компоненты, обладающие более высокой растворимостью в воде, чем другие газовые компоненты нефти, это в основном, метан, азот и СО2. Напротив, давление насыщения в пласте БВ8 выросло с 10 в 1974 г. до 14 МПа в 1987 г. АВ4-5 14 БВ8 АВ2-3 12 АВ1 БВ10 10 АВ2-3 ЮВ1-1 АВ4-5 БВ8 ЮВ1 БВ10 АВ1 8 ЮВ1 ЮВ1-1 АВ1-3 6 2005 г. 2003 г. 2001 г. 1999 г. 1997 г. 1995 г. 1993 г. 1991 г. 1989г. 1987г. 1985 г. 1983 г. 1981 г. 1979 г. 1977г. 1975г. 4 1973г. Давление насыщения, МПа АВ1-3 Рисунок 3.2 – Динамика давления насыщения По газосодержанию для всех нефтей, кроме нефти пласта БВ8, характерно снижение их значений, причем наибольшее – для нефти пласта АВ1-3 с 85 до 20 м3/м3, для нефти пласта БВ8 газосодержание практически не изменяется и составляет в среднем 87 м3/м3. Аналогично изменению газосодержания меняются величины объемного коэффициента нефти по пластам, коэффициента объемной упругости и усадки нефти, снижаясь для всех нефтей, кроме нефти пласта БВ8, причем наибольшие снижения значений наблюдаются для нефти пласта АВ1-3, для нефти пласта БВ8 данные показатели пластовой нефти относительно стабильны. 111 90 БВ8 80 БВ10 ЮВ1 АВ2-3 АВ4-5 АВ1 ЮВ1-1 60 АВ1-3 АВ1 АВ2-3 АВ4-5 50 БВ8 БВ10 40 ЮВ1 АВ1-3 30 ЮВ1-1 20 2005 г. 2003 г. 2001 г. 1999 г. 1997 г. 1995 г. 1993 г. 1991 г. 1989г. 1987г. 1985 г. 1983 г. 1981 г. 1979 г. 1977г. 1975г. 10 1973г. Газосодержание, м3/м3 70 Рисунок 3.3 – Динамика газосодержания нефти Понижение газосодержания нефти группы пластов АВ и БВ10 обусловливает также увеличение ее плотности в пластовых условиях, причем наибольшее – опять же для нефти пласта АВ1-3 в среднем на 50 кг/м3 (с 750 в 1982 г. до 800 кг/м3 в 2005 г.) (рисунок 3.4). Плотность нефти пласта БВ8 в пластовых условиях практически не меняется и составляет приблизительно 745…750 кг/м3, а плотность нефти пласта группы ЮВ снижается с 760 до 690…700 кг/м3. Плотность сепарированной нефти всех групп пластов в процессе их эксплуатации практически не изменилась, составляя в среднем 850…855 кг/м3 для нефти группы пластов АВ, 840…850 кг/м3 для нефти группы пластов БВ и 835…840 кг/м3 для нефти группы пластов ЮВ, плотность нефти пласта АВ4-5, содержащей в своем составе повышенное количество смол и асфальтенов, – 875…880 кг/м3. 112 820 АВ4-5 АВ1-3 АВ1 АВ2-3 800 АВ1 Плотность, кг/м3 780 АВ1-3 БВ8 БВ10 760 АВ2-3 ЮВ1-1 АВ4-5 740 БВ8 ЮВ1 БВ10 ЮВ1 720 ЮВ1-1 700 2005 г. 2003 г. 2001 г. 1999 г. 1997 г. 1995 г. 1993 г. 1991 г. 1989г. 1987г. 1985 г. 1983 г. 1981 г. 1979 г. 1977г. 1975г. 1973г. 680 Рисунок 3.4 – Динамика плотности нефти в пластовых условиях Вязкость нефти в пластовых условиях большинства исследуемых объектов изменилась незначительно, динамическая вязкость нефти пласта АВ4-5 составила в среднем 2,15 мПа·с, вязкость нефти пластов АВ1 и АВ2-3 – 1,3…1,7 мПа·с (рисунок 3.5). Аналогично плотности для нефти пласта АВ1-3 характерно заметное повышение ее вязкости в пластовых условиях с 1,2 в 1982 г. до 2,0 мПа·с в 2005 г., что также объясняется снижением газосодержания нефти. Вязкость нефтей группы ЮВ в пластовых условиях также повысилась на 0,4…0,6 мПа·с. Вязкость сепарированной нефти всех исследуемых объектов в процессе их эксплуатации, как и плотность, практически не изменилась: вязкость нефти пласта АВ4-5 – 14,5…15,0 мПа·с, вязкость нефти других пластов группы АВ – 8…9 мПа·с, нефти пластов группы БВ – 5…7 мПа·с, пластов ЮВ – 4…6 мПа·с. 113 2.3 АВ4-5 2.1 АВ1-3 АВ1 1.9 АВ1-3 АВ1 АВ2-3 Вязкость, мПа·c 1.7 1.5 ЮВ1-1 АВ4-5 БВ8 ЮВ1 БВ10 БВ10 АВ2-3 ЮВ1 1.3 ЮВ1-1 БВ8 1.1 2005 г. 2003 г. 2001 г. 1999 г. 1997 г. 1995 г. 1993 г. 1991 г. 1989г. 1987г. 1985 г. 1983 г. 1981 г. 1979 г. 1977г. 1975г. 1973г. 0.9 Рисунок 3.5 – Динамика вязкости нефти в пластовых условиях Анализ динамики значений молекулярной массы сепарированной нефти группы пластов АВ, БВ и ЮВ в процессе их эксплуатации за указанный период свидетельствует об их незначительных изменениях, как и плотности и вязкости сепарированной нефти. Так, молекулярная масса сепарированной нефти составляет в среднем 215…235 г/моль для группы пластов АВ и 200…220 г/моль для нефти группы пластов БВ и ЮВ. Характер изменения основных параметров нефти по площади Самотлорского нефтяного месторождения проанализирован, преимущественно, по пластам АВ1, АВ4-5 и БВ8. Давление насыщения по площади залежи возрастает в направлениях от периферии залежи к ее купольной части. Эти изменения составляют от 9,55 до 11,05 МПа, от 10,5 до 14,5 МПа и от 10,0 до 12,7 МПа соответственно в пластах АВ1, АБ4-5 и БВ8. Аналогичным образом, величина газосодержания имеет большее значение в купольной части, чем на периферии залежи. В пласте АВ1 его значение растет в среднем с 76 м3 до 90 м3/т, в объекте АВ4-5 с 70 до 110 м3 /т и с 84 до 110 м3/т в пласте БВ8. Причем, наиболее значительнее колебания наблюдаются в пластах АВ1, АВ4-5. В пласте БВ8 эти изменения значительно меньше. В соответствии с величиной 114 газосодержания изменяются значения объемного коэффициента и усадки нефти. Максимальную величину эти параметры имеют в нейтральной части залежи и уменьшаются в направлениях от купола к периферии. Вязкость пластовой нефти в центральных частях пластов АВ1, АВ4-5 и БВ8 несколько ниже, чем в периферийных. Коэффициент растворимости газа в нефти, а также коэффициент сжимаемости нефти, уменьшаются в направлении от куполов к крыльям складки. Таким образом, свойства нефти в процессе разработки могут изменяться как по разрезу эксплуатационных объектов, так и по площади, в связи с этим изменения свойств нефти следует рассматривать с двух сторон, а именно, по разрезу пласта возрастание или падение по вертикали) и по площади (сводовая часть или периферия). Изменение свойств нефти следует учитывать при проведении гидродинамических расчетов, при определении методов доразработки месторождений и повышения нефтеотдачи пластов, планировании мероприятий по воздействию на пласт. 3.2. Анализ свойств газа и оценка степени их изменения в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения Для стратегического планирования на поздней стадии разработки Самотлорского месторождения и для оптимизации вариантов и затрат по эффективному использованию попутного нефтяного газа (ПНГ) существует необходимость индивидуального изучения свойств флюидов каждой залежи, а также выявления закономерностей их изменения по объему залежи и от времени эксплуатации [105]. При исследовании физико-химических свойств пластовых флюидов в процессе эксплуатации месторождения, в том числе и компонентного состава ПНГ, необходимо отметить, что между различными свойствами пластовых флюидов (нефти и воды), закачиваемой воды и растворенных в них нефтяными газами существует тесная связь, обусловленная проявлением закономерности распределения летучих газовых компонентов между водой и нефтью. Эта связь 115 особенно заметна на поздней и завершающей стадиях разработки, когда обводнение продукции по месторождению достигает 90 % и более [71]. В этот период на процесс добычи жидкости и газа оказывают влияние неизвлекаемая (в виде целиков) остаточная нефть и пластовая вода, а также связанная вода, которые дегазируются за счет диффузионных процессов, а также за счет разгазирования при значительном снижении давления в пласте по отношению к текущему давлению насыщения (Рнас). На этом положении основана формула для подсчета извлекаемых запасов газа при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа [106]: ( G = Qи rо + Qнз(rо – rс) – Qи b0 Рс, (3.1) где Qи, Qнз – извлекаемые и неизвлекаемые запасы нефти при стандартных условиях, т; rо, rс – растворимость газа в нефти при начальном и конечном давлениях, приведенная к стандартным условиям, м3/т; b0 – объемный коэффициент пластовой нефти при начальном давлении; Рс – конечное абсолютное давление в пласте, МПа. Выделившийся газ коалесцирует и создает зоны свободного газа, который вследствие проскальзывания прорывается к забоям добывающих скважин. По мере снижения давления в пласте в диапазоне ниже давления насыщения (Рнас), когда происходит разгазирование, газовые компоненты выделяются из жидкой фазы пропорционально упругости их паров. При разработке месторождения с использованием заводнения, если пластовое давление и давление в призабойной зоне выше Р нас (при отсутствии свободной газовой фазы), из нефти извлекаются, в основном, метан, азот и СО 2 , обладающие более высокой растворимостью в воде, чем другие газовые компоненты нефти. Константы фазового равновесия, например, азота и метана в зависимости от температуры и давления могут различаться в 3 и более раз, тогда как растворимость их в воде – на 20…40 %, что влияет на 116 характер зависимости Р нас нефти от снижения ее газосодержания. Процесс диффузии газообразных компонентов из нефтяной части пласта в обводненную можно охарактеризовать законом Фика [72]: ( dCi d 2 Ci , Di dt dZ 2 (3.2) где Ci – концентрация газообразного компонента в обводненной части пласта на расстоянии Z от водонефтяного контакта; Di – коэффициент диффузии i-огo компонента через водонасыщенную среду; t – время разработки местрождения. За период разработки месторождения (например t = 25 лет) концентрация газовых компонентов в пластовой нефти может заметно снижаться. Если учесть, что происходит опережающее движение воды относительно нефти, то концентрация газовых компонентов в нефти будет уменьшаться значительно быстрее. Еще более сложен переход газовых компонентов из нефти в нагнетаемую воду в условиях разработки реального, в большинстве случаев – многослойного пласта. Возможны одновременная промывка нефти водой вследствие их непосредственного контактирования при совместном движении по пласту или пропластку и диффузия газовых компонентов из нефти в воду при их движении по отдельным пропласткам. Воздействию воды подвергаются все участки продуктивного пласта, в разрезе которого продвигается нагнетаемая вода, лишенная газовых компонентов или недостаточно насыщенная ими. Переход газовых компонентов из нефти в воду при непосредственном контактировании происходит интенсивнее, чем при диффузии. Так как время разработки месторождений составляет десятки лет, влияние происходящих процессов на снижение газосодержания пластовой нефти становится соизмеримым. Целью проведенных нами исследований является анализ и установление закономерностей в распределении компонентов ПНГ по глубине залегания 117 пластов и по площадям залежей Самотлорского месторождения в процессе их эксплуатации за период с 1979 по 2005 гг. ПНГ содержит смесь легких углеводородов, которая выделяется на установках подготовки нефти при сепарации добытой из скважин углеводородной продукции. ПНГ растворен в нефти, и при снижении давления на выходе из скважины газ отделяется от нефти, компонентный состав ПНГ зависит от условий формирования залежей нефтяных месторождений и от варианта сепарации нефти. Основным компонентом ПНГ является метан, наряду с метаном в его состав входят и более тяжелые углеводороды от С2 до С7, а также неуглеводородные компоненты: азот и окись углерода. Основными физикохимическими свойствами ПНГ являются молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху и др. Исходным материалом для данного анализа явились результаты исследования глубинных проб, отобранных из добывающих (и частично разведочных) скважин горизонтов АВ1, АВ1-3, АВ2-3, АВ4-5, БВ8, БВ10 и ЮВ1. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками в лифтовых трубах в условиях однофазного состояния нефтяного потока. Газ для анализа и определения его компонентного состава отбирался после однократного разгазирования глубинных проб пластовых нефтей. На рисунке 3.6 приведены усредненные значения плотности ПНГ по пластам. Видно, что наименьшая плотность наблюдается у газа пласта АВ4-5 (0,870…0,960 кг/м3), наибольшая – у газа пласта БВ8 (около 1,2 кг/м3), газы остальных пластов имеют плотность от 1,05 до 1,20 кг/м3. Анализ динамики значений плотности за указанный период свидетельствует о снижении плотности газа, а также плотности газа по отношению к воздуху большинства пластов, а именно АВ1, АВ1-3, АВ4-5, БВ10 и ЮВ1 и незначительно БВ8, причем для пластов АВ1-3 и АВ4-5 характерно наиболее резкое снижение плотности. Напротив, плотность газа пласта АВ2-3 с 1979 по 1988 гг. увеличилась с 1,08 до 1,17 кг/м3. 118 1,25 АВ1 1,2 БВ8 Плотность, кг/м33 Плотность Кг/м 1,15 1,1 АВ13 БВ10 АВ23 ЮВ1 АВ23 АВ1 1,05 АВ13 1 0,95 АВ4-5 БВ8 БВ10 АВ4-5 ЮВ1 0,85 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 0,9 Рисунок 3.6 – Динамика плотности газа по пластам На рисунке 3.7 приведены усредненные значения молекулярной массы ПНГ по пластам. Как видно, минимальная молекулярная масса, как и плотность, наблюдается у газа пласта АВ4-5 (21…23 г/моль), максимальная – у газа пласта БВ8 (около 29 г/моль). Анализ динамики значений молекулярной массы за указанный период свидетельствует о снижении молекулярной массы газа пластов АВ1, АВ1-3, АВ4-5, БВ10 и ЮВ1 и незначительно БВ8, причем для пластов АВ1-3 и АВ4-5 характерно наиболее резкое снижение молекулярной массы, как и плотности. Напротив, молекулярная масса газа пласта АВ2-3, как и плотность, за указанный период эксплуатации месторождения повысилась с 26 (в 1979 г.) до 28 г/моль (в 1987 г.). 119 30 БВ8 29 БВ10 28 молекулярная масса, г/ моль АВ АВ 27АВ23 АВ1 ЮВ1 АВ13 26 АВ АВ4-5 25 АВ 24 БВ 23 22 БВ 21 ЮВ 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 20 Рисунок 3.7 – Динамика молекулярной массы газа по пластам Для систематизации данных исследований компонентный состав ПНГ был условно разделен на 3 группы: 1 группа – С1-С2 (метан, этан, азот, двуокись углерода); 2 группа – С3-С4 (пропан, изо-бутан, н-бутан); 3 группа – С5-С7 (изо-пентан, н-пентан, гексаны и гептаны). На рисунке 3.8 приведено изменение суммарного содержания в составе ПНГ газов 1 группы (С1, С2, N2, СО2) по пластам с 1979 по 2005 гг. Как видно из рисунка 3.8, наименьшее содержание легких углеводородов 1 группы наблюдается в газе пласта БВ8 (около 70 % мольн.), наибольшее – в газе пласта АВ4-5 (86…90 %), что отражается на плотности и молекулярной массе ПНГ (газ пласта БВ8 – наиболее тяжелый, пласта АВ4-5 – наиболее легкий по сравнению с газами других пластов), газы остальных пластов содержат 70…80 % углеводородов 1 группы. Анализ динамики за указанный период свидетельствует о снижении содержания углеводородов первой группы в газе пластов АВ2-3 и незначительно БВ8; причем для пласта АВ2-3 характерно наиболее резкое падение содержания углеводородов 1 группы в газе (с 78 % в 1979 г. до 71 % в 1988 г.). Напротив, их содержание в 120 газе пластов АВ1, АВ1-3, АВ4-5 и ЮВ1 увеличилось, причем наибольшее повышение наблюдалось для пласта АВ1-3: с 70 % в 1989 г. до 79 % в 2001 г. Газ пласта БВ10 по содержанию углеводородов 1 группы стабилен в течение 25 лет (72…73 %). Состав газа 1 группы (С1,С2,N2,СО2) Содержание % Мольгазов, % мольн. 90 АВ АВ4-5 88 86 АВ 84 82 АВ23 АВ13 АВ1 АВ ЮВ1 80 БВ10 78 БВ8 76 АВ БВ 74 БВ 72 70 ЮВ 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 68 Рисунок 3.8 – Динамика суммарного содержания в составе ПНГ газов 1 группы Анализ динамики содержания в ПНГ раздельно этана, азота и углекислого газа за указанный период свидетельствует о повышении содержания этана в газе всех пластов, причем для пластов АВ2-3 и БВ8 характерно наиболее резкое повышение содержания С 2Н6 в газе, например, для АВ2-3 – с 4,1 в 1979 г. до 5,45 % в 1988 г. Максимальное содержание азота и СО2 наблюдается в газах пласта ЮВ1, причем с годами в газе большинства пластов количество азота и СО 2 незначительно уменьшается (на 0,2…0,4 %). В газе пласта АВ4-5, наоборот, содержание азота за 10 лет выросло на 0,6 % (с 0,1 % до 0,7 %), в газе пласта АВ1-3 повысилось содержание СО2 с 0,17 % до 0,38 %. Таким образом, в газе пласта АВ4-5, аналогично метану, наблюдается повышение содержания азота. 121 По данным ОАО «НИПИгазпереработка», общее содержание азота в попутном газе Самотлорского месторождения увеличивается, по-видимому, именно за счет газа пласта АВ4-5. 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 АВ1 БВ8 БВ10 АВ13 АВ23 ЮВ1 АВ1 АВ23 АВ13 АВ4-5 БВ8 АВ4-5 БВ10 ЮВ1 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Содержание газов, % мольн. % Моль Состав газа 2 группы (С3-С4) Рисунок 3.9 – Динамика суммарного содержания в составе ПНГ газов 2 группы Динамика суммарного содержания в составе ПНГ газов 2 группы (рисунок 3.9) является зеркальным отображением динамики суммарного содержания в составе ПНГ газов 1 группы, т.е., если газ пласта БВ8 содержал наименьшее количество С1-С2, а газ пласта АВ4-5 – наибольшее, то по 2 группе газ пласта БВ8 содержит, наоборот, наибольшее количество С3-С4 (24 % в начале и 27 % в конце периода), а газ пласта АВ4-5 – наименьшее (8…9 %). Общая динамика за данный период показывает, что содержание С 3-С4 в пластах АВ2-3, БВ8, БВ10 увеличивается, причем в газе пласта АВ2-3 наблюдается более резкий подъем (с 17 % в 1979 г. до 24 % в 1988 г.), что отражается, в конечном результате, на росте плотности и молекулярной массы газа пласта АВ2-3. Что касается газов пластов АВ1, АВ1-3, АВ4-5, то у них происходит снижение содержания компонентов 2 группы, причем более сильное снижение 122 наблюдается в газе пласта АВ1-3 (с 23 % в 1989 г. до 18 % в 2001 г.). Содержание С3-С4 в газе пласта ЮВ1 за весь период практически не изменяется и находится в пределах 20 %. 7,5БВ10 7 6,5 АВ1 6 5,5 5 4,5 4 3,5 3 2,5 2 А А АВ13 А А АВ23 БВ8 БВ БВ ЮВ1 АВ4-5 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Содержание % Мольгазов, % мольн. Состав газа 3 группы (С5-С7) Рисунок 3.10 – Динамика суммарного содержания в составе ПНГ газов 3 группы На рисунке 3.10 приведена динамика суммарного содержания в составе ПНГ газов 3 группы (С5-С7) по пластам с 1979 по 2005 гг. Как видно из рисунка, наибольшее содержание тяжелых углеводородов С5-С7 наблюдается в газе пласта БВ10, наименьшее – в газе пласта АВ4-5. С годами происходит снижение в ПНГ тяжелых компонентов газа С5-С7 во всех рассматриваемых пластах. Для газа пластов АВ1, БВ8, ЮВ1 характерно примерно равное снижение тяжелых компонентов (около 6 % в начале и около 3,5 % в конце периода). Тенденция их снижения в газе пласта БВ10 такая же, но содержание компонентов несколько выше (4,5…7,0 %). Более резкое снижение С5-С7 наблюдается для пластов АВ1-3 (с 6,5 % в 1989 г. до 3,5 % в 2001 г.) и АВ4-5 (с 5 % в 1979 г. до 2,3 % в 1991 г.), что можно объяснить относительным увеличением содержания легких углеводородов 1 группы в ПНГ. Сравнивая пласты группы АВ и БВ следует отметить, что содержание метана СН4 в объектах АВ1, АВ1-3, АВ4-5 увеличивается в процессе Ю 123 эксплуатации, причем в ПНГ АВ4-5 содержание метана значительно выше, а компонентов С2+высшие – меньше, чем в других пластах и объектах. По этой причине плотность газа и молекулярная масса объекта АВ4-5 ниже, чем в остальных пластах группы АВ и БВ. Увеличение содержания метана в попутном газе на поздней стадии разработки можно объяснить значительным влиянием газа, растворенного в попутно добываемой воде, в которой преимущественно растворен метан. В отличие от газов всех пластов, у которых за рассматриваемый период снижаются плотность и молекулярная масса, для газа объекта АВ2-3 по имеющимся данным за 10 лет с 1979 по 1989 гг., наоборот, наблюдается рост плотности и молекулярной массы, что связано с увеличением содержания углеводородов С2 -С5. В свое время объединение пластов АВ2 и АВ3 в один эксплуатационный объект АВ2-3 привело к заметному понижению давления насыщения и газосодержания (Д.Д. Бульчук). Так, газовый фактор объекта АВ2-3 понизился примерно на 20 % по сравнению с пластами АВ2 и АВ3, давление насыщения объекта АВ2-3 уменьшилось на 15,5 % по сравнению с пластом АВ3 и на 10,6 % по сравнению с пластом АВ2, что косвенно подтверждается содержанием компонентов газа по указанным пластам и объекту. Содержание метана в газах нефтей пластов АВ2 и АВ3 было несколько выше (соответственно 81,6 % мольн. и 83,3 % мольн.), чем в объекте АВ2-3 (79,5 % мольн.) в то время как содержание этана и пропана в АВ2-3 (10,9 % мольн.) выше, чем в АВ2 и АВ3 (соответственно 6,2 % мольн. и 7,7 % мольн.). Понижение газосодержания в нефти объекта АВ2-3 обусловливает увеличение ее плотности (748 кг/м3) по сравнению с плотностью нефтей АВ2 и АВ3 (735 и 706 кг/м3 соответственно). В ПНГ пластов группы БВ, а именно БВ8 и БВ10, содержится больше углеводородов С3-С4 и С5-С7 соответственно, в газе пласта ЮВ1 существенных изменений не наблюдается, за исключением уменьшения компонентов 3 группы, что в целом происходит по всем рассматриваемым пластам. 124 В распределении углеводородных компонентов газа по площадям залежей прослеживаются некоторые вполне определенные закономерности. В частности, содержание компонентов 1 группы в попутном газе пласта АВ1 уменьшается в направлении от центральной части к краевой. В объекте АВ4-5 наблюдается обратная картина: содержание компонентов 1 группы в центральной части составляет примерно 84 % мольн., а в краевой достигает 94 % мольн. В пласте БВ8 содержание компонентов 1 группы изменяется с 63 % мольн. (центр) до 86 % мольн. (периферия). Содержание в газе пласта АВ1 этана минимально в центральной части (2,7 % мольн.) и максимально на периферии (4 % мольн.). В пласте АВ4-5, наоборот, повышенное содержание (1,5 % мольн.) С2Н6 в своде и пониженное (0,5 % мольн.) – на крыльях. Такая же картина распределения наблюдается в пласте БВ8 (7 % мольн. в центре и 3,5 % мольн. на периферии). Количественное содержание в газе пласта АВ1 более тяжелых углеводородов (от С3 до С7) увеличивается в направлении от центральной части залежи к периферии. В пласте АВ4-5 эта зависимость обратная: большее содержание компонентов С3-С7 в сводовой части залежи и меньшее – в периферийной. В пласте БВ8 характер распространения компонентов С3-С6 такой же, как и в АВ4-5 (повышенное содержание в центре и пониженное – на крыльях). Количественное содержание в газах вышеуказанных пластов более тяжелых компонентов С6-С7 не превышает 1 % мольн. и распределяется практически равномерно по всей площади залежи. Следует также отметить, что при снижении забойного давления ниже давления насыщения (при поддержании давления на контуре питания выше давления насыщения) газовый фактор возрастает довольно быстро, но медленнее, чем при режиме растворенного газа, нефтенасыщенность резко падает [107]. Затем газовый фактор начинает уменьшаться и становится меньше первоначального. В зависимости от состояния разработки залежи или его участка возможен значительный разброс величины газового фактора и состава ПНГ, 125 поскольку могут одновременно существовать при Рзаб < Рнас различные источники поступления газа в скважину (например, остаточная и связанная нефти). При поддержании забойных давлений выше величины Р нас из-за отсутствия поступления свободного газа из остаточных и связанных пластовых флюидов количество источников поступления газа уменьшается (кроме прорыва свободного газа из газовой шапки). Таким образом, газовый фактор нефти (газосодержание) на поздней стадии разработки будет снижаться из-за перехода летучих газовых компонентов СН 4, N2 и CO2 в воду. Снижение газосодержания нефти соответственно приведет к возрастанию плотности и вязкости нефти в пластовых условиях, к снижению объемного коэффициента и т.д. Таким образом, установлена динамика составов ПНГ в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения, которая свидетельствует о наличии значительных изменений параметров пластовых флюидов в продуктивных пластах и о необходимости учета рассмотренных факторов при проектировании и анализе разработки. Результаты данного анализа могут быть использованы: - для повышения эффективности эксплуатации месторождения на поздней стадии разработки за счет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, технологий интенсификации добычи нефти, а также способов борьбы с осложнениями с учетом изменения свойств пластовых флюидов; - для оптимизации вариантов и затрат по эффективному использованию газа; - для формирования сводной информации и подготовки аудита базовых показателей деятельности по добыче и переработке газа ТНК-ВР; - для стратегического планирования разработки месторождения и разработки газовой шапки Самотлорского месторождения; - для разработки и реализации комплексной энергетической программы в Нижневартовском регионе. 126 Выводы по главе 3 1. процессе Установлена динамика свойств и составов пластовых флюидов в эксплуатации Самотлорского месторождения, которая свидетельствует о наличии значительных изменений их параметров в продуктивных пластах и о необходимости учета рассмотренных факторов при проектировании и анализе разработки. 2. Свойства нефти в процессе разработки могут изменяться как по разрезу эксплуатационных объектов, так и по площади, поэтому их следует рассматривать с двух сторон, а именно, по разрезу пласта возрастание или падение по вертикали) и по площади (сводовая часть или периферия). 3. Газовый фактор нефти (газосодержание) на поздней стадии разработки снижается из-за перехода летучих газовых компонентов СН 4, N2 и CO2 в воду. Снижение газосодержания нефти соответственно приводит к возрастанию плотности и вязкости нефти в пластовых условиях, к снижению объемного коэффициента и т.д. 4. При определении методов доразработки месторождений на поздней стадии и планировании мероприятий по воздействию на пласт необходимо учитывать изменения свойств и составов пластовых флюидов в процессе эксплуатации месторождения путем использования нетрадиционных физикохимических технологий и составов, сохраняющих или восстанавливающих коллекторские свойства пласта. 127 4. РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПО ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СВОЙСТВ ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ 4.1. Анализ причин ухудшения состояния призабойной зоны пласта Основной проблемой нефтедобывающей промышленности на поздней стадии разработки месторождения является увеличение нефтеотдачи пластов и темпов разработки нефтяных залежей. Качественная работа скважин зависит от многих факторов: от геологической неоднородности разреза, качества вскрытия и освоения продуктивных пластов, технологических факторов, связанных с эксплуатацией скважин в процессе разработки нефтяных месторождений и т.д. [108-110]. Как было сказано выше, в процессе эксплуатации месторождения по ряду причин изменяются также свойства пластовых флюидов, а именно, структурно-механические и реологические свойства подвижной и остаточной нефти (плотность, вязкость и др.), что обусловлено изменением химического и фракционного составов пластовых флюидов (выход светлых и темных фракций, содержание смол и асфальтенов в нефти и др.). Добыча нефти также осложняется образованием в ПЗП парафино- и солеотложений, стойких водонефтяных эмульсий, стабилизированных мехпримесями и асфальтенами. При вскрытии или проведении капитальных ремонтов добывающих и нагнетательных скважин могут возникнуть такие осложнения, как образование глинистой корки, перекрывающей перфорационные отверстия, проникновение фильтрата промывочной жидкости в нефтяной пласт за счет значительных репрессий на забое скважины, что вызывает набухание глинистых составляющих продуктивного коллектора. Существенной причиной снижения проницаемости ПЗП при освоении скважины является проникновение твердых глинистых частиц промывочной жидкости в пласт, причем высокопроницаемых коллекторах это явление усиливается [108, 109]. в 128 С увеличением времени простоя скважины этот «отрицательный» эффект становится еще более значительным. Так, по результатам геофизических исследований [110], проникновение фильтрата в ПЗП может достигать от 0,1 (Шаимская группа месторождений) до 1,5 м (Мегионская группа месторождений), а в некоторых случаях зона проникновения фильтрата может быть 3 м и более [108, 109]. Показано [109], что уже на ранней стадии разработки нефтяных месторождений состояние призабойной зоны скважин значительно ухудшено, и снижение проницаемости ПЗП по сравнению с естественной достигает 50 % и более. Факторы, вызывающие ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, могут быть как геологические, так и технологические [111, 112]. Одним из основных геологических факторов, резко снижающих коэффициент охвата, является слоистая неоднородность пластов по толщине пропластков и их проницаемости и, как следствие, неравномерное поглощение воды различными пропластками. Нагнетаемая вода поглощается, прежде всего, наиболее проницаемыми интервалами пласта, что приводит к опережающему продвижению по ним больших объемов воды и к преждевременному обводнению добывающих скважин. В то же время большая часть нефтеносного пласта остается не охваченной заводнением, что снижает продуктивность добывающих скважин и ведет к снижению нефтеотдачи пластов. Согласно исследованиям В.А. Блажевича и А.А. Глазкова [111, 113], охват продуктивного пласта отбором в добывающих скважинах прежде всего зависит от охвата продуктивного пласта закачкой в нагнетательных скважинах. Так, для нефтяных месторождений Башкирии, Татарии, Западной Сибири и др. коэффициент охвата пласта заводнением по толщине по результатам исследований нагнетательных скважин колеблется в пределах 0,2…0,6, при этом вода поглощается, в основном, наиболее проницаемыми пропластками. Этим обусловлена и низкая степень охвата пласта притоком в добывающих скважинах, которая колеблется в этих же пределах. 129 Из анализа промысловых данных видно, что большое влияние на приемистость нагнетательных скважин оказывает содержание в составе пластаколлектора глинистых пропластков различных толщины и протяженности наличие глинистого цемента [108, 114, 115]. Содержание глины в породах продуктивного пласта колеблется в пределах от нескольких процентов до 25 % [114]. При закачке в нефтяной пласт воды, отличающейся по химическому составу от высокоминерализованных пластовых вод, происходит ее взаимодействие с глинистыми составляющими пласта, что вызывает набухание и разрушение последних. Это приводит к закупорке фильтрационных каналов, к снижению проницаемости ПЗП и уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине. Такое же явление наблюдается и при закачке пресных вод. Наибольшей гидратирующей способностью обладают монтмориллонитовые глины, которые при полном диспергировании могут вместить в себя объем воды, во много раз превышающий ее собственный объем, наименьшей – каолинитовые и гидрослюдистые глины, причем большее увеличение набухания глин отмечено в пресных и щелочных водах, меньшее – в высокоминерализованных пластовых водах [108, 116]. К технологическим факторам, снижающим приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин, можно отнести следующие [108, 114, 117]: 1) заиливание фильтрующей поверхности скважины механическими примесями, содержащимися в закачиваемой воде; 2) загрязнение ПЗП нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемых сточных водах; 3) образование в ПЗП и стволе добывающих скважин нерастворимых осадков при взаимодействии вод с различным химическим составом; 4) отложение асфальтенов и смол в призабойной зоне скважин; 5) выпадение кристаллов парафина в призабойной зоны и стволе добывающей скважины; 6) образование в ПЗП водонефтяных эмульсий; поровом пространстве 130 7) снижение фазовых проницаемостей для нефти из-за увеличения водонасыщенности и газонасыщенности призабойной зоны; 8) интенсивный рост сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ); 9) набухание глинистых частиц, привнесенных в призабойную зону в процессе освоения или капитального ремонта скважин. К технологическим факторам можно отнести и изменение свойств пластовых флюидов в процессе разработки и эксплуатации месторождения. Исследуя работу нагнетательных скважин, Ф.С. Абдулин, В.А. Сидоровский и др. [108, 117] установили, что наличие в воде различных механических примесей (гидратов окиси железа, мельчайших частичек песка и карбоната, частиц цементного раствора и др.) выше допустимых норм может явиться причиной быстрого снижения приемистости нагнетательных скважин, а в некоторых случаях – и полной ее остановки. По ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству» допустимое содержание механических примесей в закачиваемых водах не должно превышать 3…50 мг/л в зависимости от проницаемости пористой среды коллекторов. На Самотлорском месторождении закачиваемая вода для поддержания пластового давления содержит на предприятиях ОАО «Самотлорнефтегаз» в среднем 10…20 мг/л мехпримесей в СНГДУ-1 и 30…40 мг/л в СНГДУ-2. Однако содержание мехпримесей в водах, как показали исследования, может достигать 50…150 мг/л. Снижение приемистости нагнетательных скважин во многом связано с закачкой в пласт вод с повышенным содержанием механических частиц. Лабораторные исследования показали, что значительная часть мехпримесей задерживается на торце керна. По-видимому, аналогичное явление имеет место и в реальных условиях. Учитывая огромные объемы закачиваемой воды для ППД, в пласт задавливаются тонны мехпримесей, содержащихся в подтоварной воде. Нами установлено, что на Самотлорском месторождении ежегодно в пласт закачивается до 7…8 тыс. т механических примесей при их среднемесячном содержании в воде 15 мг/л в СНГДУ-1 и 35 мг/л в СНГДУ-2. Это приводит не 131 только к снижению проницаемости ПЗП и, как следствие, уменьшению приемистости нагнетательной скважины, но и к дополнительным затратам, связанным с необходимостью проведения различных мероприятий по их удалению из ПЗП. При закачке в пласт сточных вод нефтяных промыслов, содержащих различное количество нефти и нефтепродуктов, происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды призабойной зоны скважин, т.е. увеличивается нефтенасыщенность ПЗП нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Это приводит не только к ухудшению фильтрационных свойств пласта, но и к потерям нефтепродуктов. По ОСТ 39-225-88 допустимое содержание нефтепродуктов в закачиваемых водах не должно превышать 5…50 мг/л в зависимости от проницаемости пористой среды коллекторов. Однако эти нормы не всегда выдерживаются, а в некоторые периоды содержание нефтепродуктов в воде может достигать 100…200 мг/л. На Самотлорском месторождении при закачке воды с целью поддержания пластового давления с содержанием нефтепродуктов 40 мг/л на предприятиях ОАО «Самотлорнефтегаз» в пласт возвращается до 12…13 тыс. т нефти в год. При закачке вод с повышенным содержанием нефтепродуктов резко снижаются приемистость и охват пласта заводнением по толщине. На рисунке 4.1 приведена динамика технологических потерь нефти от уноса сточными водами по месторождениям ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск» [118]. Как видно из рисунка, на большинстве месторождений с годами наблюдается тенденция к увеличению роста потерь нефти от уноса нефтепродуктов сточными водами, что связано с повышением обводненности продукции скважин. На Тюменском месторождении за последние 2 года потери нефти от уноса сточными водами снизились за счет усовершенствования технологии подготовки подтоварной воды. 132 Рисунок 4.1 – Динамика технологических потерь нефти от уноса сточными водами по месторождениям ОАО «Самотлорнефтегаз» и ОАО «ТНК-Нижневартовск» Как правило, механические частицы, находящиеся в сточных водах, покрыты тонким слоем нефтепродуктов, состоящих, в основном, из тяжелых фракций нефти. Такие частицы обладают повышенной липкостью, что приводит к более интенсивному осаждению их в призабойной зоне скважин. Нефтепродукты, осаждающиеся на стенках скважины, в перфорационных отверстиях и поровом пространстве призабойной зоны, играют роль склеивающего материала, и основное количество мехпримесей задерживается в ПЗП, резко снижая при этом ее проницаемость. Анализ исследований, проведенных с нефтями, отличающимися по физико-химическому составу, показал, что при разработке месторождений нефти с высоким содержанием асфальтосмолистых веществ имеет место их адсорбция на поверхности породообразующих минералов и, как следствие, затухание фильтрации, диспергирование и изменение величины относительной проницаемости для нефти и газа [108, 119, 120]. Максимальная слагающих адсорбция асфальтенов на различных минералах, нефтенасыщенный пласт, наблюдается на известняках и полимиктовых песчаниках, наименьшая – на кварцевых песках и глинах. 133 Однако удельная поверхность глин и кварца значительно больше, чем у известняков, поэтому в условиях асфальтенов терригенных пласта общая коллекторов с величина ростом адсорбции заглинизированности увеличивается. Однако при всех равных условиях осаждение асфальтенов больше на месторождениях с повышенным содержанием их в нефти. Увеличение содержания остаточной воды в пласте и рост газонасыщенности нефти снижает адсорбцию асфальтосмолистых веществ [119, 120]. Физико-химические и тепловые методы обработки призабойной зоны добывающих скважин могут способствовать в определенных условиях более интенсивному отложению асфальтосмолистых веществ. Обработка ПЗП скважин низкомолекулярными углеводородными растворителями, сжиженными газами, соляной кислотой может вызвать осаждение асфальтенов в пористой среде. Отмечено также, что при относительно невысокой температуре в кислородсодержащей среде (например, закачка горячей воды, поверхностной воды) активно углеводородов, сопровождающиеся развиваются процессы накоплением конденсации заметных количеств асфальтосмолистых образований в области водонефтяного контакта [119 – 121]. При нагревании нефти, что может иметь место при проведении тепловых методов ОПЗ, смолообразование в инертной среде идет столь же эффективно, как и в кислородной, особенно в том случае, если в углеводородах присутствует сера или сернистые соединения [122]. На основании лабораторных исследований Ф.С. Абдулин и др. пришли к выводу, что при проведении тепловых закупоривания обработок дренажных необходимо учитывать каналов асфальтосмолистыми возможность веществами и кристаллами солей после повышения температуры ПЗП [123]. В связи с адсорбцией асфальтосмолистых веществ и образованием граничных слоев нефти, обладающих повышенной вязкостью и уменьшающих эффективное сечение фильтрационных каналов, снижается проницаемость призабойной зоны скважин и увеличивается микро- и макронеоднородность коллектора [119]. 134 Подавляющее большинство способов разработки нефтяных месторождений связано с уменьшением в процессе разработки первоначальных пластовых условий – давления и температуры, что приводит к изменению физико-химических свойств пластовых нефтей. Закачка холодной воды в нефтесодержащие пласты для поддержания пластового давления ведет к быстрому остыванию призабойной зоны нагнетательных скважин, и через непродолжительное время температура призабойной зоны становится близка температуре закачиваемой воды. Так, для Узеньского месторождения нарушение геотермического фона зафиксировано во многих скважинах уже после 2-25-кратной промывки. При 4-8-кратной промывке температура пласта снижается на 3…4 °С, а охлаждение до 30 °С происходит при более чем 12-кратной промывке [124]. Согласно исследованиям температурного режима горизонта Д-1 Ромашкинского месторождения, проведенного Г.Г. Вахитовым и др. [125], колебания температуры закачиваемой воды на устье нагнетательных скважин в зависимости от времени года достигают 15…20 °С. Для месторождений с невысоким содержанием смол и парафинов это не приводит к заметным последствиям, но для нефтей с повышенным содержанием парафина влияние температурных факторов может быть очень ощутимым. Так, снижение температуры призабойной зоны пласта ниже температуры насыщения нефти парафином может привести к выпадению кристаллов парафина в поровых каналах и, следовательно, к резкому снижению проницаемости призабойной зоны пласта [124, 126]. Основным параметром, характеризующим условия выделения твердой фазы из пластовой нефти, является температура насыщения нефти парафином, под которой понимается температура появления первых кристаллов парафина. Когда разница между пластовой температурой и температурой насыщения нефти парафином становится равной нулю, в пласте создаются условия, при которых парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, что и наблюдается при охлаждении пласта [127]. 135 Значительное действие на физико-химические свойства пластовых нефтей в процессе разработки залежи могут оказать химреагенты, закачиваемые в пласт как для обработки ПЗП, так и для увеличения нефтеотдачи, что, в свою очередь, повлечет и уменьшение температуры насыщения нефти парафином. Выпадение кристаллов парафина в ПЗП и стволе добывающих скважин обусловлено изменением термодинамического равновесия в результате эксплуатации скважин с забойными давлениями ниже давления насыщения, обводненности скважин, охлаждения ПЗП в процессе бурения, перфорации, проведения капитальных ремонтов и т.д. Так, уменьшение газосодержания нефти при снижении давления ниже давления насыщения в процессе разработки залежи вызывает увеличение температуры насыщения нефти парафином и выделение из нефти кристаллов парафина, что существенно ухудшает условия фильтрации [127]. Кристаллы парафина могут образовывать в поровых каналах скопления (агрегаты), вызывая дополнительные увеличения фильтрационных сопротивлений для нефти [128]. Исследованиями И.Г. Булиной др. установлено, что парафинистые нефти при температурах, близких к температуре насыщения нефти парафином или ниже ее, ведут себя как неньютоновские жидкости – возрастает предельное напряжение сдвига и начальный градиент давления сдвига [129, 130]. Таким образом, снижение температуры пласта из-за закачки холодной воды и нарушения термодинамического равновесия пластовой системы приводит к выпадению кристаллов парафина в пористой среде и, как следствие, к снижению продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, уменьшению коэффициента охвата пласта заводнением по толщине и в некоторых случаях может вызвать полное отключение некоторых пропластков из активной выработки [128]. Выпавшие из нефти тяжелые углеводородные соединения, как правило, способствуют снижению гидропроводности ПЗП. Исследования изменения проницаемости образцов песчаника при температуре ниже и выше температуры 136 насыщения нефти парафином, а также анализ промысловых данных показали следующее. Во всех случаях происходит значительное уменьшение относительного коэффициента фильтрации при снижении температуры, причем резкий перелом кривой наблюдается при температуре, соответствующей температуре насыщения нефти парафином или близкой ей. При этом образцы с низкой проницаемостью становятся непроницаемыми, а в образцах с высокой проницаемостью фильтрация замедляется, т.е. их проницаемость снижается [131]. Однако под сомнение может быть поставлен факт резкого перелома кривой, так как парафин, отличаясь неоднородностью, кристаллизуется не мгновенно, а в течение некоторого времени; поэтому изменение реологической характеристики нефти происходит постепенно. Некоторые же исследователи вообще не отличают изменения подвижности нефтей при начале кристаллизации парафина, а она густеет постепенно, вплоть до кристаллизации всего парафина. Отмечается, что скорость фильтрации может снижаться с течением времени и при постоянной температуре фильтрации, если она ниже температуры насыщения нефти парафином. Начальная скорость фильтрации на каждой температурной ступени уменьшается с течением времени, но не достигает нулевого значения. Это обстоятельство может служить объяснением практических наблюдений, когда происходит падение производительности скважин без каких-либо видимых изменений в температурном режиме ее работы. Вопрос пока остается нерешенным, но факт снижения гидропроводности ПЗП от наличия смолопарафиновых отложений доказан [132]. Снижение производительности скважин может повлечь глушение их холодной водой. Причиной этому может служить образование АСПО в ПЗП. Такое явление возможно при промывке холодным буровым раствором ПЗП. На месторождениях с парафинистой нефтью образование монолитных поверхностных слоев может привести к значительному снижению дебита и даже полной закупорке порового пространства пласта. Поэтому важно на стадии освоения скважины достоверно оценить размеры области выпадения углеводородов с целью выбора оптимального способа вторичного вскрытия 137 пласта и метода освоения скважины, величины депрессий, необходимых для вызова притока из пласта, а также методов интенсификации притока [131]. При закачке воды в нагнетательные скважины (при внутриконтурном заводнении) и в скважины, переведенные в нагнетательные из добывающих, а также при обводнении добывающих скважин в призабойной зоне пласта происходит двухфазная фильтрация нефти и вытесняющей ее воды, которые движутся в пористой среде в виде капель, столбиков и шнурков [5]. Смешивание воды и нефти, сопровождающееся высокими скоростями фильтрации в ПЗП, и наличие в нефти природных стабилизаторов эмульсии – асфальтенов и смол – может привести в некоторых случаях к образованию стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне [133]. Стабилизаторами образования водонефтяных эмульсий могут послужить и химреагенты, закачиваемые в пласт с целью обработки ПЗП для предотвращения отложений парафина и солей и т.д. Это приводит к снижению проницаемости, образованию застойных зон, а следовательно, к снижению приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин. Вода, закачиваемая в пласт, обходит участки с повышенной вязкостью, прорываясь по наиболее проницаемым, что приводит к снижению коэффициента охвата пласта заводнением [133, 134]. Образование зон капиллярно-защемленной воды при проникновении фильтрата рабочих жидкостей в ПЗП добывающих скважин, увеличение обводненности добываемой продукции, прорыв посторонних вод, а также эксплуатация скважин при давлениях ниже давления насыщения нефти способствует увеличению водонасыщенности призабойной зоны в процессе выработки пластов на поздней стадии разработки месторождения. Это приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти, необходимости создания повышенных депрессий на пласт для поддержания дебитов на должном уровне, а в целом – к заметному падению продуктивности добывающих скважин [103]. При заводнении нефтяных пластов поверхностными водами возможно 138 заражение призабойной зоны нагнетательных скважин сульфатвосстанавливающими бактериями. При этом происходит снижение проницаемости ПЗП за счет закупорки пор продуктами жизнедеятельности бактерий, ухудшается качество нефти, резко усиливается коррозия оборудования из-за появления в добываемой продукции Н2S, осложняется переработка нефти и т.д. [135, 136]. Все перечисленные выше факторы, ухудшающие состояние ПЗП нагнетательных и добывающих скважин, в той или иной степени приводят к снижению приемистости нагнетательных и продуктивности добывающих скважин, к уменьшению охвата пласта заводнением по толщине и по площади залежи, что значительно снижает темпы разработки месторождений и конечный коэффициент нефтеотдачи. Основными технологическими операциями, направленными на сохранение, восстановление и повышение емкостно-фильтрационпых свойств призабойной зоны пласта и продуктивных пластов в целом, являются: - вторичное вскрытие и перестрел пластов; - воздействие на призабойную зону скважин (ОПЗ); - удаление и предотвращение образования асфальтеносмолопарафиновых отложений, солеотложений и гидратных пробок; - гидрофобизация и разглинизация скважин; - подавление биозараженности скважин; - гидроразрыв пласта; - зарезка боковых стволов. Для их реализации наряду с различными техническими средствами используются многообразные химические составы и реагенты как моно- так и полифункционального действия, потребность в которых для нефтегазовой промышленности неуклонно растет. Проведенный анализ причин, ухудшающих состояние призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, выдвигает ряд требований к химическим реагентам, используемым для обработки ПЗП. 139 Химические вещества и их композиции, применяемые для обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, должны: растворяться в воде и органических соединениях; понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой; обладать высокими нефтеотмывающими свойствами; обладать высокими нефтевытесняющими свойствами; улучшать реологические свойства нефти; предотвращать или не вызывать отложение асфальтосмолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине; не способствовать набуханию при взаимодействии с глиной ее; не стимулировать образование водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта и в стволе скважин; не разрушаться и не вызывать выпадение нерастворимых осадков при контакте с минерализованной пластовой водой; подавлять или не способствовать росту сульфатвосстанавливающих бактерий; обладать низкой сорбируемостью на скелете горной породы; способствовать удалению воды и газа из ПЗП добывающих скважин; быть стабильными в широких интервалах температур и давлений; не являться коррозионно-активными. Выдвинутые требования к химреагентам для обработки призабойной зоны скважин определяют комплекс методик, необходимых для исследования эффективности новых химических веществ и проведения сравнительных испытаний реагентов при отборе перспективных продуктов применительно к условиям нефтяных месторождений. В результате проведенного анализа причин, ухудшающих состояние призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, для повышения эффективности эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки 140 необходимо разрабатывать и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений с учетом изменения свойств пластовых систем. Ниже представлены результаты комплексных исследований, включающих обобщение и анализ лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти на поздней стадии разработки месторождения по следующим направлениям нефтяного производства: вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин; ограничение водопритока в скважину; воздействие на призабойную зону скважины [137]. 4.2. Вскрытие нефтяных пластов и глушение скважин c сохранением коллекторских свойств продуктивных пластов Поддержание высоких уровней добычи нефти в значительной степени определяется фильтрационной характеристикой призабойной зоны пласта. Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что в процессах первичного и вторичного вскрытий продуктивных пластов, освоения и глушения скважин, а также при их эксплуатации ухудшаются коллекторские свойства ПЗП вследствие проникновения в пласт фильтрата и твердой фазы технологических жидкостей на водной основе, широко используемых в настоящее время. На ряде скважин месторождений Западной Сибири было установлено, что среднее время освоения после ремонта скважин, заглушенных водным раствором NaС1, составляет 4…5 сут, а время выхода их на режим работы, предшествующий ремонту, достигает 40…60 сут. При этом общий недобор нефти за период освоения и выхода скважины на режим составляет 400…600 т на одну ремонтную скважино-операцию [138]. Для низкопроницаемых продуктивных пластов предшествующие до ремонта дебит и обводненность не достигаются даже после длительной 141 эксплуатации (снижается дебит, увеличивается обводненность). Причинами снижения естественной проницаемости ПЗП является набухание глинистых частиц, блокирующее действие воды, которое вызывается капиллярными и поверхностными явлениями в порах пласта, образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий и нерастворимых осадков в результате смешения фильтрата и пластовых вод. Внедрение воды другой минерализации в продуктивный пласт, содержащий глинистые материалы, приводит к существенному изменению эффективной пористости и проницаемости флюидов. Эксперименты, в которых были воспроизведены условия мобилизации и миграции тончайших минеральных частиц, находящихся в поровом пространстве, показывают, что снижение проницаемости образца зависит от размера твердых частиц, скорости фильтрации, минерального состава и рН раствора, температуры, а также смачиваемости породы. Исследование механизма фильтрации жидкостей через малопроницаемые глинистые породы показало, что течение воды и водных растворов обусловлено, главным образом, взаимодействием жидкостей и породы и, в меньшей степени, чисто механическими эффектами, связанными с распределением градиентов давления. Многочисленные экспериментальные исследования и промысловые данные показывают, что использование жидкостей глушения (ЖГ) на водной основе, как правило, приводят к снижению дебитов скважин по нефти, росту обводненности добываемой продукции и длительным срокам их освоения в послеремонтный период, что связано с отрицательным воздействием таких ЖГ на фильтрационные характеристики ПЗП. Потери нефти в результате глушения скважин различными ЖГ на водной основе составляют в среднем 10…12%. Наиболее негативное воздействие на коллекторcкие свойства пластов оказывает пресная вода. Нагнетание пресной воды через образец керна приводит к снижению его проницаемости в 10…100 раз. Коэффициент продуктивности Кпр скважин, заглушенных пресной водой, снижается в 2…5 раз (200…500 %) 142 по сравнению с его значением в доремонтный период. При этом Кпр восстанавливается, в лучшем случае, через 3…6 месяцев непрерывной эксплуатации скважины до значений доремонтного периода. Наиболее чувствительны к пресной воде глинизированные коллекторы пластов месторождений Западной Сибири АВ1(1-2) («рябчик») и ЮВ1-1 («юра»), что связано с набуханием и диспергированием (разрушением) глинистых частиц. Набухаемость образца «рябчиковых» пород при контакте с пресной водой составляет 25…35 %. Ухудшение фильтрационных свойств в коллекторе пласта АВ1(1-2) при закачке пресной воды обусловлено не только набуханием глинистых материалов, но и процессами диспергирования глинистых частиц; при этом отделившиеся глинистые частицы в коллекторе могут выноситься из мест первоначального залегания вместе с флюидами и забивать поровые каналы. Менее негативное воздействие на коллекторские свойства пласта оказывают пластовые воды и растворы минеральных солей по сравнению с пресной водой. Однако Кпр после глушения скважин пластовыми водами снижается на 10…20 %, проницаемость коллектора ПЗП уменьшается на 10…25 %. Время освоения скважин после глушения пластовой водой составляет около 3 сут, на выход скважин на режим, предшествующий глушению, требуется 30…45 суток, дебит по жидкости на 10…20 % ниже исходного. Пластовая вода сеноманского горизонта, часто применяемая для глушения скважин, имеет хлоридно-натриево-кальциевый состав, жесткая, минерализация составляет в среднем 20 г/л, рН – 7,4. Учитывая, что составы пластовых и сеноманских вод относятся к одному типу и минерализация вод сопоставима, можно считать, что с физикохимической точки зрения их влияние на коллекторские свойства пласта примерно одинаково. Другое дело качество данных вод, т.е. содержание в них мехпримесей (глины, песка, окалины, продуктов коррозии и т.д.), кольматирующие поровые 143 каналы даже в незначительном количестве. Причем, чем больше исходная проницаемость породы, тем больше степень кольматации. Наиболее интенсивная кольматация наблюдается при проницаемости породы выше 0,1 мкм2, что объясняется зависимостью степени кольматации от соотношения размеров пор и твердых частиц. Например, при размере твердых частиц порядка 10 мкм снижение проницаемости достигает 25 % при критической скорости фильтрации минерализованной воды около 7·10-5 м/с, когда частицы начинают перемещаться вместе с водой проницаемость уменьшается на 30…40 %, а при фильтрации пресной воды мобилизация частиц происходит при еще меньших скоростях и приводит к полному затуханию фильтрации. Химреагенты и взвешенные частицы нефти, содержащиеся в ЖГ, также влияют на проницаемость ПЗП. Они сольватируют, флокулируют или диспергируют частицы твердой среды, образуют гели и суспензии, кольматирующие поровые каналы. За рубежом особое внимание уделяется степени чистоты солевых растворов. Экспериментально установлено, что применение загрязненных жидкостей может более чем на 80 % снизить проницаемость пласта. Необходимо отметить, что при использовании подтоварной или сеноманской воды в качестве ЖГ главную роль играет чистота растворов. По мнению автора, при прочих равных условиях сеноманская вода имеет преимущество по данному показателю. Таким образом, технологические жидкости на водной основе оказывают негативное влияние, в первую очередь, на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов. Исходя из вышеизложенного сформулированы следующие основные требования к жидкостям глушения [139]: - сохранение и увеличение естественной проницаемости продуктивного пласта; - плотность, обеспечивающая безопасность проведения работ; - низкая коррозионная активность; - отсутствие механических примесей с диаметрами частиц более 2 мкм; 144 - экологическая безопасность. Однако наряду с соблюдением всех перечисленных требований, определяющим при выборе является их положительное влияние на проницаемость продуктивного пласта. Коллекторы продуктивных нефтеносных пластов месторождений Западной Сибири представлены как высокопроницаемыми образованиями, состоящими, в основном, из ненабухающих каолинита, хлорита и гидрослюдистых минералов, так и низкопроницаемыми образованиями, содержащими монтмориллонит. Закачка пресных вод в высокопроницаемые коллекторы не вызывает существенных изменений их фильтрационных свойств; напротив, закачка пресных вод в низкопроницаемые коллекторы вызывает набухание монтмориллонита и приводит к еще большему снижению фильтрационных характеристик пласта. Наиболее перспективными для использования в качестве жидкостей глушения и перфорации являются солевые растворы без твердой фазы, обеспечивающие ингибирование глинистых минералов и сводящие к минимуму потерю проницаемости, связанную с набуханием глин. В жидкости глушения содержание катионов натрия должно отсутствовать, а количество катионов калия должно быть максимальным. Таким образом, жидкость глушения, не приводящая к ухудшению коллекторских характеристик пласта, должна состоять преимущественно из катионов калия. Наиболее эффективны в плане повышения естественной проницаемости кернового материала солевые растворы на основе катионов калия, а именно, поташа (К2СО3) и хлористого калия (КСI), коэффициенты восстановления проницаемости керна составляют соответственно 131 % и 108 %, которые способны не только восстановить, но и улучшить проницаемость глинистого песчаника. Наиболее низкое значение коэффициента восстановления проницаемости керна наблюдается у хлористого натрия NaС1 – 85 % [139]. Причина высокой способности восстановления проницаемости керна у 145 К2СО3 и КСI объясняется повышенной активностью ионов калия и относительно невысоким гидратным числом иона СО32-. Введение в состав солевых растворов ПАВ способствует дальнейшему уменьшению толщины гидратных оболочек и обеспечивает усиление указанного эффекта. Если пластовая вода хлоркальциевого типа, есть опасения, что при контакте с ним жидкости глушения – поташа – при определенных геологофизических и термобарических условиях может образоваться карбонат кальция в виде твердых солеобразований. Напротив, хлор-ион – наиболее устойчивый компонент вод, он не образует труднорастворимых соединений, редко адсорбируется коллоидными системами и усваивается биогенным путем. Так как применение водных солевых растворов может привести к ухудшению коллекторских характеристик пород ПЗП, поэтому одним из способов улучшения их свойств является использование ПАВ и различных загустителей. В случае применения ПАВ, как добавок к ЖГ, используется их основное качество-изменять интенсивность взаимодействия несмешивающихся фаз: «нефть – пластовая вода – газ – ЖГ – порода». Проникновение модифицированной жидкости в участки порового пространства предотвращает взаимодействие этих участков с водой и образование пленок воды на породе. Происходит гидрофобизация поверхности, за счет чего увеличивается проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение производительности скважин в послеремонтный период. Находясь в небольших количествах в жидкости, молекулы ПАВ распределяются на поверхностях раздела тончайшим слоем, уменьшают величину межфазного натяжения и, тем самым, потери энергии на продвижение флюидов по каналам фильтрации. В присутствии ПАВ уменьшаются интенсивность взаимодействия водочувствительных минералов с ЖГ и относительное изменение объема их поверхности. При проникновении в ПЗС водной фазы из скважины на поверхностях раздела «нефть – вода» происходит концентрация смолистых компонентов нефти, образуются прочные пленки, не позволяющие сливаться 146 отдельным каплям нефти. Фильтрационным потоком часть образовавшихся пленок может смываться с поверхности канала фильтрации, и в местах сужений образуется закупоривающая преграда. Чем больше в составе нефти содержится природных эмульгаторов, тем интенсивнее идут процессы кольматации каналов фильтрации. Одновременно с этим происходит образование тонкодисперсных водонефтяных смесей, обладающих повышенной вязкостью и структурномеханическими свойствами. Фильтрация таких смесей даже в крупных каналах происходит с большими потерями давления на трение, и имеет место явление «затухание фильтрации». При проникновении модифицированной жидкости глушения в пласт происходит изменение смачиваемости пористой среды, снижается глубина пропитки породы водой, что положительно сказывается на фильтрационно-емкостных свойствах пористой среды. Исходя из сказанного, применение ПАВ в процессах глушения скважин перед ремонтами должно отвечать следующим требованиям: - способствовать сохранению естественных коллекторских характеристик пласта; - ПАВ должны полностью растворяться в ЖГ без образования осадков; - при малых концентрациях обеспечивать снижение межфазного натяжения на границах раздела фаз; - способствовать процессам противокапиллярной пропитки и вытеснять нефть из тупиковых каналов; - не допускать образование в ПЗС высоковязких устойчивых эмульсий и облегчать условия их вытеснения в скважину при ее освоении; - быть экономичными и безопасными в обращении. В качестве добавок различных ПАВ для модификации жидкости глушения могут служить различные реагенты, например ИВВ-1, ГФ-1, Seanec-TU. Проведенные нами лабораторные фильтрационные исследования по закачке композиций через модели пласта Полуньяхского, Кальчинского, СевероДемьянского и Северо-Качкарского месторождения показали, что значение 147 коэффициента восстановления проницаемости керна при фильтрации жидкости глушения, содержащей хлористый калий или карбонат калия (поташ) с добавкой ГФ-1, составляет 102…103 %, т.е. коллекторские свойства пласта улучшаются, причем наблюдается повышение проницаемости керна за счет снижения поверхностного натяжения на границе «жидкость глушения – нефть». Альтернативными жидкостями для растворов на водной основе являются составы на углеводородной основе и гидрофобно-эмульсионные растворы, внешняя фаза которых представлена неполярной средой. Разработка растворов на углеводородной основе С использованием жидкостей на углеводородной основе нами разработаны новые методы интенсификации добычи нефти, сохраняющие коллекторские свойства продуктивных пластов при бурении и подземном ремонте скважин, что обеспечивает поддержание уровня добычи нефти. Известно большое число ГЭР, используемых в качестве бурового раствора для вскрытия продуктивных пластов с целью сохранения их коллекторских свойств, а также при проходке участков ствола скважин, когда указанные пласты представлены отложениями солей, набухающих глин и других пород, которые теряют устойчивость при контакте с водными глинистыми растворами. Требованиям высокой термостабильности отвечает агрегативной разработанный устойчивости нами и буровой повышенной раствор на углеводородной основе. Он содержит нефть, загущающий агент (нафтенат алюминия), добавку низкомолекулярных водорастворимых спиртов С1-С3 и утяжелитель (бентонитовая глина или барит) [140]. Загущающий агент – алюминиевая соль нафтеновых кислот общей формулы А1(ОН)2(ОСОR), где R – нафтил. При растворении агента в нефти и углеводородах образуются высокомолекулярные ассоциированные комплексы, приводящие к загущению нефти или углеводородов. 148 На основе загущающего агента – нафтената алюминия – и водорастворимых спиртов С1-С3 нами также разработана жидкость – песконоситель для гидроразрыва пласта, обладающая повышенной термостабильностью и пескоудерживающей способностью [141]. При определенных концентрациях нафтената алюминия и спирта углеводородная жидкость при обычной температуре около 20 0С представляет собой гелеобразную суспензию вязкостью 20…100 сП с достаточной пескоудерживающей способностью (скорость оседания песка менее 3 см/мин). В пластовых условиях при увеличении температуры вязкость жидкостипесконосителя не снижается за счет растворения нерастворимой части загустителя в смеси указанных растворителей и ее дополнительного структурирования, при этом ее пескоудерживающая способность не снижается. С целью продуктивных максимального пластов на сохранения месторождениях коллекторских Западной Сибири свойств широко внедряется технология вторичного вскрытия пластов с использованием обратных эмульсий. Сущность данной технологии заключается в том, что колонну перфорируют в среде обратной эмульсии с большей плотностью, чем плотность жидкости, находящейся в стволе скважины. Согласно [142], средний удельный дебит по нефти при вскрытии скважин в среде обратных эмульсий на 23 % выше, чем при вскрытии в среде глинистого раствора. Технологические свойства обратных эмульсий регулируются введением дополнительных компонентов, выполняющих роль регуляторов плотности (барит, мел), стабильности (глина, окисленный битум), фильтрации (окись кальция, битум, мел). Однако введение в состав эмульсии мелкодисперсных твердых материалов нежелательно вследствие возможной кольматации ими перфорированных отверстий ПЗП. С целью сохранения коллекторских свойств пласта нами разработана трехкомпонентная загущенная жидкость, состоящая из углеводородной фазы, структурообразователя и воды [143 – 145]. В качестве структурообразователя используются окисленные высшие алюмоорганические соединения (ОВАОС), 149 содержащие не менее 6 атомов углерода в углеводородной цепи. Загущенная жидкость образуется при контакте с водой углеводородной фазы, например нефти, содержащей 4…20 % ОВАОС. При этом последние гидролизуются по схеме: (RО)3А1 + 3Н20 → А1(ОН)3 + 3RОН, где R = С6-С12. Образующийся в структурообразователя, результате активного реакции А1(ОН)3 выполняет наполнителя-стабилизатора и роль снижает фильтрацию, а высокомолекулярные спирты RОН, являющиеся поверхностноактивными веществами, выполняют функции эмульгатора и стабилизатора системы. Загущенная структурированную жидкость эмульсию, представляет обладающую собой высокими объемную структурно- механическими свойствами. Для утяжеления жидкости используются солевые растворы. Как свидетельствует отечественный и зарубежный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективными и технологичными являются ЖГ на основе обратных эмульсий, характеризующиеся определенными структурно-механическими и реологическими свойствами. Однако успешное использование обратных эмульсий достигается при условии соблюдения технологии глушения скважин, обусловленной геологическим строением продуктивных пластов, составом добываемой продукции, например наличием высокого газового фактора и т.д. [146]. Нередко продуктивные пласты заглушаемых скважин Самотлорского месторождения имеют довольно высокую неоднородность по проницаемости, которая может достигать кратных значений. При глушении таких скважин водой или водными растворами солей происходит интенсивное поглощение ЖГ высокопроницаемыми пропластками, в то же время пропластки с меньшей проницаемостью могут продолжать работать, в результате скважину невозможно заглушить. Использование ЖГ повышенной плотности приводит к более интенсивному ее поглощению и росту забойного давления, насыщению ПЗП водой. 150 Технология применения обратных эмульсий предусматривает полную замену скважинной жидкости на обратную эмульсию или частичную замену на участке от забоя скважины до подвески насоса. В практике глушения пласты различаются по своим емкостным коллекторским свойствам. В случае глушения пласта с высокой приемистостью (поглощающего) необходимо обратную эмульсию продавить в пласт жидкостью глушения; для пласта с низкой приемистостью (непоглощающего) следует закачать обратную эмульсию с более высокой плотностью, чем плотность продукции поднасосной части скважины, затем выждать осаждения ее на забой скважины и перекрытия продуктивного пласта. Как показывает практика, наибольшую трудность для глушения представляют скважины с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором. Теоретические расчеты и эксперименты отечественных и зарубежных авторов показали, что условием мелкодисперсных частиц фильтрации в пласт эмульсий и является превышение усредненного диаметра фильтрационных каналов над размерами глобул эмульсий и дисперсных частиц в 10 и более раз. Исходя из того что реальные размеры глобул обратных эмульсий, приготавливаемых в промысловых условиях, составляют 10 мкм и более, их фильтрация в пласт возможна лишь при средних диаметрах проводящих каналов высокопроницаемых пласта и более трещиноватых 100 мкм, характерных терригенных для коллекторов. Проникновение таких эмульсий в низкопроницаемые пласты практически исключается. Как правило, наиболее высокопроницаемые пласты являются и наиболее обводненными, и, таким образом, в результате обработки пласта эмульсиями, кроме снижения их проницаемости, может наблюдаться снижение притока пластовой воды в скважину. Закачка в призабойную зону скважины углеводородных растворов, содержащих ПАВ, способствует образованию обратных микроэмульсий предпочтительно в водонасыщенных каналах пласта с постепенным затуханием 151 процесса фильтрации. Последующая обратная фильтрация воды через эти каналы приводит к возрастанию вязкости обратных эмульсий и блокированию пласта, а фильтрация нефти, наоборот, к разжижению эмульсий и более полному вытеснению из пласта. С целью повышения эффективности глушения и освоения таких скважин автором последовательную разработан закачку в способ призабойную глушения, зону включающий буферного раствора, блокирующей жидкости и ЖГ [147]. Усовершенствованный способ глушения предусматривает закачку буферного раствора, представляющего собой водный раствор ПАВ. Так как раствор обладает низким поверхностным натяжением, он проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки и при контакте с нефтью образует в порах пласта микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роль растворителя и диспергатора газа; крупные газовые пузырьки, проходя через слой буферного раствора с низким поверхностным натяжением, диспергируются на множество мелких пузырьков, вплоть до образования пены, что дает возможность глушить скважины с высоким газовым фактором. Вслед за буферным раствором закачивается блокирующая жидкость, в качестве которой используется ГЭР, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. При закачке в пласт ГЭР проникает в высокопроницаемые пропластки и благодаря высокой вязкости и структурно-механическим свойствам блокирует их. Кроме того, ГЭР гидрофобизирует поры пласта, повышая тем самым фазовую проницаемость по нефти. Противодавление на пласт обеспечивается ЖГ, в качестве которой используется подтоварная минерализованная вода или солевой раствор. При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, и ГЭР легко выносится из пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из ПЗП удаляются мелкодисперсные глинистые частицы, в результате восстанавливаются фильтрационные свойства пласта, что позволяет полностью 152 исключить время освоения и выхода скважины на режим с первоначальным дебитом, предшествующим глушению. Ниже приведен конкретный пример осуществления способа глушения скважины на скважине 32533 Самотлорского месторождения при проведении подземного ремонта скважины. Скважина эксплуатирует совмещенные пласты АВ1-3, интервалы перфорации 1706…1711, 1719…1730, 1737…1738 и 1752,5…1754,5 м. Перфорированная мощность пластов 19 м, давление пластовое 19 МПа, газовый фактор 88 м3/м3, дебит по жидкости 300 м3/сут, обводненность 70 %. Вследствие поглощения пласта и высокого газового фактора скважина не заглушилась солевым раствором плотностью 1180 кг/м3 в объеме 80 м3. Согласно предлагаемому способу в интервал перфорации закачали буферную жидкость в объеме 10 м3, содержащую 0,01 % сульфанола, и продавили ее в пласт 10 м3 ГЭР, содержащим нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. Затем ГЭР продавили солевым раствором плотностью 1180 кг/м3 в объеме в 2 раза меньше расчетного (20 м3) с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 при давлении 80 атм и произвели замену насосного оборудования. После окончания ремонта включили насос и запустили скважину в эксплуатацию, скважина вышла на устойчивый режим работы с первоначальным дебитом 300 м3/сут. За период 1991-1995 гг. с участием автора на Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин по данной технологии [148, 149]. Экономическая эффективность достигается за счет исключения повторных операций по глушению скважин, сокращения времени освоения и выхода скважины на режим. Учитывая, что средний дебит скважины по нефти составляет не менее 10 т/сут, общие потери нефти при глушении солевым раствором за период освоения и выхода скважины на режим составляют не менее 70…100 т на одну ремонтную скважинооперацию. Таким образом, новая технология глушения скважин позволила исключить потери в добыче нефти за указанный период в объеме около 153 28…40 тыс. т. В таблице 4.1 приведены данные по глушению ряда скважин по вышеуказанной технологии. Таблица 4.1 – Данные по глушению ряда скважин по технологии ГЭР Скважина/куст 4330/1624 26033/1962 Срок Дебит по нефти, Давление Газовый Предыдущее освоения и т/сут Задавочная пласто- фактор, глушение солевым время Пласт жидкость 3 вое, раствором м /м выхода на до глупосле МПа (плотность, кг/м3) режим шения глушения То же 8 7,7 (через 3 сут – 8,5) V= 40 м3 (1120) То же 159 263…277 То же 48 V= 36 м3 (1260), не заглушилась 51…60 63…65 V = 35 м3 (1180) + 280 м3 подтоварной воды АВ4-5 177,4 АВ1 17,5 90 То же 76 ГЭР + солевой раствор (1180) 68 ГЭР + подтоварная вода То же AB13 2544/480 2,54…2,7 ГЭР + В тот же подтовардень ная вода 17,9 АВ2-3 2113/497 0,26 V= 60 м3 (1180), приток жидкости через 2 сут 17,6 20,0 То же 44,5 14112/480 АВ2-3 19,2 68 ГЭР + солевой раствор (1100) 14210/438 АВ2-3 17,0 68 ГЭР + подтоварная вода То же 69 76 То же 32790/1973 БВ8 22,5 89 То же То же 1 5,9 V= 40 м3 (1180) 32530/1905 АВ2-3 20,0 80 То же То же 197 270 – Разработанные использованием методы жидкостей на интенсификации углеводородной добычи основе нефти с обеспечивают сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов при бурении и подземном ремонте скважин и являются одним из перспективных направлений для поддержания уровня добычи нефти на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки, каковым является Самотлорское месторождение. 154 4.3. Ограничение водопритока в скважину С целью сохранения или увеличения добычи нефти при одновременном уменьшении отбора воды из залежи необходимо проводить мероприятия по регулированию разработки месторождений. Для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока добывающих скважин используют различные составы, в частности, широко применяют составы на основе полиакриламида [150]. Основными их преимуществами являются невысокая рабочая концентрация, несложная технология закачки, недостатками – малая прочность, слабая адгезия к породе пласта, деструкция полимера в процессе приготовления и закачки в пласт, сложность приготовления больших объемов составов, особенно в зимнее время. Для водоизоляции скважин автором разработаны различные составы с улучшенными реологическими свойствами [151 – 153], а также способ изоляции притока воды в скважину [154]. Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин осуществляется путем закачки в пласт составов на основе ПАА, карбамидоформальдегидной смолы КС-11 и бихромата калия. При растворении бихромата в воде образуется незначительное количество ионов Н+, поэтому раствор имеет слабокислую реакцию (рН = 5…6). Образующиеся водородные ионы являются отвердителями сшивателями карбамидо-формальдегидной ПАА, т.е. бихромат служит смолы, а хромат-ионы одновременно в – качестве отвердителя и сшивателя. Полученные составы представляют собой резиноподобную нетвердеющую массу с высокими структурно-механическими показателями. Структурномеханические свойства составов определены в результате исследований реологических кривых течения, полученных с помощью реовискозиметра «Реотест-2». Для сравнения были взяты известные составы на основе ПАА с различными добавками. Образцы предварительно выдерживали при 155 температуре 60 °С в течение 48 ч. В отличие от ньютоновских жидкостей, реологической характеристикой которых является вязкость, полимерные растворы характеризуются, как минимум, двумя параметрами течения. Для их исследования необходимо построить реологические кривые течения растворов полимера [155]. На рисунке 4.2 приведены реологические кривые течения составов на основе ПАА при температуре 60 °С. 1 – ПАА + 0,2 % БХК + 0,2 % Na2S2О3; 2 – ПАА + 0,3 % ХКК (ВУС); 3 – ПАА + 0,2 % БХК + 1 % КССБ (ГОС-2); 4 – ПАА + 0,2 % БХК + 2 % КС-11 Рисунок 4.2 – Реологические кривые течения составов, содержащих 1 % ПАА, при температуре 60 °С (Dr – скорость сдвига; τr – напряжение сдвига) При достаточно малых напряжениях сдвига (ниже предела упругости) течения полимера, типичного для вязкоупругого состояния, не наблюдается. Полимер в данном состоянии имеет повышенную пластическую вязкость, предельные прочность и динамическое напряжение сдвига, т.е. имеет повышенные структурно-механические показатели. Чем выше структурномеханические показатели полимера, тем большее сопротивление течению раствора в пористой среде он способен оказать (фактор сопротивления), т.е. тем лучше его водоизоляционные свойства. 156 В таблице 4.2 представлены некоторые показатели композиций, полученные в результате обработки кривых течения. Как видно из рисунка 4.2 и таблицы 4.2, композиция 4, содержащая 1 % ПАА, смолу КС-11 и бихромат калия, обладает улучшенными структурно-механическими свойствами. Таблица 4.2 – Структурно-механические показатели композиций на основе ПАА Композиции Показатели 1 2 3 4 Предельное динамическое напряжение сдвига, дПа Пластическая вязкость, дПа·с Предел прочности, дПа 15 50 170 70 13 240 70 37 300 220 106 500 Для водоизоляции добывающих скважин широко применяют материалы на основе кремнеорганических соединений (КОС), например АКОР, продукт 119204, органохлорсиланы и другие, обладающие высоким селективным действием по отношению к водоносным и нефтяным прослоям [156]. Однако КОС (хлорсиланы), продукт 119-204 сильно токсичны и агрессивны в связи с выделением больших объемов хлористого водорода вследствие гидролиза их влагой воздуха. Для ограничения водопритока в добывающих скважинах автором разработан и испытан в лабораторных и промысловых условиях новый селективный водоизоляционный материал на основе высших алюмоорганических соединений (ВАОС). Реагент ВАОС закачивают в пласт в виде (5…25) %-ного раствора в нефти или углеводородном растворителе. При контакте с водой он образует загущенную структурированную жидкость, снижающую проницаемость обводненного прослоя. Реагент ВАОС обладает высокой селективной и водоизолирующей способностями, хорошо растворяется в нефти, с водой образует водоизолирующий экран, легко разрушается соляной кислотой. На водоизолирующую способность реагента не влияют минерализация пластовых вод и пластовое давление. Он работоспособен при пластовых температурах до 100 °С. 157 Физико-химические свойства составов на основе реагента на основе ВАОС приведены в таблице 4.3. Как видно, наилучшей характеристикой обладает 100 %-ный раствор ВАОС, однако лабораторные испытания на модели пласта показали меньшую эффективность водоизоляции при применении концентрированных растворов (50 % и 100 %) по сравнению с 10 %-ными и 25 %-ными растворами. Это объясняется тем, что концентрированные растворы при контакте с пластовой водой структурируются с большей скоростью, чем разбавленные, в связи с чем они имеют меньший радиус проникновения в призабойную зону пласта. Таблица 4.3 – Зависимость динамической вязкости композиции от концентрации реагента ВАОС и температуры при скорости сдвига 145,8 с-1 Динамическая вязкость, дПа·с, при температуре Концентрация реагента 60 оС, при контакте ВАОС в нефти, % об. 20 оС 60 оС с водой 10 0,19 0,08 4,5 25 0,23 0,10 4,7 50 0,20 0,12 5,3 100 0,43 0,16 44,8 Разработанные составы прошли опытно-промысловые испытания на Северо-Покурском, Ватинском и Южно-Аганском месторождениях. В результате проведенных испытаний вязкоупругого состава на основе ПАА и смолы КС-11 в шести нагнетательных скважинах с целью выравнивания профиля приемистости обводненность продукции соседних добывающих реагирующих скважин в среднем снизилась на 5…10 %. Расход композиции составил 5…7 м3 на 1м перфорированной толщины пласта [157, 158]. На рисунке 4.3 показана динамика эксплуатации реагирующей добывающей скважины после закачки ВУС в нагнетательные скважины. Как видно из рисунка, дополнительная добыча нефти составила 1100 т, продолжительность эффекта достигла 130 сут. В результате обработки шести нагнетательных скважин суммарная дополнительная добыча нефти составила 4,5 тыс. т, средняя продолжительность эффекта – 110 сут. 158 Qж, Q н – дебиты соответственно жидкости и нефти; В – обводненность Рисунок 4.3 – Динамика эксплуатации реагирующей добывающей скважины после закачки состава на основе ПАА и реагента КС-11 в нагнетательные скважины Для ограничения водопритока в добывающих скважинах проводились работы по закачке в пласт реагента ВАОС в виде 10 %-ного раствора в нефти. Расход композиции ВАОС равен 1…2 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. На рисунке 4.4 показана динамика эксплуатации добывающей скважины после закачки реагента на основе ВАОС. В результате обработки добывающей скважины данным реагентом обводненность продукции снизилась с 99,9 % до 90 %. Дополнительная добыча нефти составила более 1400 т. Эффект продолжался 300 сут. Наибольшая эффективность водоизоляции скважин достигается при комплексных обработках нагнетательных и добывающих скважин на участках месторождения. При этом происходит не только выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, но и увеличение охвата пласта заводнением, при этом в разработку вовлекаются ранее неработавшие прослои. 159 Qж, Q н – дебиты жидкости и нефти соответственно; В – обводненность Рисунок 4.4 – Динамика эксплуатации добывающей скважины после закачки реагента на основе ВАОС Так, для повышения нефтеотдачи залежей с высоковязкой нефтью нами разработан способ разработки, приводящийся к стабилизации или снижению обводненности продукции окружающих добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательной скважиной [159, 160]. Технология заключается в циклической закачке углеводородного раствора эмульгатора и водного раствора оторочек обратной стабилизатора микроэмульсии, с целью способных создания в внутри пластовых пласта условиях повышать вязкость рабочего агента, приближая его вязкость к вязкости нефти. Это приводит к подключению в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью и увеличению охвата заводнением за счет перераспределения фильтрационных потоков по разрезу и площади залежи и сдерживания прорывов воды из нагнетательных в добывающие скважины. Разработанные составы имеют регулируемую в широком диапазоне вязкость, относительно низкую адгезию к поверхности породы в гидрофильных пропластках и зонах, термостабильны до температуры 80 °С. 160 4.4. Воздействие на призабойную зону пласта низкопроницаемых коллекторов В процессе первичного и вторичного вскрытиев пластов, а так же при закачке воды для поддержания пластового давления механические примеси (продукты коррозии оборудования, органические и неорганические осадки, взвешенные частицы породы пласта, бурового раствора и пр.), проникая в поровое пространство призабойной зоны пласта, частично отлагаются на фильтрующей поверхности каналов перфорации, что приводит, в конечном итоге, к ухудшению коллекторских свойств пласта. Наиболее технологичными из применяемых видов обработок и способов воздействия на ПЗП и пласт в целом являются солянокислотные и глинокислотные обработки, однако кислотный состав, растворяя определенную часть пористой среды и способствуя увеличению ее проницаемости, при промывке извлекается не полностью, и со временем способствует изменению фильтрационных свойств ПЗП вследствие образования вязких гелеобразных кислотных эмульсий. Действие органических кислот на породы пласта аналогично действию неорганических кислот, но они дополнительно растворяют железосодержащие отложения и продукты коррозии. Низкая скорость реакции с породами позволяет максимально увеличить охват обрабатываемой зоны и вовлечь в работу удаленные участки пласта. Применение комплексных композиций на основе производных органических кислот и кислотных составов, применяющихся в нефтедобыче, является перспективным направлением ОПЗ низкопроницаемых коллекторов. В качестве производных органических кислот была использована головная фракция этилацетатного производства, представляющая собой легкоподвижную маловязкую жидкость с резким запахом, не растворимую в воде. Основными компонентами фракции являются диэтиловый эфир, этилацетат, ацетальдегид. Для приготовления кислотных композиций использовались соляная и фтористоводородная кислоты, а также растворители: 161 алифатические водорастворимые спирты (этанол, метанол, изопропанол) и дизельное топливо [161]. Нами проведено исследование растворяющей способности кислотных композиций. Результаты представлены на рисунке 4.5. Как видно из рисунка, наибольшей растворяющей способностью породы пласта являются глинокислота и глинокислота с ГФЭАП. ГФЭАП+ИПС+СК ГФЭАП+ДТ+СК ГК+ГФЭАП ГК ГФЭАП+СК ГФЭАП+СК СК ГФЭАП 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Растворяющая способность, % ГФЭАП – головная фракция этилацетатного производства; СК – соляная кислота; ГК – глинокислота; ДТ – дизельное топливо; ИПС – изопропиловый спирт Рисунок 4.5 – Растворяющая способность кислотных композиций Исследования коррозионной активности проводили по изменению массы стальных пластин при взаимодействии с кислотами в течение 1 ч. Результаты исследований приведены в таблице 4.4. Таблица 4.4 – Коррозионная активность кислотных композиций Концентрация peaгентов, % масс. Композиция Соляная кислота Глинокислота Глинокислота + ГФЭАП Соляная кислота + ГФЭАП Скорость коррозии, (г/м2)/ч НС1 12 12 HF 3 ГФЭАП - Н2 О 88 85 22 °С 19,9 17,4 80 °С 467,3 465,5 12 3 10 75 3,4 129,3 12 - 10 78 3,0 130,0 162 Как видно из таблицы, растворы соляной и глинокислоты обладают практически одинаковой скоростью коррозии. Реагент ГФЭАП снижает скорость коррозии кислотных составов в 3,5 раза при 80 °С и в 6 раз при комнатной температуре. Фильтрационные испытания кислотных обработок с реагентом ГФЭАП проводились на единичных нефтенасыщенных кернах в различных модификациях и концентрациях с водными растворами соляной и глинокислот (таблица 4.5). Во всех случаях фазовая проницаемость по нефти снижается почти в 2 раза. При фильтрационных испытаниях реагента ГФЭАП в чистом виде по мере закачки ГФЭАП в нефтенасыщенный керн наблюдается снижение градиента давления в 3,5 раза по сравнению с прокачкой нефтью, последующее замещение ГФЭАП нефтью приводит к небольшому увеличению проницаемости керна (в 1,03 раза). Для исключения негативного влияния водных растворов на структуру пор был испытан органический кислотный состав на основе ГФЭАП, содержащий соляную кислоту и изо-пропанол. Как показали исследования, закачка органического кислотного состава в нефтенасыщенный керн сопровождается вначале увеличением градиента давления, однако после прокачки 1,5 поровых объемов состава градиент давления снижается, в конечном итоге органический кислотный состав на основе ГФЭАП, соляной кислоты и изо-пропанола увеличивает проницаемость нефтенасыщенного керна в 1,5 раза. Исходя из лабораторных исследований, были предложены к опытнопромысловым испытаниям ОПЗ добывающих скважин несколько композиций. Испытания проводились на пластах ЮВ1 и Ач2 Нивагальского месторождения. Отличительными особенностями юрских пластов месторождения являются пониженная нефтенасыщенность коллекторов, заглинизованность и низкий коэффициент извлечения нефти. 163 Таблица 4.5 – Результаты фильтрационных испытаний композиций на основе ГФЭАП Объем Фактор Фильтру- закачанПерепад Градиент Прони- ПодвижТехноло-гия Расход, интенсиемая ной давления, давления, цаемость, ность, (№ опыта) см3/ч фикации, жидкость жидкости, МПа МПа/м 103, мкм2 Q/ΔР ед. п.о. Керосин 6,81 8,79 0,0131 0,385 4,24 9,02 - Нефть ГФЭАП+ГК ГФЭАП 7,13 0,50 9,91 10,60 0,0372 0,0272 1,095 0,800 3,96 - 3,58 4,50 1,00 - ГК 0,80 10,49 0,0876 2,575 - 1,50 - ГФЭАП 0,50 10,60 0,1641 4,825 - 0,80 - Нефть 9,47 10,08 0,0721 2,120 2,07 1,87 0,50 Керосин 3,33 10,88 0,0302 0,900 2,40 5,10 - ГФЭАП Нефть 5,55 11,84 0,0826 2,340 2,26 2,04 1,00 (№ 193) ГФЭАП 1,84 13,18 0,0256 0,730 - 6,67 - Нефть 5,59 11,38 0,0806 2,280 2,32 2,08 1,03 5,59 1,03 2,03 11,38 11,40 11,45 0,0806 0,1479 0,0478 2,280 4,190 1,360 2,32 - 2,08 1,64 2,65 1,00 - Нефть 7,08 11,37 0,1554 4,400 1,30 1,12 0,56 Нефть 7,08 11,37 0,1554 4,400 1,30 1,10 1,00 ОКС 1,94 11,30 0,1120 3,200 - 1,20 - Нефть 5,24 12,02 0,1043 3,000 1,90 1,60 1,50 (№ 189) Нефть ГФЭАП+СК СК-8% (№ 194) ГФЭАП ОКС* (№ 195) Примечание. ОКС* – органический кислотный состав на основе ГФЭАП, соляной кислоты и изопропилового спирта. Модифицированный органический кислотный состав готовился на кустовой площадке непосредственно перед его закачкой. Рецептура и концентрация композиции подбирались индивидуально в каждом конкретном случае в зависимости от проницаемости пласта, типа коллектора, обводненности скважины, эффективной толщины и заглинизованности пласта, содержания карбонатов. Объем состава, необходимый для эффективной однократной обработки ПЗП, как показали промысловые испытания, составил от 1,0 до 2,0 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. 164 Для достижения начальной приемистости скважины проводились глинокислотные обработки с последующим удалением продуктов реакции свабированием [162, 163]. В таблице приведены 4.6 геолого-технические характеристики, состояние скважины до обработки, порядок и последовательность проведения ОПЗ, результаты опытно-промысловых работ. Таблица 4.6 – Геолого-техническая характеристика обрабатываемых скважин № скважины Номер куста Пласт Рпл, МПа 2248 2113 2079 2796 4671 442 429 413 445 91б ЮВ1 ЮВ1 ЮВ1 ЮВ1 Ач2 24,2 23,6 24,3 27,5 23,8 Режим до ОПЗ Дополнительная добыча Режим после ОПЗ Qж, м3/сут В, % Qн, т/сут Qж, м3/сут В, % Qн, т/сут Qж м3/сут Qн т/сут 8,0 6,0 0 8,0 8,0 29 43 25 20 24 4,9 1,4 0 5,4 5,0 18,0 14,0 6,0 27,0 16,0 20 36 23 14 20 12,0 7,5 4,0 19,7 10,8 10 8 6 19 8 7,1 6,1 4,0 14,3 5,8 С целью установления наиболее оптимальной композиции на каждой скважине проводилась закачка состава в различных пропорциях и модификациях. Как видно из таблицы 4.6, дополнительная добыча нефти по скважинам составила от 4 до 14,3 т/сут, обводненность снизилась на 2…9 %, дополнительный прирост дебита нефти после ОПЗ составил в среднем 7 т/сут на одну скважину. Таким образом, установлено, что композиция на основе ГФЭАП, модифицированная соляной и фтористоводородной кислотами с добавлением алифатических спиртов, обладает высокой растворяющей способностью по отношению к породе пласта, увеличивает проницаемость нефтенасыщенного керна, обладает низкой коррозионной активностью по отношению к металлу. С целью интенсификации добычи нефти за счет селективного воздействия на низкопроницаемые заглинизированные пропластки с временной изоляцией высокопроницаемых и обводненных пропластков нами разработан способ обработки призабойной зоны скважины, включающий последовательную закачку водоизолирующих материалов для блокирования 165 неоднородных по проницаемости пропластков, затем – технологических растворов с кислой, нейтральной и щелочной реакциями среды, взаимодействующих с кольматирующими образованиями [164, 165]. С целью повышения эффективности освоения скважин за счет депрессии на пласт с одновременной глинокислотной и термической обработкой призабойной зоны пласта, а также промывки и очистки забоя скважины от мехпримесей, продуктов коррозии и асфальтосмолопарафиновых веществ с помощью самогенерирующей пенной системы нами разработаны пенообразующие составы для освоения скважин [166, 167]. Для вызова притока жидкости из низкопроницаемых пропластков добывающей скважины технология предусматривает замену скважинной жидкости в затрубном пространстве скважины на нефть до приема насоса, затем последовательную закачку в затрубное пространство двух видов растворов пенообразующего состава, закрытие скважины и выдержку для осуществления химических процессов. Процесс газонасыщения раствора контролируют по росту давления на устье скважины, после стабилизации которого скважину пускают на самоизлив по затрубному пространству. Осуществляют запуск скважины в эксплуатацию с исследованием на приток жидкости. Выводы по главе 4 Основными физико-химическими технологиями по интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки с учетом изменившихся свойств пластовых систем в процессе эксплуатации месторождения являются технологии с применением составов на углеводородной основе, сохраняющих коллекторские свойства продуктивных пластов. 1. Для глушения скважин разработаны гидрофобно-эмульсионные растворы, внешняя фаза которых – углеводородная среда. На Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин с применением ГЭР, что позволило исключить потери в добыче нефти в объеме 166 около 28…40 тыс. т за счет сокращения сроков освоения и выхода скважин на режим. 2. Для водоизоляции скважин разработаны составы с улучшенными реологическими и высокими структурно-механическими свойствами. В результате проведенных опытно-промысловых испытаний составов на основе карбамидо-формальдегидной смолы КС-11 с целью выравнивания профиля приемистости обводненность продукции соседних добывающих реагирующих скважин снизилась в среднем на 5…10 %, в результате обработки добывающей скважины реагентом ВАОС на основе алюмоорганических соединений обводненность продукции скважины снизилась на 10 %. 3. С целью интенсификации добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов разработан модифицированный органический кислотный состав, содержащий головную фракцию этилацетатного производства. Дополнительный прирост дебита нефти при применении технологии на основе ГФЭАП составил в среднем 7 т/сут на одну скважину. 167 5. БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ САМОТЛОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ Для борьбы с осложнениями при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождения и планировании мероприятий по их предотвращению необходимо также учитывать изменения свойств пластовых систем путем комплексных физико-химических исследований и анализа осложнений, использования высокоэффективных ингибиторов, совместимых с пластовыми системами. При анализе причин ухудшения ПЗП к технологическим факторам, снижающим приемистость нагнетательных и продуктивность добывающих скважин, были отнесены такие факторы как образование в ПЗП и стволе добывающих скважин нерастворимых осадков при взаимодействии вод с различным химическим составом, образование отложений асфальтенов и смол, выпадение кристаллов парафина в поровом пространстве призабойной зоны и стволе добывающей скважины, образование в ПЗП водонефтяных эмульсий, которые являются осложняющими факторами процесса добычи нефти. При анализе данных осложнений и выборе способов борьбы с ними необходимо принимать во внимание изменившиеся свойства пластовых систем в процессе эксплуатации месторождения. Нами проведены комплексные исследования и анализ осложнений при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождения и предложены способы борьбы производства: с ними образование по соле- следующим и направлениям нефтяного асфальтосмолопарафиноотложений, образование стойких водонефтяных эмульсий в процессе подготовки нефти, нарушение герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин. 5.1. Предотвращение образования солеотложений в скважинах При разработке и эксплуатации месторождений происходит отложение карбоната кальция и магния, сульфатов кальция, бария, стронция, хлоридов и 168 других солей в скважинах, на оборудовании и т.д. На месторождениях Западной Сибири откладываются, в основном, кальцит СаСО3, встречаются отложения барита и целестита (SrSO4). Отложение неорганических солей происходит при всех способах эксплуатации скважин – фонтанном, насосном, газлифтном, но больше всего при насосном. Из общего числа скважин с отложениями солей на долю оборудованных погружными УЭЦН на месторождениях Западной Сибири приходится около 60 %. Учитывая, что на месторождениях Западной Сибири широко используются высокопроизводительные ЭЦН, солеобразование в насосном оборудовании представляет наибольшую опасность. Интенсивное солеобразование отмечается также в устьевом оборудовании, выкидных линиях внутрипромыслового сбора нефти, замерных установках, установках подготовки нефти, а также в системах ППД. Как правило, солеотложения представляют собой многокомпонентную смесь частиц разной природы. Выявлено, что в отложениях присутствуют карбонат кальция, окислы железа, органическое вещество и нерастворимый в соляной кислоте остаток. В кислоте не растворяются, как правило, глина, песок, частицы породы пласта. Окислы железа являются продуктами реакции кислорода с железом. Как кислород, так и железо имеются в воде, закачиваемой в пласт. Однако в пласте при высокой температуре реакция окисления железа протекает с гораздо большей скоростью, чем на поверхности. Окислы железа образуются также при коррозии скважинного оборудования. Они придают отложениям различную окраску от светло- коричневого до темно-коричневого цвета. Наличие в отложениях карбонатных солей кальция связано с нарушением карбонатного равновесия в минерализованной пластовой воде, которое инициируется за счет термодинамических изменений в воде при ее движении в проточных деталях насоса. Нарушение равновесия ведет к снижению растворимости и, соответственно, к выпадению солей из воды. 169 Пробы солеотложений скважин Самотлорского месторождения состоят, преимущественно, из карбоната кальция (после прокаливания в виде СаО) и органических веществ (нефтяные асфальтены, смолы). Отложения также содержат полуторные окислы металлов, состоящие, в основном, из оксида железа (1,3…5,1 %), а также небольшое количество остатка, нерастворимого в соляной кислоте (1,8…4,5 %). Таким образом, отложения скважин, наполовину состоящих из карбонатов и органики, можно отнести к карбонатному типу отложений. В меньшей степени наблюдаются нерастворимые и оксидные осадки, образование которых связано с выносом частиц породы пласта и коррозией оборудования. В процессе исследования причин образования солеотложений важную роль играет химический состав попутно добываемой воды. В таблице 5.1 приведены средние показатели химических составов попутно добываемых вод Самотлорского месторождения по пластам. Как видно, попутно добываемые воды Самотлорского месторождения являются маломинерализованными, наибольшая минерализация наблюдается у воды юрских отложений ЮВ1 (35 г/л), наименьшая – пласта АВ1(1-2) (18 г/л), у вод пластов группы БВ – промежуточное значение (20…29 г/л), что объясняется глубиной залегания пластов. По классификации Сулина, воды относятся к хлоркальциевому типу, по индексу насыщения воды пластов АВ12, (АВ1-3), БВ10, Ю1 относятся к водам средней агрессивности, вода пласта БВ8 – стабильная. Воды содержат значительное количество ионов кальция и гидрокарбоната, что свидетельствует о высокой вероятности образования и отложения карбонатных минеральных солей на оборудовании. 170 Таблица 5.1 – Компонентные составы попутно добываемых вод Самотлорского месторождения по пластам № Наименования показателей Пласты Единицы измерения БВ10(0) АВ1(1-2) ЮВ1 БВ8(0) мг-экв/дм3 5,69 3,39 9,72 4,00 346,94 206,72 592,92 244,00 1 Гидрокарбонаты 2 Общая щелочность мг-экв/дм3 5,69 3,39 9,72 4,00 3 Общая жесткость мг-экв/дм3 88,13 50,78 77,80 64,75 мг-экв/дм3 80,75 41,56 57,80 57,25 1618,23 832,77 1158,31 1147,29 мг-экв/дм3 7,38 9,22 20,00 7,50 мг/дм3 89,68 112,14 243,20 91,20 мг-экв/дм3 493,15 311,12 590,13 341,95 мг/дм3 17482,17 11029,09 мг/дм3 3,30 3,81 8,16 1,47 мг-экв/дм3 410,66 263,62 521,97 281,69 мг/дм3 9436,99 6057,98 11994,95 6473,25 мг/дм3 28980,88 18242,14 34912,80 20096,82 4 5 Кальций Магний 6 Хлориды 7 Железо (общее) + + 8 Na + K 9 Общая минерализация мг/дм3 мг/дм3 20920,11 12122,13 Нами проведены исследования химических составов вод осложненного солеотложениями фонда Самотлорского месторождения ОАО «ТНК- Нижневартовск» по участкам, а именно по устьевым пробам 24 скважин управления добычи нефти и газа № 1 (УДНГ-1), 30 скважин УДНГ-2, 30 скважин УДНГ-3. В таблице 5.2 приведены средние показатели химических составов попутно добываемых вод по УДНГ, из анализа которых видно, что по показателям «общая минерализация», «общая жесткость», «содержание кальция, карбонатов и гидрокарбонатов» наибольшая вероятность отложения солей наблюдается в УДНГ-3. 171 Таблица 5.2 – Средние показатели химических составов пластовых вод по УДНГ № 1 Наименования показателей рН Единицы измерения ед. Плотность кг/м3 Гидрокарбонаты мг-экв/дм3 мг/дм3 4 Карбонаты мг-экв/дм3 мг/дм3 5 Общая мг-экв/дм3 щелочность 6 Общая мг-экв/дм3 жесткость 7 Кальций мг-экв/дм3 мг/дм3 8 Магний мг-экв/дм3 мг/дм3 9 Хлориды мг-экв/дм3 мг/дм3 10 Сульфаты мг-экв/дм3 мг/дм3 11 Железо (общее) мг-экв/дм3 2 3 12 Na+ + K+ 13 Общая минерализация 14 Индекс насыщения (Is) при 20 оС 15 Индекс карбонатной стабильности (Ist) при 20 оС мг-кв/дм3 мг/дм3 мг/дм3 Средние показатели химических составов пластовых вод УДНГ-1 УДНГ-2 УДНГ-3 7,15 6,91 7,07 1016 4,3 260,8 отс. отс. 1014 3,9 235,9 1,40 42,00 1016 3,7 226,9 1,73 52,08 4,3 3,9 3,7 56,8 63,9 67,3 49,2 985,3 7,6 92,2 369,9 13112,2 0,10 4,94 53,7 1075,8 10,3 124,6 378,5 13417,2 0,13 6,17 55,8 1117,4 11,5 140,0 403,1 14290,9 0,09 4,39 3,43 3,00 3,11 314,08 7217,5 316,94 7283,4 338,29 7773,8 21769,48 22269,45 23693,06 -0,02 -0,21 -0,06 вода способна растворять карбонат кальция вода способна растворять карбонат кальция вода способна растворять карбонат кальция 7,18 7,33 7,20 вода средней вода средней вода средней агрессивности агрессивности агрессивности 172 Нами также проведено гидрохимическое солеотложения на Самотлорском основных физико-химических прогнозирование месторождении. В результате анализа параметров, влияющих на процесс солеобразования, проведена условная разбивка скважин на три группы риска. Установлено, что в УДНГ-1 из исследованных 24 скважин к скважинам, подверженным солеотложениям в той или иной степени, относятся 15 скважин (62 %), в УДНГ-2 из исследованных 30 скважин – 21 (70 %), в УДНГ-3 из исследованных 30 скважин – 27 (90 %), которые необходимо защищать в первую очередь. На интенсивность солеотложения карбоната кальция для хлоркальциевого типа вод оказывают влияние многие факторы, основными из которых являются: - содержание солеобразующего иона кальция; - температура пластовых флюидов; - содержание растворенной углекислоты. На интенсивность солеобразования также оказывают влияние обводненность, забойное давление, мощность двигателя ПЭД и пр. Известно, что растворимости карбонатных солей и углекислого газа снижаются при повышении температуры, поэтому увеличение температуры воды при входе в насос будет приводить к повышению скорости кристаллизации солей. Технологический фактор, способствующий выпадению солей, связан с повышением температуры жидкости во время прохождения ее возле электродвигателя УЭЦН. Из промысловых и расчетных данных следует, что температура двигателя может превышать температуру в интервале нахождения насоса на 10…15 °С, а при несоответствии типа УЭЦН дебиту скважины по жидкости – даже на 40…50 °С [168]. Необходимо отметить, что в процессе солеотложения, кроме химического состава пластовой воды и температуры, большую роль играют растворенный разгазирования. углекислый газ в продукции скважины и условия 173 В нефтяных пластах и в закачиваемой в пласт воде присутствует растворенный углекислый газ. Находящийся в пласте карбонат кальция частично растворяется в такой воде согласно уравнению химической реакции, происходящей в водной фазе: СО2 + Н2О + СаСО3 ↔ Са2+ + 2НСО3-. Эта реакция в замкнутой системе может проходить в обоих направлениях в зависимости от термодинамических условий, например, в зависимости от давления и температуры. Например, при увеличении давления часть свободного углекислого газа растворяется в воде, увеличивая ее кислотность и вызывая растворение некоторого количества карбоната кальция. В результате химическое равновесие сместится в приведенном уравнении в сторону образования продуктов реакции, записанных в правой части. И, наоборот, разгазирование жидкости и выделение из него углекислого газа приводят к образованию солей. Попадая с водой из пласта в скважину, углекислый газ из растворенного состояния частично переходит в газовую фазу по причине снижения давления по мере подъема жидкости. В условиях скважины вода уже не является замкнутой системой, так как свободный углекислый газ, образующийся при уменьшении давления, имеет возможность под действием выталкивающей силы выделяться из воды. По закону Генри, при уменьшении парциального давления растворенный углекислый газ частично переходит в свободное состояние. В результате химическое равновесие сместится в сторону образования продуктов реакции, записанных в левой части уравнения. Если концентрация солей в воде превысит равновесную, то начнется образование и отложение карбоната кальция на центрах кристаллизации, в частности, на твердых частичках породы пласта или гетерогенной поверхности металла деталей колес из-за ее коррозионных разрушений. Наиболее интенсивное разгазирование происходит в насосе УЭЦН по следующим причинам. 174 Во-первых, свободный газ отводится через газосепаратор, что снижает парциальное давление газа и приводит к выделению, в том числе, углекислого газа из воды и нефти. Во-вторых, высокая скорость движения жидкости в проточных деталях УЭЦН (около 10 м/с возле стенок насоса) также приводит к уменьшению давления в жидкости и выделению углекислого газа в виде свободной фазы. Таким образом, оба фактора способствуют нарушению карбонатного равновесия и увеличивают вероятность выпадения солей. Опыт эксплуатации скважин Самотлорского месторождения, осложненных отложениями солей, показал, что интенсивность процесса образования солей на различных этапах обводнения скважин неодинакова. Наибольшая интенсивность наблюдается в периоды роста обводненности продукции и минерализации попутно добываемой воды. При относительно стабильной обводненности отмечаются падение минерализации и заметное снижение выпадения твердых осадков. Начальное обводнение скважин происходит по одному из высокопроницаемых прослоев неоднородного пласта водой, равновесной в физико-химическом отношении. Соли начинают образовываться в момент прорыва воды в эксплуатационную скважину по следующему прослою при смешении ее с водами ранее обводненной части пласта. Именно в этот период отмечаются интенсивный рост обводненности скважин и некоторое увеличение общей минерализации попутно добываемой воды [169]. Наблюдается некоторая зависимость между значением количества взвешенных частиц (КВЧ) и межремонтным периодом скважин (МРП): с увеличением количества мехпримесей в продукции отдельных скважин сокращается МРП насосов. Это объясняется тем, что твердые взвешенные частицы служат центрами кристаллизации солей из пластовой воды, которые в последующем цементируются образованием твердых отложений. выпадающим карбонатом кальция с 175 Процесс отложения солей – это результат взаимодействия вод определенного химического состава с нефтепромысловым оборудованием при определенных термодинамических условиях. Интенсивность солеотложения на поверхности оборудования зависит от шероховатости поверхности, электрохимической активности (положение металла в электрохимическом ряду напряжения) и теплопроводности металла. Нами проведены лабораторные исследования по моделированию процесса солеобразования в жестких термобарических условиях, приближенных к пластовым. В качестве объектов исследования использовались образцы ЭЦН семи различных производителей, а именно: «Лемаз 80», «Алмаз 50», «DN 440», «Новомет», «Борец», «Алнас 80», «ТD-6000». Методика проведения эксперимента заключалась в следующем. Для испытаний из рабочих колес ЭЦН вырезали фрагменты квадратной формы и после подготовки помещали в герметичный реактор с раствором попутно добываемой воды (рисунок 5.1). 1 – корпус реактора; 2 – головка с вентилями высокого давления; 3 – подвеска с образцами фрагментов различных ЭЦН Рисунок 5.1 – Реактор Модель пластовой воды насыщалась углекислым газом путем его барботирования через раствор попутно добываемой воды, парциальное давление СО2 0,1 МПа. Герметично закрытый реактор с образцами фрагментов ЭЦН нагревали с помощью термостата до пластовой температуры 90 0С, затем гидравлическим 176 насосом в реакторе создавалось рабочее пластовое давление 20 МПа. Система герметично закрывалась и крепилась на лабораторном встряхивателе. Периодичность встряхивания – 120 колебательных движений в минуту. Давление в системе периодически контролировалось манометром. Продолжительность испытания – 48 часов. На рисунке 5.2 представлены фотографии фрагментов различных ЭЦН после испытания. Их визуальный осмотр показал, что помимо солевых отложений на поверхности образцов некоторых ЭЦН присутствуют следы коррозии. Наиболее подвержены коррозии фрагменты ЭЦН: «Алмаз 50», «Алнас 80» и «Лемаз 80» (на рисунке фрагменты 3, 5 и 7). Количество солевых отложений рассчитывали гравиметрически по увеличению массы фрагмента ЭЦН до и после эксперимента. 1 – «Борец»; 2 – «TD-6000»; 3 – «Алмаз 50»; 4 – «Новомет»; 5 – «Алнас 80»; 6 – «DN 440»; 7 – «Лемаз 80» Рисунок 5.2 – Фрагменты ЭЦН после испытания 177 Как видно из рисунка 5.2, процесс солеотложения протекает поверхности практически фрагментов всех ЭЦН. на Гравиметрические исследования показали, что наибольшее количество солей выпадает на образце 6 – «DN-440» – 1,78 мг/см2 , данный образец наиболее склонен к адсорбции на своей поверхности неорганических солей. Наименее солеотложениям образец 1 – ЭЦН «Борец» – 0,62 мг/см2. подвержен Промежуточное положение занимают образцы 2 и 4 – «ТD-6000» – 1,05 мг/см2 и «Новомет» – 0,84 мг/см2 соответственно. Для образцов ЭЦН «Алмаз 50», «Алнас 80» и «Лемаз 80» характерны потери веса после эксперимента, что свидетельствует о протекании процессов коррозии металла на этих образцах. Отсутствие данных о составе сплавов, используемых при изготовлении деталей данных ЭЦН, не позволяет объяснить связь между химической активностью металлов (сплавов) и их способностью к адсорбции неорганических солей. Нами также проведено математическое моделирование в программном комплексе «Scale Prediction in Oil Well (SPOW)» выпадения карбоната кальция при эксплуатации ряда скважин из осложненного фонда Самотлорского месторождения. Результат моделирования на примере скв. 10863 приведен на рисунке 5.3, как видно, карбонат кальция выпадает по всему стволу скважины. Количество отложений увеличивается на глубине от 12 г/м3 до 36 г/м3 (на глубине подвески ЭЦН). Также отмечено солеотложение ниже глубины подвески ЭЦН вплоть до забоя скважины (от 21 до 26 г/м 3). Рисунок 5.3 – Результаты моделирования выпадения кальцита в скв. 10863 178 На наш взгляд, основная причина образования солеотложений на нефтепромысловом оборудовании (НПО) в настоящее время связана с интенсификацией добычи нефти: созданием высокой депрессии на пласт, способствующей температурой массовому пластовых выносу флюидов твердых при входе частиц в породы, насос, высокой связанной с форсированным отбором пластовой жидкости, высокой обводненностью продукции скважин и др. Способ предупреждения солеотложения, основанный на применении химических реагентов-ингибиторов солеотложения, получил в настоящее время наибольшее распространение. Механизм действия современных ингибиторов солеотложения заключается в их способности связывать ионы кальция и препятствовать зарождению и росту кристаллов солей на поверхности металла. Нами проведены лабораторные исследования 20 образцов ингибиторов солеотложения как на модели воды «NACE» по методике NACE Standard TM0374-2001, так и на модельных водах различных пластов Самотлорского месторождения [170]. Общая минерализация модельной воды по методике «NACE» превышает минерализацию вод Самотлорского месторождения, а также содержит значительно большее количество солеобразующих ионов Ca2+, Mg2+ и гидрокарбонатов HCO3-. По этой причине при оценке эффективности ингибиторов на модельных водах различных минерализации и содержания солеобразующих ионов значение эффективности любого ингибитора тем выше, чем меньше минерализация воды и содержание солеобразующих ионов. Как видно из рисунка 5.4, эффективность ингибирования солеотложений на модели воды «NACE» для тестируемых реагентов различается между собой. Для всех реагентов наблюдается рост эффективности с увеличением дозировки. Максимальную эффективность ингибирования в «жестких условиях» при малых дозировках 10 г/т показали ингибиторы солеотложения Сонсол 2002А, Акватек 511А, АЗОЛ-3010D, АЗОЛ-3010С, СНПХ-5313Н, Uniscale RS марка 201, Оптима 017 (З). 179 Рисунок 5.4 – Эффективность ингибирования солеотложений на модели воды «NACE» Существующие методы подбора реагента для конкретных условий основаны на подборе марки ингибитора, исходя только из ингибирующей способности реагента при дозировании его в попутно добываемые воды определенной минерализации. Однако важны адсорбционно-десорбционные характеристики ингибитора, от которых зависят величина адсорбции реагента на породе и последующая его десорбция по технологии задавки в пласт. Поэтому к ингибитору отложения солей предъявляется жесткое требование: с одной стороны, он должен сравнительно быстро, прочно и как можно в большем количестве адсорбироваться на поверхности породы при закачке, а с другой стороны, как можно медленнее и полнее десорбироваться с этой поверхности в процессе эксплуатации скважины. Подбор ингибитора отложения солей с учетом его адсорбционной и десорбционной способностей позволит обеспечить наименьший вынос реагента и увеличить время и эффективность предотвращения образования отложений солей. На рисунках 5.5 и 5.6 приведены результаты исследований по адсорбции и десорбции 7 наиболее эффективных ингибиторов на дезинтегрированной модели пласта АВ1(1-2) «рябчик» Самотлорского месторождения. 180 Рисунок 5.5 – Адсорбция ингибиторов солеотложения на дезинтегрированной модели пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения Как видно из рисунка 5.5, максимальная концентрация адсорбированного ингибитора на модели пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения наблюдается для ингибиторов Азол 3010С, Ипроден С1, Оптима 017 и Флэк ИСО-5. В процессе исследования десорбции установлено, что 2 ингибитора десорбируются медленнее и не полностью – это Азол 3010С и ФОКС 03Н, при прокачке 100 поровых объемов попутно добываемой воды в пласте в адсорбированном состоянии сохраняется около 20 мг/л ингибитора (рисунок 5.6). Таким образом, по технологии задавки в пласт АВ1(1-2) Самотлорского месторождения, c точки зрения адсорбции и предпочтительны ингибиторы Азол 3010С и ФОКС 03Н. десорбции, наиболее 181 Рисунок 5.6 – Десорбция ингибиторов солеотложения на дезинтегрированной модели пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения Автором разработана методика составления рейтинга соответствия ингибиторов солеотложения конкретным геолого-техническим условиям месторождения. Исходя из основных результатов тестирования ингибиторов солеотложения, включающих определение эффективности на различных моделях вод, адсорбционно-десорбционных и коррозионных характеристик, совместимости с закачиваемой водой, жидкостью глушения скважин, ингибиторами коррозии, их влияния на подготовку нефти составлен рейтинг, из которого следует, что ингибитором солеотложения, соответствующим условиям Самотлорского месторождения, являются реагенты – АЗОЛ 3010C «Котласский завод» и Uniscale RS марка 201 «ЮНИТЕК». Кроме выполнены Самотлорского по следующим месторождения месторождениям аналогичные ТНК-ВР: исследования Верх-Тарское, Кальчинское, Ван-Еганское, Хохряковское, Северо-Варьеганское, Бахиловское и Верхне-Колик-Еганское [171 – 175] и разработаны технологические регламенты на процесс ингибиторной защиты скважинного оборудования от солеотложений [176, 177]. 182 5.2. Предотвращение образования асфальтосмолопарафиновых отложений в скважинах Для многих месторождений Западной Сибири характерны отложения парафина и асфальтосмолистых веществ, интенсивность образования которых зависит как от степени перенасыщения нефти компонентами, так и от условий разработки месторождения и режима работы скважин. Как уже было показано, основными причинами интенсивного отложения парафина в скважинах являются: снижение температуры нефти при ее подъеме по стволу скважины, высокое содержание растворенного в нефти газа, снижение пластового давления до значений давления насыщения и, как следствие, возрастание газового фактора, ускорение разгазирования, охлаждение нефти и выпадение парафинов; влияние многолетнемерзлых пород, приводящее к понижению температуры на устье скважины до 8…20 оС, особенно при небольших дебитах скважины. Как показавыет практика, к осложненному фонду асфальтосмолопарафиновыми отложениями на месторождении можно отнести следующие скважины: - добывающие скважины, в подземном оборудовании, устьевой арматуре и выкидных линиях которых обнаруживаются АСПО при проведении подземного ремонта скважины (ПРС), капитального ремонта скважины, в процессе проведения канатных и других работ, визуально при ремонте фонтанной арматуры, задвижек и др.; - скважины, в нефти которых массовая доля парафинов составляет более 1 %, смол – более 5 %, температура плавления парафина – более 50 °С; - скважины с обводненностью добываемой продукции менее 80 %, в которых за период до 6 месяцев происходит изменение основных эксплуатационных показателей (снижение дебита жидкости на 30 % и более, повышение динамического уровня, веса штанг, токовой нагрузки на электродвигатель), а также характерное изменение формы динамограммы. Контроль осуществляется: за эксплуатацией скважин, осложненных АСПО 183 замером дебита жидкости с периодичностью замеров не реже 4 раз в месяц согласно РД 03-00147275-078-2004; замером динамического уровня жидкости в скважине согласно РД 153-39.0-109-01; динамометрией скважин, оборудованных СШНУ, с периодичностью не реже 1 раза в месяц; шаблонированием НКТ скважин, оборудованных УЭЦН, по мере необходимости при снижении эксплуатационных параметров по дебиту на 30 % и более. На основе анализа работы фонда скважин и физико-химических исследований необходимо создать эффективный инструмент контроля и выбора средств для предотвращения и удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в осложненных скважинах. На рисунке автором 5.7 приведено удельное распределение парафинообразующего фонда скважин Самотлорского месторождения СНГДУ-2 по каждому эксплуатируемому пласту, из которого видно, что наиболее подвержены АСПО пласты АВ1(1-2) «рябчик» (38 % от всего фонда скважин, эксплуатирующих данный пласт) и БВ10(0) (22 %). 50 45 40 38 35 25 22 20 18 15 10 2 2 1 АВ2-3 АВ4-5 7 5 АВ1(3) Фонд скважин, % 30 6 6 1 ЮВ1 БВ21-22 БВ10(1-2) БВ8(1-3) БВ10(0) БВ8(0) АВ1(1-2) 0 Рисунок 5.7 – Удельное распределение парафинообразующего фонда скважин Самотлорского месторождения СНГДУ-2 по эксплуатируемому пласту 184 В результате анализа фонда скважин Самотлорского месторождения СНГДУ-2, подверженного АСПО, нами установлено, что наиболее интенсивное выпадение АСПО наблюдается в скважинах с низкими дебитами (до 20 т/сут) и малой продуктивностью, обводненностью (40…80 %), незначительной разницей величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом (до 4 МПа), газовым фактором (70…160 м3/т), при значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ, при высоких температурах насыщения нефти парафином и плавления парафина. На практике используют различные методы предупреждения и удаления АСПО, которые можно разделить по принципу воздействия: на тепловые (прогрев горячей жидкостью или паром, нагрев электрическим током оборудования); механические (механические скребки, устанавливаемые на проволоке или штангах); химические (добавление химических соединений в нефтеводогазовую смесь); физические (магнитные воздействия на движущийся поток жидкости специально сформированными магнитными полями). Как показывает практика, для низкодебитных скважин (до 30 т/сут) наиболее эффективны химические методы борьбы с АСПО, для среднедебитных (30…50 т/сут) – механические и тепловые способы, для высокодебитных (более 50 т/сут) – защитные покрытия. Ингибиторная защита отличается технологической эффективностью, во многом независящей от геолого-физических, гидродинамических и термодинамических условий добычи нефти, применяется в скважинах с любым способом эксплуатации. Область применения ингибиторов АСПО – эксплуатирующиеся скважины, осложненные независимо от способа эксплуатации. необходимо руководствоваться РД образованием АСПО, При применении ингибиторов 39-0148070-270-88Р «Технология 185 удаления и предотвращения образования парафиноотложений в нефтепромысловом оборудовании». В таблице 5.3 приведены результаты лабораторных исследований 9 отечественных и зарубежных ингибиторов АСПО при дозировках 200 и 500 г/т нефти. Исследования проводились на нефти Самотлорского месторождения пласта АВ1(1-2) с добавлением 2 % нефтяного парафина. Таблица 5.3 – Эффективность ингибиторов парафиноотложения № Ингибиторы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Prochinor AP 26 Лидер - А(5) Dewaxol 7201 СНПХ-7941 СНПХ-7909 СНПХ-ИПГ-11 ФЛЕК-ИП-106 ХППС-004 ДИН-1В По Производители CECA ООО ПКП «Промтехснаб» MIRRICO НИИНефтепромхим НИИНефтепромхим НИИНефтепромхим ООО «Флек» ОАО «РДН-Групп» ЗАО «Протон» результатам лабораторных Эффективность ингибирования (%) при дозировке 200 г/т 500 г/т 44,8 68,2 46,8 74,6 42,3 70,4 45,9 76,8 44,7 73,3 43,5 72,3 45,2 70,0 39,8 65,5 40,8 64,6 исследований эффективности отечественных и зарубежных ингибиторов АСПО нами определены наиболее эффективные из них для защиты скважин Самотлорского месторождения (СНПХ-7941, Лидер-А(5) и СНПХ-7909), определены оптимальные дозировки ингибиторов, рекомендованных к промысловым испытаниям. Промывка глубинно-насосного оборудования (ГНО) скважин растворителем АСПО должна производиться перед началом применения ингибиторов. Кроме того, обработки растворителями АСПО должны производиться в случаях, когда применение других технологий становится малоэффективным и альтернативой является проведение ПРС. В таблице 5.4 приведены результаты наших лабораторных исследований 9 отечественных растворителей АСПО в отношении 2-х пластов Самотлорского месторождения. 186 Таблица 5.4 – Эффективность растворителей АСПО пласта АВ1(1-2) и БВ10(0) № Растворители Эффективность растворения АСПО (%) пластов Производители 1 Дельта 1 2 Дельта 2 3 МИА-пром 4 Пармастер ПМ 2010 5 СНПХ 7р-14А 6 СНПХ 7р-14Б 7 СНПХ 7870А 8 СНПХ 7870Б 9 СНПХ 7870В АВ1(1-2) БВ10(0) 90,9 74,8 81,6 85,9 92,1 90,5 87,3 89,4 89,5 74,0 58,7 51,8 65,1 75,0 66,8 65,7 59,4 64,6 НПФ «Иджат» НПФ «Иджат» Интехпромсервис Пармастер НИИНефтепромхим НИИНефтепромхим НИИНефтепромхим НИИНефтепромхим НИИНефтепромхим Таким образом, наибольшую эффективность растворения АСПО, отобранных из скважин, эксплуатирующих пласты АВ1(1-2) и БВ10(0), показали три растворителя: СНПХ 7р-14А, СНПХ 7р-14Б и Дельта 1, причем в случае АСПО пласта АВ1(1-2) их эффективность выше на 15…20 %, что объясняется повышенным содержанием растворимых смол в АСПО данного пласта. Обработки растворителем проводятся согласно планам обработок, в которых указываются последовательность технологические технологических операций параметры и марки обработок, растворителя. Закачивание растворителей в добывающую скважину проводится либо только в полость скважины по затрубному пространству с целью удаления парафина с насосного оборудования и насосно-компрессорных труб, либо в ПЗП добывающей скважины со спуском пакера или без его спуска. Объемы заливки растворителя рассчитываются исходя из количества возможных АСПО и удельной растворяющей способности растворителя и уточняются по результатам промысловых испытаний. Нами, на основе проведенного анализа работы фонда скважин СНГДУ-2, подверженного АСПО, выполнены комплексные физико- химические исследования нефти и отложений, проведен анализ причин 187 выпадения АСПО, осуществлено распределение фонда на группы по эксплуатационным параметрам и физико-химическим свойствам нефти, проведена оценка эффективности существующих методов борьбы с АСПО на предприятии (химических, физических, механических), испытан ряд отечественных и зарубежных ингибиторов и удалителей АСПО. Разработаны технологический регламент по предотвращению и удалению АСПО, программа отчётности и контроля за межочистным периодом работы фонда скважин [178]. Автором разработан состав для борьбы с АСПО на основе тяжелой пиролизной смолы (ТПС) [179], на его основе разработаны технические условия на ингибитор парафиноотложений «Пирс» и руководство на его применение [180, 181]. Ингибитор парафиноотложений «Пирс» успешно прошел опытно-промысловые испытания на Тагринском и Гун-Еганском месторождениях [182 – 184]. На Тагринском месторождении ингибитор закачивали периодически в затрубное пространство фонтанных скважин с дозировкой 200 г/т нефти и периодичностью 7…10 сут. На Гун-Еганском месторождении ингибитор подавали в скважины непрерывно с помощью устьевых насосов УДР с дозировкой 100 г/т нефти, за время испытаний осложнения скважин по причине отложений парафина не наблюдались. Результаты ОПИ на Тагринском месторождении приведены в таблице 5.5, в результате испытаний ингибитора на 7 скважинах межочистной период эксплуатации скважин увеличился на 9…20 сут. Для разработан предотвращения состав [185], гидратопарафиновых содержащий солевой отложений раствор с автором добавкой полиэлектролита, обладающий большой сорбционной способностью по отношению к воде, при этом химический потенциал молекул воды, содержащихся в газе, понижается настолько, что они не могут вступать в соединение того с молекулами полиэлектролит образует газа и на образовывать поверхности гидрат, кроме оборудования 188 защитную полимерную пленку, препятствующую гидратопарафиновым отложениям. Таблица 5.5 – Результаты испытаний ингибитора парафиноотложений на основе ТПС Номера скважины Дебит нефти, т/сут Расход ингибитора, л 858 1110 1238 1252 1233 1162 1291 30 86 32 30 23 40 86 21 60 22 28 16 28 60 Средний межочистной период, сут без применения ингибитора с применением ингибитора 7 7 2 2 3 2 2 27 21 13 11 15 12 13 Примечание. Обводненность скв. 1252 – 5 %, остальные скважины – безводные. Состав успешно прошел испытания на скважине № 360 (пласт Б10-11 Гун-Еганского месторождения), имеющей более 350 метров зоны вечной мерзлоты, где наблюдались образования гидратопарафиновых отложений. После проведения ремонтных работ и закачивания ингибитора скважина была выведена на режим без осложнений в течение 19 часов, тогда как без ингибитора 3 попытки вывести скважину на режим были безуспешными. После 2-х суток стабильной работы закачку ингибитора прекратили и скважина непрерывно проработала 167 суток без осложнений. Для обработки скважин химреагентами автором разработан способ периодической подачи составов в скважину [186], заключающийся в том, что в затрубное пространство скважины или наземный трубопровод закачивают химреагент с помощью источника давления – газа, который накапливают путем кратковременного перекрытия задвижки на устьевой арматуре до превышения давления над таковым не менее, чем на 0,2 МПа. Способ в 189 течение нескольких лет успешно внедряется на Мало-Черногорском месторождении. 5.3. Анализ и исследование процесса образования стойких водонефтяных эмульсий В процессе эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки важными задачами являются предотвращение и разрушение водонефтяных эмульсий, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти. Стойкие эмульсии плохо разделяются и затрудняют подготовку нефти. Для решения этой проблемы необходимо одновременно учитывать большое число изменяющихся во времени факторов: составы нефти и воды; температура; набор используемых реагентов; количество и тип проводимых технологических мероприятий в скважинах, в системе нефтесбора и технологических аппаратах комплексных сборных пунктов (КСП). 5.3.1. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий Основной причиной периодических выходов из нормальных режимов работы установок подготовки нефти являются образование и накопление на границе раздела фаз в технологических отстойных аппаратах стойких эмульсионных промежуточных слоев, которые представляют собой смесь агломератов сульфида железа и твердых частиц с асфальтосмолистыми и парафиновыми компонентами нефти и пластовой воды [187]. Осложнения в технологии подготовки нефти могут быть связаны как с объективными факторами на поздней стадии разработки месторождения (существенные изменения призабойной зоны пласта, повышение обводненности скважин, добыча нефти повышенной вязкости и плотности др.), так и с субъективными факторами (широкая химизация процессов добычи нефти). 190 C целью интенсификации добычи нефти на поздней стадии разработки месторождений широко применяются различные новые методы и технологии, предусматривающие использование химических реагентов, которые могут повлиять на физико-химические свойства продукции скважин. При этом возникают серьезные осложнения в технологической цепочке «скважина – система нефтегазосбора – установка подготовки нефти». В работе [188] нами показано влияние химреагентов, применяемых в нефтедобыче, на подготовку нефти Самотлорского месторождения. Экспериментально установлены пороговые значения концентраций для некоторых химреагентов, выше которых они способствуют образованию стойких водонефтяных эмульсий. Например, для ингибитора коррозии Тарин пороговая концентрация 25 г/т нефти, для загустителя воды КССБ (конденсированная сульфит-спиртовая барда) – 2000 г/т и т.д. Основной объем буровых работ на месторождении осуществляется с применением буровых растворов на водной основе (пластовая вода, растворы солей, глинистые и нефтеэмульсионные глинистные растворы). При этом используются также кальцинированная и каустическая сода, гашеная известь, жидкое стекло, мел, барит, ПАВ и другие реагенты. При вскрытии пластов часть фильтрата глинистого раствора извлекается с нефтью на поверхность и по системе трубопроводов нефтесбора и транспорта поступает на установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) и подготовки нефти (УПН). В результате взаимного диспергирования воды, фильтрата и нефти образуется стойкая эмульсия. Этому способствуют содержащиеся в нефти асфальтосмолистые вещества и твердые мелкодисперсные частицы. С целью интенсификации добычи нефти широко применяются гидроразрыв пласта и перфорационные работы в виде дострела и перестрела пласта в бездействующих скважинах. При пуске скважин в эксплуатацию также наблюдается образование стойких эмульсий, мехпримесями и асфальтосмолистыми веществами. стабилизированных 191 В процессе эксплуатации скважин, особенно на поздней стадии разработки месторождений, происходят существенные изменения призабойной зоны пласта, связанные с ее загрязнением, что также изменяет физические свойства поступающих на забой скважин жидкостей. Для восстановления фильтрационных характеристик призабойной зоны применяются различные физические и термокислотные химические обработки, методы, воздействие например, солянокислотные, растворителями и др. Все технологические жидкости после выполнения ремонтных работ в скважинах откачиваются в систему сбора. При заканчивании скважин бурением, их освоении и ремонте (текущем и капитальном) общее количество используемых веществ составляет около 5 кг/т добываемой нефти, что резко изменяет технологические свойства добываемых эмульсий. Так, экспериментально было установлено, что введение в эмульсию 0,1…0,2 % твердых взвешенных частиц увеличивает стойкость эмульсий в 2…3 раза, температуру нагрева в 1,3…1,5 раза, при этом расход реагентадеэмульгатора возрастает в 2…3 раза [187]. В процессе добычи нефти в различных частях оборудования системы нефтегазосбора происходит интенсивное отложение неорганических солей (карбоната кальция, бария, гипса др.). Для борьбы с отложениями солей наибольшее применение нашли механические и химические методы, которые, в конечном итоге, также ухудшают технологические свойства добываемой эмульсии за счет увеличения в ней содержания механических примесей. В связи с ростом обводненности скважин на поздней стадии разработки месторождений, применением большого количества различных химических реагентов агрессивность добываемой жидкости также возрастает. По причине коррозии металла происходит 80…90 % порывов нефтепроводов и водоводов. При защите нефтепромыслового оборудования от коррозии источниками загрязнения продукции скважин являются продукты коррозии металла. Кроме того, на загрязнение влияют последствия аварий, связанных с порывами сборных и напорных нефтепроводов, применение на некоторых участках 192 системы сбора несовместимых с деэмульгаторами ингибиторов коррозии, солеотложения, бактерицидов и некачественное внутреннее защитное покрытие нефтепроводов. За последние годы разработаны и внедрены новые методы повышения нефтеотдачи пластов. Для реализации их в промышленном масштабе в пласты закачиваются в больших объемах различные химические реагенты: ПАВ, полиакриламид, глинопорошок, жидкое стекло, сульфаты и хлориды металлов и др. Однако закачка этих реагентов также повышает устойчивость добываемых эмульсий за счет изменения рН пластовой воды, образования гипса при взаимодействии сульфатов с катионом кальция, интенсивного диспергирования пластовой воды в нефти при закачке ПАВ, повышения концентрации ПАА в добываемой воде и др. Одним из источников поступления мехпримесей и асфальтосмолистых веществ на объекты подготовки нефти являются шламовые амбары, содержимое которых закачивают непосредственно в систему нефтесбора. В работе [189] показано влияние содержимого шламового амбара на подготовку нефти. В результате откачки содержимого шламового амбара двумя насосами НБ-125 производительностью 36 м3 каждого насоса в систему сбора и подготовки ДНС-26 в объеме 144 м3 в РВС-11 промежуточный слой стойкой эмульсии увеличился на 40 см, или 136 м3, а обводненность нефти по влагомеру повысилась с 0,27 % до 3,50 %. В результате откачки содержимого шламового амбара одним насосом НБ-125 в РВС-11 слой стойкой эмульсии увеличился на 20 см, или 82 м3, а обводненность нефти по влагомеру повысилась с 0,28 % до 1,75 %. Лабораторные исследования показали, что концентрация содержимого шламового амбара в водонефтяной эмульсии более 30 % оказывает существенное влияние на подготовку нефти, при концентрации 30 % расслоение водонефтяной эмульсии происходит не полностью, а менее 83 %. Таким образом, вышеприведенные факторы, а также высокие обводненность, вязкость и плотность нефти на поздней стадии разработки 193 месторождения и прочее могут вызывать срыв нормальных режимов работы установок подготовки нефти. Организационными причинами нарушения нормальных режимов работы установок подготовки нефти могут быть [187]: - резкое снижение или прекращение подачи реагента-деэмульгатора в систему сбора; - увеличение сульфидного фона в продукции скважин в связи с жизнедеятельностью сульфатвосстанавливающих бактерий; - применение деэмульгаторов с заниженным содержанием активного вещества; - вовлечение в разработку краевых залежей окисленной вязкой нефти; - использование несовместимых деэмульгаторов; - многочисленные ремонтные работы оборудования, включая трубопроводы и скважины, вносящие в пoтoк механические примеси и др.; - снижение температуры процесса; - резкое уменьшение минерализации пластовых вод при закачке в продуктивные пласты пресных вод; - сброс в систему нефтегазосбора отходов процессов бурения и ремонта скважин; - отсутствие на отдельных объектах средств для интенсификации процессов разрушения эмульсий, концевых делителей фаз, каплеобразователей, смесителей, электрокоалесцентров, внутренних распределительных устройств в отстойных аппаратах, автономных блоков по обработке промежуточных слоев и ловушечных нефтей; - вынос из пласта значительного количества механических примесей, а также АСПО из призабойных зон и НКТ. 5.3.2. Особенности состава и свойств стойких эмульсий В результате физико-химического анализа установлено, что стойкие водонефтяные эмульсии представляют собой, преимущественно, обратные 194 эмульсии типа «вода в нефти» с высокой агрегативной устойчивостью (40…100 %) и обводненностью повышенными значениями (12…27 мПа·c) по 8…77 плотности сравнению с %. Эмульсии (870…1200 обезвоженной характеризуются кг/м3) нефтью. и В вязкости эмульсиях наблюдается повышенное содержание механических примесей (до 43,3 г/л), состоящих, в основном, из песка и глинистых частиц (40…64 %), в составе мехпримесей содержатся продукты коррозии (окислы и сульфид железа – 10…40 %). Содержание асфальтенов может достигать до 174 г/л, смол – до 170 г/л, парафинов – до 490 г/л. Микроскопические исследования показали, что средний поверхностно-объемный диаметр капель водной фазы составляет 0,2…0,5 мкм. Известно [190], что дисперсность водной фазы влияет на реологию эмульсий, особенно, при обводненности выше 30 %. Так, например, при обводненности 50…75 % и дисперсности водных капель 10 мкм вязкость эмульсий увеличивается вдвое, при более высоких размерах капель (более 30 мкм) их влияние на вязкость мало. В газлифтных скважинах диспергирование эмульсий возможно при дросселировании газа через газлифтные клапаны и неплотности в HKТ под действием значительных перепадов давления. В скважинах, оборудованных УЭЦН, диспергирование фаз происходит под воздействием ступеней рабочих колес. В совокупности все эти параметры отражают интенсивность эмульгирования нефти и агрегативную устойчивость эмульсий. Характерным для всех стойких эмульсий является повышенное содержание механических примесей. Попадающие в нефть различными путями мехпримеси имеют разнообразные свойства. Они отличаются по химической природе, дисперсности, смачиваемости, способности стабилизировать эмульсии прямого и обратного типа [191]. Исследованиями установлено, что наиболее сильное стабилизирующее действие на водонефтяные эмульсии обратного типа оказывают глины и сульфид железа коллоидной дисперсности [192]. Гидрофильные глинистые 195 частицы в зависимости от минерализации воды, ее рН могут распускаться на мельчайшие пластинчатые кристаллики, которые, адсорбируя различные полярные молекулы дифильного строения, приобретают способность «прилипать» к границе раздела фаз и даже переходить в нефтяную среду. Одной из причин устойчивости эмульсий, содержащих глинистые частицы, является их большая сорбционная емкость по отношению к молекулам реагента-деэмульгатора, что вызывает его повышенные расходы при образующийся при разрушении подобных систем. Сульфид железа коллоидной дисперсности, смешении нефтей, содержащих сероводород, и продукции скважин, в водах которых содержатся ионы железа, считается одним из наиболее сильнейших стабилизаторов водонефтяных эмульсий, вызывающих серьезные осложнения в процессах подгоговки нефти (М.З. Мавлютова, 1973). В работах Гипровостокнефти (С.И. Борисов и др., 1973) было установлено, что максимум устойчивости эмульсии и наиболее плотный промежуточный слой получается при рН водной фазы смеси, равной 5,0…6,5. Дальнейшие исследования (А.А. Петров и др., 1976) доказали, что степень повышения стойкости смеси эмульсий, по сравнению с эмульсиями, обрабатываемыми отдельно, характер промежуточного слоя и скорость его накопления обусловливаются дисперсным состоянием сульфида железа и его удельным количеством, приходящимся на единицу веса нефти. Дисперсное состояние сульфида железа и характер промежуточного слоя определяются значением рН водной фазы смеси. Авторы отмечают резкое увеличение устойчивости смеси эмульсий при содержании сульфида железа более 200…300 г/т нефти. Промежуточные слои, отобранные из отстойников Каменноложской УППН, содержащих около 3 % мехпримесей, состоящих на 87,1 % из сульфида железа, не разрушались при дозировках деэмульгатора до 10 кг/т [193]. Прямыми измерениями прочности межфазных пленок на границе раздела «вода – масло» при введении в их состав мехпримесей различных типов было показано, что только сульфид железа коллоидной дисперсности, 196 образующийся в процессе химической реакции непосредственно у границы раздела, оказывает существенное влияние на прочность пленок и устойчивость эмульсий. Порошки каолина, ВаSО4, Fе2О3, СаСО3 с дисперсностью 2…10 мкм не оказывали существенного влияния на прочность пленок и устойчивость модельных эмульсий [194]. В связи с этим высказано предположение, что их отрицательное воздействие в процессах деэмульсации нефтей будет, в основном, сводиться к накоплению мехпримесей у границы раздела фаз в отстойном оборудовании, формированию структурированного промежуточного слоя, препятствующего прохождению осаждающихся капель воды. Эти результаты согласуются с данными А.Ф. Корецкого пленкообразующих (1961 компонентов г.), где при показана роль стабилизации полярных прямых и эмульсий твердыми эмульгаторами. В частности, при отсутствии полярных молекул, способных при адсорбции модифицировать поверхность твердых частиц, эмульсии получаются нестабильными даже при содержании мехпримесей 3…10 %. Их стабилизирующая роль в этом случае проявляется в образовании 6-8 слоев рыхло-упакованных частиц между каплями дисперсной фазы, препятствующих их слиянию. При наличии же в системе молекул соответствующих пленкообразующих компонентов мехпримеси образуют прочный одночастичный слой, хемосорбционно взаимодействуя с молекулами деэмульгатора. Поскольку в нефтях основными пленкообразующими компонентами являются высокомолекулярные асфальтены, имеющие достаточно длительное время адсорбции, важно не допустить «старения» эмульсий, содержащих мехпримеси, чтобы избежать формирования прочных защитных слоев. Ниже приводятся полученные нами типичные данные по составу и свойствам промежуточных слоев. Кроме стандартных анализов для более полной характеристики этих систем применялся подразумевается параметр отношение агрегативной свободно устойчивости. невыделившейся Под ним воды при 197 центрифугировании с частотой вращения 5…6 тыс. мин-1 к полному ее содержанию в эмульсии, выраженное в процентах. Физико-химический состав промежуточных слоев из резервуаров УПН приведен в таблице 5.6. Как видно, исследуемые водонефтяные эмульсии содержат большое количество мехпримесей, повышающих агрегативную устойчивость эмульсий. Такие эмульсии обычно с трудом разрушаются термохимическим методом при высоких расходах реагента. Эти данные говорят о том, что в стабилизации подобных эмульсий основную роль играют стерические факторы, т.е. структурные образования частиц мехпримесей в нефтяной среде препятствуют сближению и коалесценции капель воды. Таблица 5.6 – Составы промежуточных слоев из резервуаров УПН Плотный слой, % масс. Содержание мехпримесей в плотном слое, % масс. Обводненность плотного слоя, % об. Агрегативная устойчивость, % ДНС-26 40 6,57 22 90,9 КСП-10 КСП-11 50 5,14 27 92,6 28 2,75 28 100,0 КСП-33 4 10,17 10 80,0 Места отбора Составы промежуточного слоя в отстойниках могут колебаться в широких пределах как во времени, так и по высоте резервуара. В таблице 5.7 приведены составы «незастаревших» промежуточных эмульсий, отобранных из резервуара вертикального стального (РВС) КСП-10. Как видно, состав эмульсий в резервуаре в течение одного месяца изменяется, содержание воды в эмульсии составляет 18…59 %, количество стабилизаторов, нерастворимых в воде (сульфида железа, каолинита, монтморрилонита, кальцита, кварца, продуктов коррозии), составляет 0,05…0,30 %, количество стабилизаторов, растворимых в воде и являющихся продуктами солеотложений, 0,18…0,56 % [195]. составляет 198 Таблица 5.7 – Свойства и составы промежуточных эмульсий, отобранных из РВС Даты 23.01.04 06.02.04 07.02.04 13.02.04 25.02.04 Содержание воды, % об. Плотность, кг/м3 Температура, 0 С 58,7 35,2 18,1 26,9 58,7 945,0 896,5 888,4 903,4 945,0 10 20 12 2 10 Содержание,% мехпримесей 0,18 0,05 0,3 0,3 0,18 солей 0,56 0,4 0,5 0,4 0,18 В таблице 5.8 приведены результаты физико-химического анализа стойких эмульсий, отобранных из различных РВС КСП-10 с различной глубины. Как видно, пробы промежуточного слоя, которые отобраны с разной глубины различных РВС и представляют собой стойкие эмульсии с высокой агрегативной устойчивостью, стабилизированные механическими примесями и асфальтосмолопарафиновыми веществами, промежуточный слой составляет 64…100 % от их общего объема. Исследования механических примесей с помощью микроскопа показали, что они состоят на 85 % из карбонатных солей и на 10 % из углистого материала – коагулированных асфальтенов, а также обломков кварца – около 5 %. Физико-химические и структурно-механические свойства промежуточного слоя с РВС-1 (глубина 5 м) и плотного слоя после термохимической обработки приведены в таблице 5.9. 199 Таблица 5.8 – Результаты анализа стойких эмульсий, отобранных из различных РВС КСП-10 До обработки ГлуПромеМеста бины жуточотбора отбоный ра слой, % об. РВС-1 РВС-1 РВС-4 РВС-4 РВС-10 РВС-10 4м 5м 6м 7м 4м 5м 92,0 64,0 90,0 92,0 96,0 100,0 После обработки Нефть, % об. Мехпримеси, % масс. Связанная вода, % об. 0 6,0 0 0 0 0 2,32 3,48 2,91 2,67 2,84 3,15 8,0 30,0 10,0 8,0 4,0 0,0 Ау, % Плотный слой, % об. Нефть, % об. Вода, % об. 72,2 30,0 72,2 37,5 60,0 100,0 33,3 58,3 10,0 0 50,0 23,0 36,7 11,7 54,0 86,7 40,0 74,0 28,0 32,0 33,0 11,0 8,0 0 Таблица 5.9 – Физико-химические и структурно-механические свойства промежуточного слоя и плотного слоя РВС-1 Показатели ПромежуточПлотный Нефть ный слой слой 3 Плотность, кг/м 970 888 863 Агрегативная устойчивость, % 100 0 0 Содержание воды, % об. 68 5 Выход светлых фракций, выкипающих до 350 оС, % об. 30 Структурно-механические свойства Статическое напряжение сдвига, дПа 20 0 Предельное динамическое напряжение сдвига, дПа 70 0 Вязкость пластическая, мПа·с 74 18 0,1…0,2 60…65 0 0 3,1 В отличие от нефти плотный слой после обработки имеет более высокие вязкость, плотность, выход светлых легких фракций из плотного слоя в два раза меньше, чем из выделившейся нефти. С целью исследования причин повышения вязкости эмульсий в зависимости от обводненности нефти и ее физико-химических свойств были 200 проведены реологические исследования эмульсии и нефти Самотлорского месторождения. Отборы проб эмульсий производились с устья газлифтных скважин. Обводненность продукции скважин составляла 68…76 %, агрегативная устойчивость эмульсий – 100 %. Для сравнения приведена кривая течения и для обезвоженной нефти, выделенной из эмульсии (рисунок 5.8). Как видно из рисунка 5.8, где показаны реологические кривые течения в координатах «градиент скорости Дr – напряжение сдвига τr» безводная нефть является ньютоновской жидкостью (кривая 1), реологическое поведение обводненных нефтей отличается от ньютоновского; причем, чем выше обводненность (78 %), тем больше значения вязкости и предельного динамического напряжения сдвига τо (кривая 3). Для эмульсий, нефтяная фаза которых содержит большое количество высокомолекулярных веществ (асфальтенов, смол, парафинов), характерно появление предельного характеризующего динамического прочность структурной напряжения сетки, сдвига которую τо, необходимо разрушить для обеспечения течения в начальный момент. По мере увеличения обводненности нижние участки кривых течения все в большей степени отклоняются от линейного характера, продолжение прямолинейных участков отсекает на оси τr предельное динамическое напряжение сдвига τо. Реологическая модель прямолинейных участков таких эмульсий описывается уравнением псевдопластической жидкости: τ = τо + µпл · Дr, где µпл – пластическая вязкость, характеризующая вязкостное сопротивление течению жидкости. Эффективная вязкость µэф, рассчитанная для какой-либо точки реологической кривой течения жидкости, превышает пластическую вязкость µпл. 201 Аномалия вязкости в эмульсиях связана с образованием диспергированных глобул воды, стабилизированных защитными слоями. В сильно концентрированных эмульсиях, как в данном случае – 68 % и 76 %, глобулы воды, контактируя друг с другом граничными слоями, образуют пространственную структуру, о чем и свидетельствует наличие на графике предельного динамического напряжения сдвига τо. Межфазные граничные слои природных нефтяных эмульсий представляют собой надмолекулярное образование в нефти – коллоидные частицы асфальтенов, смол, кристаллов парафина и мехпримесей с высокой структурной вязкостью, являющиеся своеобразными пленочными студнями. Это предположение подтверждает повышенное содержание асфальтенов, смол, мехпримесей при физико-химическом анализе эмульсий. Образующиеся упругостью на динамическим эмульсии сдвиг. обладают Обезвоженная напряжением сдвига повышенными нефть τо и не вязкостью обладает пределом и предельно прочности τк, характеризующим напряжение сдвига, при котором система переходит от структуры, обладающей пространственной сеткой, в несвязанное состояние (разрушенная структура). Напротив, эмульсии имеют высокие значения предельно динамического напряжения сдвига τо, предела прочности τк и пластической вязкости µпл, что говорит об образовании прочных вязко-упругих пленок на границе раздела «нефть – вода». Вязко-упругие свойства преобладают в начальный период деформирования эмульсий, затем по достижении предела сдвиговой прочности τк начинается процесс разрушения структуры жидкости, однако при остановке движения (деформирования) будет происходить тиксотропное восстановление структуры. 202 Напряжение сдвига, дельта Па 500 1 400 2 3 300 200 100 0 0 50 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1300 1500 Скорость сдвига, с-1 1 – обезвоженная нефть со скв. 1384; 2 – эмульсия со скв. 1384 с обводненностью 68 %; 3 – эмульсия со скв.13175 с обводненностью 76 % Рисунок 5.8 – Реологические кривые течения обезвоженной нефти (1) и водонефтяных эмульсий (2 и 3) при t = 30 °С Исследования структурно-механических свойств, проведенные на реовискозиметре «Реотест-2», указывают на неньютоновское поведение промежуточных слоев в отличие от товарной нефти. Система, состоящая из воды, нефти, мехпримесей, в присутствии природных эмульгаторов меняет их реологическое поведение. Вязкости воды и товарной нефти являются величинами постоянными и не зависят от приложенного напряжения. Изменение вязкости от приложенного напряжения промежуточных слоев носит дилатантный, то есть криволинейный, характер (рисунок 5.8). Наличие статического напряжения сдвига у этих систем указывает на образование структурной сетки, прочность которой позволяет удерживать мехпримеси во взвешенном состоянии в состоянии покоя; предельное динамическое напряжение сдвига характеризует прочность структурной сетки, выше которой начинается течение системы как ньютоновской жидкости с определенной пластической вязкостью. Максимальная агрегативная устойчивость эмульсии наблюдается, преимущественно, при обводненности 30…60 %, при малой или высокой 203 обводненности нефти эмульсии легко разрушаются по известным технологиям, применяемым при подготовке нефти. В результате термохимической обработки промежуточного слоя с использованием различных композиций удается частично или полностью разрушить эмульсию в лабораторных условиях при комнатной температуре и времени отстоя 2 ч от общего объема в среднем на 2/3. При повышенной температуре 65 оС и выдержке 12 ч достигается выделение воды из плотного слоя с остаточным содержанием в нефти 5…10 %. Расслоившийся промежуточный слой представляет собой трехфазную систему: донный осадок мехпримесей с асфальтенами в водной фазе, плотный слой и нефть. В промысловых условиях путем циркуляции промежуточного слоя через слой дренажной воды с одновременной обработкой деэмульгирующим составом, состоящим из углеводородного растворителя, анионогенного ПАВ, неионогенного деэмульгатора, удалось разрушить до 92…95 % стойкой эмульсии [196 – 198]. На агрегативную устойчивость и процесс деэмульсации нефти большое влияние оказывают физико-химические свойства самих нефтей, а именно, вязкость и плотность нефти, зависящие, в свою очередь, от состава нефти. С целью исследования влияния вязкости и плотности нефти на процесс деэмульсации были приготовлены искусственные эмульсии из нефтей различной вязкости с одинаковой обводненностью 70 %. При удельном расходе деэмульгатора дипроксамин-157 (ДПА) 20 г/т количество выделившейся воды из эмульсий с вязкостью нефти 7,8 сП составляет 91 %, из эмульсий с вязкостью нефти 6,2 сП – 96 %, т.е. чем больше вязкость и плотность нефти, тем труднее отделяется эмульсионная вода. При увеличении удельного расхода ДПА до 40 г/т наблюдается более полное выделение воды (98 %) из эмульсии с вязкостью нефти 7,8 сП. Как известно, в процессе подготовки нефти применяются разнообразные деэмульгаторы, которые подбираются индивидуально в лабораторных условиях для каждой водонефтяной эмульсии, поступающей на объект подготовки. От 204 эффективности применяемого деэмульгатора зачастую зависит вероятность образования стойких промежуточных эмульсий в резервуарах. С целью подбора эффективных реагентов для подготовки нефти на Самотлорском месторождении в работах [199, 200] изложены исследования новых деэмульгаторов как отечественных, так и зарубежных производителей, в частности фирмы БАСФ, а также описан характер распределения применяемых деэмульгаторов в водонефтяном потоке на 4-х объектах подготовки нефти Самотлорского месторождения (КСП-6, КСП-16, Белозерный и Нижневартовский ЦТП) для оптимизации их расхода, способа дозирования, выбора оптимальных точек и порядка их подачи в технологический водонефтяной поток [201, 202]. В результате анализа участка нефтесбора продукции скважин в районе КСП-14 на Самотлорском месторождении ОАО «ТНК-Нижневартовск», осложненных образованием стойких эмульсий, установлено, что фонд работающих скважин составляет около 540. Продукция скважин поступает на КСП-14 с четырех направлений нефтесбора, обслуживаемых бригадами № 1- 4. Для выявления источников стойкой эмульсии был проведен систематический отбор проб продукции скважин по всем 4-м направлениям нефтесбора КСП-14. Установлено, что образование эмульсий происходит в основном в направлении кустов 2042 (бригада № 2) и 2031 (бригада № 4). Характерным для продукции таких скважин является обводненность от 30 % до 70 % и преимущественная эксплуатация пласта АВ11-2 («рябчик»), доля таких скважин составляет 42,8 % и 50,0 % соответственно от общего количества скважин. В высокообводненных скважинах образование стойких эмульсий не наблюдается. Статистические данные представлены в таблице 5.10. 205 Таблица 5.10 – Статистическая обработка данных по направлениям нефтесбора КСП-14 Всего скважин пласта АВ1(1-2) 26 70 18 61 175 Число Направление Всего скважин сбора скважин в работе Бригада № 1 Бригада № 2 Бригада № 3 Бригада № 4 Всего Срыв 125 161 120 126 533 процесса 111 140 97 106 454 подготовки нефти Число Число скважин с скважин обводненностью в работе от 30 % до 70 % АВ1(1-2) 21 11 60 30 15 6 53 23 149 70 на КСП-14 характеризуется повышением содержания воды на узле учета нефти № 1 (УУН № 1). В 2009 г. было зарегистрировано 3 всплеска повышения содержания воды в нефти, а именно, в феврале и апреле 2009 года (таблица 5.11), сопровождающиеся поступлением стойких эмульсий на КСП-14 и осложняющих подготовку нефти. Пробы представляют собой стойкие водонефтяные эмульсии с высокой агрегативной устойчивостью, стабилизированные мехпримесями и асфальтосмолопарафиновыми веществами (АСПВ). Таблица 5.11 – Содержание воды в нефти на УУН № 1 № Даты Содержание воды, % об. 1 2 3 26.02.09 11.04.09 21.04.09 0,12 0,18 0,09 Примечание Обычное содержание воды – 0,03 % Содержание эмульгированной воды в пробах эмульсии составляет от 37 % до 84 %. В пробах эмульсии из отстойников твердые стабилизаторы эмульсии составляют 0,91…3,62 % и представлены неорганическими веществами от 58,4 % до 67,2 % и органическими частицами от 32,8 % до 206 41,6 %. Содержание твердых стабилизаторов эмульсии в продукции скважин меньше, чем в отстойниках, и составляет 0,04…1,94 %, что свидетельствует о накоплении мехпримесей в отстойниках. В таблице 5.12 приведен физико-химический анализ твердых мехпримесей, выделенных из стойких водонефтяных эмульсий отстойников КСП-14. Пробы представляют собой многокомпонентные смеси твердых органических и неорганических частиц. Следует обратить внимание на то, что в пробах присутствует большое количество полуторных окислов железа, качественной реакцией установлено также присутствие сульфидов железа. Испытания на магнитную восприимчивость показали, что твердые частицы являются ферромагнитными, что свидетельствует о протекании коррозионных процессов на нефтепромысловом оборудовании. Присутствие в твердых отложениях на деталях ЭЦН продуктов коррозии подтверждается результатами физико-химических анализов, причем продукты коррозии присутствуют в отложениях на нефтепромысловом оборудовании скважин всех направлений нефтесбора КСП-14. Таблица 5.12 – Состав твердых неорганических механических примесей, выделенных из эмульсий Места и даты отбора пробы До отстойников 26.06.09 Отстойник 2/1 26.06.09 Труба коллектора нефтесбора Потери при прокаливании Остаток, нерастворимый в НСl (глина, песок) 32,9 Полуторные окислы СаО MgО 18,1 10,3 0,6 23,6 18,6 13,8 не обн. 52,5 51,0 7,0 не обн. Сумма R2O3 в т.ч. Fе2О3 29,6 23,0 14,9 22,6 34,8 6,1 207 На рисунке 5.9 представлены данные по геолого-техническим мероприятиям, проведенным в скважинах КСП-14 в 2009 году. Повышенное содержание мехпримесей в продукции скважин после ГТМ является одним из факторов, влияющих на общее содержание стабилизаторов стойких эмульсий. Однако из рисунка 5.9 видно, что наибольшее число ГТМ проведено в январе – 16 операций, из них 5 и 6 ГТМ приходится на направления бригад № 1 и № 4 соответственно, причем наибольшее количество ГРП – 9 было проведено также в январе, а заметных осложнений при подготовке нефти не наблюдалось. Таким образом, вероятность образования стойких эмульсий напрямую не связана с количеством ГТМ, а зависит, прежде всего, от содержания Количество ГТМ (ГРП, ГКО, СКО, бурение) мехпримесей в продукции скважин после ГТМ. 7 1 Бригада 6 2 Бригада 3 Бригада 5 4 Бригада 4 3 2 1 0 Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Рисунок 5.9 – Основные геолого-технические мероприятия (ГРП, СКО, ГКО, бурение), проведенные по скважинам КСП-14 в 2009 г. по бригадам (по направлениям нефтесбора) В таблице 5.13 приведены полученные нами результаты анализа твердых частиц, содержащихся в попутно добываемой воде продукции скважин после проведения ГТМ. Как видно из таблицы, в воде содержится большое количество твердых частиц. Все пробы данных мехпримесей обладают магнитной восприимчивостью, то есть содержат в своем составе продукты коррозии – сульфиды и оксиды железа. 208 Таблица 5.13 – Количество взвешенных частиц в воде продукции скважин после ГТМ КВЧ, Даты Кусты Скважины Примечание мг/дм3 Магнитная 06.07.2009 1987 40413 7336,1 восприимчивость 07.08.2009 354 10911 467,4 То же 12.08.2009 372 7115 193,2 То же 11.08.2009 371 5445 483,9 То же В таблице 5.14 представлены физические параметры неорганических соединений железа, входящих в состав твердых частиц – стабилизаторов эмульсии. Как видно из таблицы, сульфид и оксид железа обладают высокой магнитной восприимчивостью, то есть обладают ферромагнитными свойствами, такие частицы притягиваются к постоянному магниту. Для удаления ферромагнитных частиц из потока жидкости нами разработано устройство, включающее корпус, внутри которого параллельно входящему потоку вертикально размещены пластины с закрепленными постоянными магнитами с чередующейся полярностью, высота магнитов равна толщине пластин, а диаметр магнитов увеличивается по направлению потока [203]. Таблица 5.14 – Магнитная восприимчивость и плотность соединений железа Соединения Плотность, кг/м3 FeS Fe2O3 4790 2600 Магнитная восприимчивость χ, ед. Си 5,0×0-3 0,6×10-3 Важную роль в процессе подготовки нефти играет совместимость химических реагентов, использующихся при защите скважин от осложнений, так как взаимодействие химических реагентов может привести к образованию стойких эмульсий. Проведенные нами лабораторные исследования по совместимости ингибиторов коррозии, применяемых на КСП-14, показали, что водорастворимые ингибиторы коррозии Сонкор 9011 и Scimol WS 2111 совместимы между собой. 209 Ингибитор коррозии Азол 5010А – маслорастворим и не совместим с водорастворимыми реагентами Scimol WS 2111 и Сонкор 9011. Так как Азол 5010А маслорастворим, следовательно он является растворителем по отношению к АСПО, выпадающим в трубопроводах нефтесбора. Это подтверждается сравнительными тестами эффективности растворения в товарных формах ингибиторов коррозии отложений из трубопровода коллектора нефтесбора за 2 ч при 40 0С (рисунок 5.10). Как видно из рисунка, растворяющая способность ингибитора Азол 5010А по отношению 10,0 7,5 8,0 6,0 3,8 4,0 2,4 2,0 Азол 5010А Scimol WS 2111 0,0 Сонкор 9011 Эффективность растворения, % к отложениям в 2…3 раза выше, чем у Сонкор 9011 и Scimol WS 2111. Рисунок 5.10 – Эффективность растворения ингибиторами коррозии отложений из трубы коллектора нефтесбора КСП-14 Для защиты от коррозии нефтепромысловых трубопроводов на КСП-14 в разные периоды 2009 года последовательно применялись три ингибитора коррозии, а именно Сонкор 9011, Scimol WS 2111 и Азол 5010А. Ингибитор Сонкор 9011 применялся в январе 2009 г.; ингибитор Scimol WS 2111 – в марте 2009 г.; ингибитор Азол 5010А – в апреле 2009 г. В феврале 2009 года закачка ингибиторов коррозии не осуществлялась. Ингибитор Азол 5010А, обладающий повышенной растворяющей способностью по отношению к АСПО, растворяет наиболее растворимую часть органических отложений в трубопроводах нефтесбора, образовавшихся за период использования водорастворимых ингибиторов коррозии или в период 210 отсутствия обработок ингибиторами (февраль), с одновременным высвобождением из матрицы АСПО твердых частичек мехпримесей и продуктов коррозии, являющихся стабилизаторами эмульсий. При дальнейшем использовании ингибитора коррозии Азол 5010А произошла стабилизация процесса растворения органических отложений с внутренней поверхности трубопроводов нефтесбора, о чем свидетельствует стабильная подготовка нефти на КСП-14 в последующем. Таким образом, одной из наиболее вероятных причин срыва процесса подготовки нефти на КСП-14, произошедшей в апреле, является переход от использования водорастворимого Scimol WS 2111 на маслорастворимый ингибитор коррозии Азол 5010А. Для подтверждения причины образования стойких эмульсий нами был проведен ряд экспериментов по исследованию эффективности разделения эмульсии при различных условиях. На рисунке 5.11 представлена эффективность разделения эмульсии, приготовленной на основе нефти и воды пласта АВ1(1-2), стабилизированной мехпримесями из отстойника О2/1 КСП-14. Из рисунка видно, что с увеличением концентрации мехпримесей с 10 % до 400 мг/л эффективность разделения эмульсии уменьшается. Рисунок 5.11 – Эффективность разделения фаз эмульсии состава: 50 % нефти + 50 % пластовой воды (пласт АВ1(1-2) + + мехпримеси с отстойника О2/1 КСП-14 211 Аналогичная картина наблюдается для эмульсии, стабилизированной мехпримесями из трубы коллектора нефтесбора КСП-14, с увеличением концентрации мехпримесей эффективность разделения эмульсии уменьшается. Мехпримеси, отлагающиеся внутри трубопровода коллектора нефтесбора, и мехпримеси с отстойника О2/1 КСП-14 одинаково влияют на стабильность эмульсии. Исследования компонентного состава подтверждают близкую природу данных отложений. Для подтверждения влияния на стабильность эмульсий ингибиторов коррозии, применяемых на КСП-14, нами был проведен ряд экспериментов по определению эффективности разделения эмульсии при различных условиях и концентрациях ингибиторов коррозии. Установлено, что ингибиторы коррозии, применяемые по отдельности на нефтепромысле, обладают деэмульгирующими свойствами и положительно влияют на подготовку нефти (наиболее эффективный – Сонкор 9012); однако при их совместном применении, наоборот, являются эффективными эмульгаторами – стабилизаторами водонефтяных эмульсий. Применяемый деэмульгатор на КСП-14 Пента-491 не оказывает заметного влияния на эффективность разделения фаз эмульсии, стабилизированной ингибиторами коррозии. Таким образом, в случае совместного применения ингибиторов коррозии Сонкор 9013 + Scimol WS 2111, а также Scimol WS 2111 + Азол 5010А по технологии периодической закачки в скважину наблюдается образование стабильной водонефтяной эмульсии, не разрушаемой при обработке деэмульгатором Пента-491 до 100 г/т. На рисунке 5.12 показана стойкая водонефтяная эмульсия, образовавшаяся на демонтированных частях ЭЦН, извлеченных из скважины 38151 Самотлорского месторождения, в результате последовательного применения ингибиторов коррозии Scimol WS 2111 и Азол 5010А. 212 Рисунок 5.12 – Стойкая водонефтяная эмульсия на частях ЭЦН, скважина 38151 (куст 2054) Таким образом, при последовательном использовании несовместимых между собой ингибиторов коррозии происходило их смешение в системе сбора продукции скважин и, в конечном итоге, привело к осложнению подготовки нефти на КСП-14. В результате анализа причин нарушения технологических режимов подготовки нефти на КСП-10 в марте месяце 2001 г. было установлено, что на срыв подготовки нефти могло повлиять применение технологии по интенсификации добычи нефти методом гидроразрыва пласта, причем поступление стойкой водонефтяной эмульсии наблюдалось из скважин после ГРП, эксплуатирующих пласты АВ1(1-2) («рябчик») и Б8(0), при обводненности продукции скважин 10…58 %. С целью выявления источников образования стойких эмульсий, поступающих на объект подготовки нефти, была произведена закачка флуоресцирующего индикатора в скважину после гидроразрыва пласта, и 213 последующего физико-химического анализа проб на присутствие индикатора в продукции скважин на входе объекта подготовки нефти [204 – 206]. 28.08.2001 г. в скважине 15967/1700 был произведен ГРП на водной основе жидкости-песконосителя фирмой «Халибуртон». 16.09.2001 г. была проведена закачка в скважину по затрубному пространству 8 м3 водного раствора закачки индикатора индикатора с концентрацией были отобраны 10 кг/м3, пробы или 10 водонефтяной г/л. До эмульсии, поступающей на КСП-10, и определены фоновые значения индикатора в пробах (рисунок 5.13). До закачки трассера фон составлял 0,27…0,54 мг/л, после закачки индикатора ежедневно 1 раз в сутки проводились анализы на содержание индикатора в водной фазе и в плотном слое эмульсии, поступающей на КСП-10. Максимальное содержание индикатора в водной фазе наблюдалось на входе КСП-10 на узле А, I ступени сепарации и КСУ 21.09.01 г. – 21,6, 18,2, 15,7 мг/л соответственно, что на порядок превышает фоновые значения. Однако присутствие индикатора в воде в резервуарах РВС-2 и РВС-10 в данный момент не наблюдалось, показания не превышали фоновые значения. Задержка по времени поступления эмульсии из скважины до входа на КСП-10 составила 5 сут, что объясняется тем, что ЭЦН в скважине периодически автоматически отключался из-за высокого газосодержания. Стабильно скважина начала работать с 20.09.01 г. Максимальное содержание индикатора в плотном слое эмульсии в резервуарах РВС-10 и РВС-2 наблюдалось 22.09.01 г. (4,8 и 5,5 мг/л), что в 20 раз больше фонового значения, а затем концентрация индикатора постепенно уменьшилась в течение 4-х суток до 0,76 и 1,0 мг/л, но все равно превышало фоновые значения в 3…4 раза. 25 214 Концентрация трассера, мг/л 20 15 1 2 10 3 5 4 15.10.2001 14.10.2001 13.10.2001 12.10.2001 11.10.2001 10.10.2001 09.10.2001 08.10.2001 07.10.2001 06.10.2001 05.10.2001 0 04.10.2001 5 1 – узел А, в водной фазе; 2 – РВС-8, в водной фазе; 3 – РВС-4, в водной фазе; 4 – РВС-4, в плотном слое; 5 – РВС-8 в плотном слое Рисунок 5.13 – Содержание индикатора в водной фазе и в плотном слое эмульсии, поступающей на КСП-10 после проведения ГРП на скважине, мг/л Для сравнительного анализа аналогичные исследования проводились по закачке трассера в скважину, эксплуатирующую тот же пласт «рябчик», где не проводились работы по интенсификации добычи нефти. С этой целью была выбрана скважина 3947/243а и 05.10.01 г. была проведена закачка в скважину по затрубному пространству 8 м3 водного раствора индикатора роданистого аммония с концентрацией 10 кг/м3, или 10 г/л. До закачки индикатора были 215 определены фоновые значения в пробах, отобранных на входе КСП-10 (узел А) и резервуарах РВС-9 и РВС-4 (рисунок 5.14). До закачки трассера фон составлял 0,21…0,4, мг/л, после закачки трассера его максимальное содержание в водной фазе наблюдалось 07.10.01 г. и составляло 8,65…20,78 мг/л, что на порядок превышает фоновые значения, затем содержание индикатора в водной фазе постепенно уменьшалось в течение 10 сут до первоначального значения. Содержание индикатора в плотном слое эмульсии, отобранной из резервуаров, практически мало отличались от фоновых значений в течение 10 сут с момента закачки индикатора. 25 2 15 1 3 10 5 22.09.200 1 21.09.200 1 20.09.200 1 19.09.200 1 18.09.200 1 17.09.200 1 16.09.200 1 15.09.200 1 0 7 26.09.200 1 6 25.09.200 1 4 24.09.200 1 5 23.09.200 1 Концентрация трассера, мг/л 20 1 – узел А, в водной фазе; 2 – ступень I сепарации, в водной фазе; 3 – КСУ, в водной фазе; 4 – РВС-10, в водной фазе; 5 – РВС – 2, в водной фазе; 6 – РВС-2, в плотном слое; 7 – РВС-10, в плотном слое Рисунок 5.14 – Содержание индикатора в водной фазе и в плотном слое эмульсии, поступающей на КСП-10, в отсутствии работ по интенсификации добычи нефти 216 Таким образом, в результате проведеных нами анализов установлено, что после закачки индикатора в скважину после ГРП он обнаруживается как в водной фазе, так и в плотном слое эмульсии, поступающих на объект подготовки нефти, в случае отсутствия проведения работ по интенсификации добычи нефти на скважине присутствие индикатора наблюдается только в водной фазе и отсутствует в плотном слое эмульсии. Отсюда можно сделать следующий вывод. После проведения работ по интенсификации добычи нефти, а именно ГРП, в результате взаимного диспергирования на приеме насоса пластовой воды, жидкости-песконосителя и нефти, содержащих асфальтеносмолистые вещества, твердые мелкодисперсные частицы и ПАВ образуется стойкая водонефтяная эмульсия обратного типа «вода в нефти». При закачке водного раствора индикатора в скважину до приема насоса происходит вынос индикатора вместе с продукцией скважины, как в составе водной фазы, так и в составе стойкой эмульсии, что подтверждается результатами анализа на присутствие индикатора как в воде, так и в плотном слое эмульсии, поступающей на объект подготовки нефти. При эксплуатации скважин, не подвергавшихся обработкам с целью интенсификации добычи нефти, на приеме насоса также происходит диспергирование пластовой воды и нефти, однако в отсутствие массового выноса твердых частиц из пласта, асфальтосмолистых веществ, стабилизаторов эмульсии (ПАВ) образуется нестойкая водонефтяная эмульсия, которая легко разрушается при существующей технологии подготовки нефти. Результаты анализов показали наличие индикатора в водной фазе и его отсутствие в плотном слое эмульсии, что говорит о том, что из данной скважины вынос индикатора происходит с водой либо в составе нестойкой эмульсии, разрушаемой впоследствии в процессе подготовки нефти. Таким образом, источником образования трудноразрушаемых эмульсий являются, преимущественно, добывающие скважины, а механизированная добыча нефти неизбежно связана с вынужденными остановками скважин для 217 проведения различных геолого-технических мероприятий или ремонтных работ. В эмульгированной нефти при остановке откачки происходит тиксотропное восстановление структуры, приводящее к повышению прочности и вязкости эмульсий. При пуске скважины в работу происходит постепенное разрушение структуры жидкости, и вязкость эмульсии вновь снижается до определенного значения по истечении некоторого времени (время релаксации). Время релаксации может составлять от нескольких секунд до 1 ч в зависимости от физико-химических свойств нефти. Практика показывает, что действительно имеют место нарушения подготовки нефти в связи с массовым запуском скважин, находящихся в бездействии во время ремонтных работ или при аварийных остановках. Повышенная прочность и вязкость эмульсий в результате тиксотропного восстановления структуры эмульсий могут явиться причиной выхода из строя насосных установок в первые часы эксплуатации из-за возникающих перегрузок (сгорание обмоток электродвигателя УЭЦН, обрыв штанг ШГН и т.д.). Таким образом, образование стойких трудноразрушаемых эмульсий вызывает ряд проблем, которые находятся во взаимной связи между собой и действуют на процесс формирования эмульсий комплексно. Для образования стойкой эмульсии необходимо, как правило, три условия. 1. Наличие стабилизаторов эмульсий как природных (асфальтенов, смол, парафинов, мехпримесей из пласта в виде сульфида железа, глины и песка и пр.), так и техногенных (ПАВ, загустителей воды типа полиакриламида, КМЦ, полисахаридов, продуктов коррозии, мелкодисперсных наполнителей типа бентонитового глинопорошка, мела и т.п.). 2. Определенная обводненность продукции скважин. Образование стойких водонефтяных эмульсий обратного типа «вода в нефти» происходит при обводненности 10…76 % (особенно при 30…60 %). При дальнейшем повышении обводненности наступает инверсия, то есть обращение фаз из-за слияния глобул воды и образуется нестойкая прямая эмульсия типа «нефть в воде». 218 3. Диспергирование пластовых флюидов в рабочих органах насосных установок (ЭЦН, ШГН) или эмульгирование газом (газлифтные скважины). Таким образом, механизм образования трудноразрушаемых эмульсий представляется следующим образом [190]. Формирование эмульсии начинается на участке между забоем и приемом насоса или газлифтным клапаном. Практически во всех обводненных (в ряде случаев и безводных) скважинах на забое присутствует столб воды и нефть всплывает отдельными каплями. Интенсивное перемешивание пластовой жидкости в рабочих органах насосных установок или за счет переноса газом одной из фаз в другую в виде пленки на поверхности газового пузырька в газлифтных скважинах приводит к диспергированию эмульсий и образованию значительной межфазной поверхности между нефтью и водой. На межфазной поверхности адсорбируются природные стабилизаторы (асфальтены, смолы, парафины, мехпримеси), содержащиеся в нефти, которые образуют защитные адсорбционные слои. Эти слои в силу своей прочности и высоких структурномеханических свойств не дают каплям нефти или воды коалесцироваться. В результате этого на устье обводненных скважин имеют место агрегативно устойчивые высокодисперсные обратные эмульсии типа «вода в нефти». На образование стойких эмульсий при эксплуатации месторождения влияют многочисленные факторы, которые при этом могут накладываться друг на друга по времени и пространству в системе нефтесбора и подготовки нефти. При практическом применении различных химических реагентов (ингибиторов коррозии, солеотложения, АСПО и др.) в процессах добычи нефти необходимо проводить исследования на их совместимость с деэмульгаторами, применяемыми в процессе подготовки нефти. Необходимо также проводить исследования используемых реагентов в условиях их совместного или последовательного применения на эффективность разделения водонефтяных эмульсий. Особое внимание следует обратить на природу и механизм действия применяемых реагентов на нефтепромысле. 219 5.4. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин Проблема негерметичности эксплуатационных колонн (ЭК) добывающих и нагнетательных скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений Западно-Сибирского региона, в частности Самотлорского месторождения, с каждым годом приобретает все большую актуальность. Вследствие этого повышается обводненность добываемой продукции, эксплуатация скважин становится нерентабельной. Вместе с тем, такие скважины являются потенциальными источниками загрязнения вышележащих горизонтов пресными водами. Продолжительность работы скважины, ее профиль, геологические особенности разреза, воздействие технологических процессов и операции при эксплуатации и ремонтах предопределяют период надежной работы основного элемента – герметичной обсадной колонны с цементным кольцом [207]. К основным причинам потери герметичности обсадной колонны и разрушения цементного кольца относятся качество первичного разобщения пластов, механическое и коррозионное воздействие при эксплуатации скважины. Потеря герметичности скважин проявляется в виде механического износа эксплуатационных колонн спускаемым скважинным оборудованием при его эксплуатации и ремонтах, а также в виде коррозионного разрушения, обусловленного особенностями проведения химических обработок, развитием сульфатвосстанавливающих бактерий. На потерю герметичности колонны первоначально большое влияние оказывает механический износ, но с увеличением обводненности, образованием отложений солей, развитием сульфатредукции начинают превалировать коррозионные процессы. В первые годы эксплуатации негерметичность колонны может быть обусловлена некачественным первичным цементированием или серьезной аварией скважинного оборудования. Через 10…15 лет эксплуатации, еще до активного коррозионного разрушения, происходит механический износ колонны при спуско-подъемных операциях, 220 который существенно проявляется в наклонно-направленных скважинах. Интенсивно снижается прочность колонны после ремонтно-изоляционных работ (РИР), механических очисток ствола скважины от солей и АСПО или проведения сложных аварийных работ. В последующие годы проблема защиты эксплуатационной колонны от разрушения продолжает обостряться в связи с проявлением осложнений, характерных для добычи нефти на поздней стадии разработки. Заводнение залежи вызывает сложные геохимические и микробиологические процессы, существенно влияющие на состав попутно добываемых вод и образование отложений неорганических солей в скважинах. На поздней стадии разработки отложения в скважинах имеют комплексный состав и содержат неорганические соли, углеводороды, песок и глинистые частицы с включениями сульфида железа [207, 208]. Практика показывает, что несмотря на превалирующее и повсеместное воздействие общей коррозии, разрушение материала обсадных труб происходит неравномерно по глубине и окружности. Объясняется это различными термобарическими условиями по стволу скважины, дифференцированным распределением концентраций агрессивных элементов в пластовой жидкости в зависимости от рассматриваемого интервала ствола, а также одновременным и взаимоусиливающим воздействием коррозионной и механической составляющих процесса износа металла. Механическая составляющая этого процесса определяется воздействием бурового и фрезерного инструмента на внутренние стенки обсадных труб при проведении в скважине целого ряда работ КРС, связанных с разбуриванием пробок, стаканов, аварийного (потерянного) инструмента и пр. Износ эксплуатационных колонн происходит также при проведении спуско- подъемных операций, при работе ШГНУ за счет «дыхания» колонны НКТ (при отсутствии якоря на забое) и т.д. Конечно, степень и интенсивность такого износа обсадных труб за счет протирания их бурильными трубами или НКТ невелики по сравнению с другими составляющими этого процесса. Однако в скважинах, которые находятся в эксплуатации 20…40 лет, этот вид износа 221 может привести к значительным последствиям, особенно в скважинах со сложно построенным профилем. Что касается скважин, в обсаженном стволе которых осуществлялись буровые или фрезерные работы путем использования абразивного твердосплавного инструмента, то сквозной износ эксплуатационной колонны и полная потеря крепью скважины своей герметичности может произойти в процессе выполнения одной операции КРС в течение нескольких суток. Весьма важным в этих обстоятельствах становится то, что участки колонны, регулярно вступающие в механический контакт с инструментом или трубами, гораздо более интенсивно разрушаются под воздействием коррозионных процессов, так как на этих участках происходит систематическое снятие пленок окислов с поверхности металла соприкасающейся с ним поверхностью инструмента, бурильной или насосно-компрессорной трубы. С другой стороны, продукты окисления являются более рыхлой и неустойчивой субстанцией, чем металл, и легко снимаются при следующем соприкосновении. Таким образом, коррозионное и механическое изнашивание взаимно ускоряют друг друга. Ввиду того, что большинство даже условно вертикальных скважин все же имеют определенное зенитное и азимутальное искривления ствола, интенсивность механического воздействия на внутренние стенки обсадных труб будет неравномерной. Она определяется степенью и, главное, характером сочетания зенитного и азимутального углов искривлений. В свете вышеизложенного становится понятным, почему на практике износ эксплуатационных колонн является обычно неравномерным. Постепенное утонение стенок обсадных труб вплоть до образования сквозных отверстий происходит в результате возникновения и дальнейшего роста одной или нескольких желобообразных выработок (канавок). Причем интенсивность их роста и месторасположение определяются степенью (силой) прижатия к внутренним стенкам обсадных труб фрезерного (бурового) инструмента, бурильных труб, НКТ. 222 НПО «Нефтегазтехнология» совместно с УГНТУ были проведены аналитические исследования характера изменения остаточной прочности неравномерно изношенных обсадных труб на разрыв. Решение данной задачи базировалось на классических работах по устойчивости и сопротивлению материалов. Расчеты проведены на примере колонны диаметром 146 мм с исходной толщиной стенки труб 8 мм из стали группы прочности Д. Главным принципиальным выводом этих исследований является то, что увеличение глубины локальной желобообразной выработки в теле обсадной трубы снижает ее прочность значительно больше, чем такое же уменьшение исходной толщины стенки новой трубы [209]. Все основные факторы, определяющие потерю герметичности обсадных колонн, можно разделить на четыре группы: геологические, техникоэкономические, физико-механические и субъективные. Первая группа факторов характеризуется обвалами стенок, выбросом бурового раствора, воды, нефти и газа, смятием промежуточных и эксплуатационных колонн, аномально высокими пластовыми давлениями, наличием высоких пластовых температур, набуханием породы, пробкообразованием пород и продуктивных пластов, высокой сейсмической активностью. Факторы второй группы – не соответствующие условиям конструкция скважин, способ бурения, качество и компоновка применяемых обсадных труб, скорость и способ спуска, технология цементирования обсадной колонны, продолжительность работы в обсадной колонне, технология оборудования устья скважин, освоение, эксплуатация, ремонтные работы, угол искривления и азимут ствола скважины. К третьей группе факторов относятся: прочность, проницаемость, коэффициент линейного расширения, пластичность тампонажного камня; прочность, коррозионная и абразивная стойкость материала труб; коэффициент линейного расширения фильтрационной корки. горных пород; технологические свойства 223 Четвертая группа факторов зависит, в основном, от организации производства, опыта и квалификации исполнителей. Однако их роль в потере герметичности обсадных колонн велика. К ним относятся нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, подача на буровую некачественных труб, неточный расчет обсадной колонны, несвоевременный долив промывочной жидкости, недовинчивание труб и др. [210]. По М.Л. Кисельману схема классификации повреждений обсадных колонн выглядит следующим образом: 1-ая группа – дефекты металлургического производства (нарушения обсадных труб при изготовлении); 2-ая группа – дефекты, возникающие при нарушениях правил погрузки, разгрузки, перевозки и хранения труб (нарушения обсадных труб при транспортировке и хранении); 3-ья группа – дефекты, появляющиеся в процессе эксплуатации (нарушения обсадных труб при эксплуатации). К типовым (часто встречающимся) видам нарушения герметичности обсадных колонн в скважинах можно отнести: раковины коррозионного и эрозионного износа (отверстия); продольные, поперечные, полые порывы, порезы (трещины); некачественную геометрию и пр. Для своевременного диагностирования предаварийного состояния эксплуатационной колонны рекомендуется применение ряда разработанных в последнее время приборных комплексов ГИС (индукционного дефектомера колонны ИДК, аппаратурно-методического комплекса скважинной электромагнитной дефектоскопии и толщинометрии ЭМДС-ТМ, акустического микрокаверномера-дефектомера CAT-4 и др.), которые для повышения точности диагностирования дублируются разными методами и дают более точную количественную оценку состояния обсадных труб и толщины ее стенок. Определить местоположение и характер нарушения герметичности в обсадных колоннах можно при помощи дебитомеров, резистивиметров, 224 электротермометров и манжетных желонок; широкое распространение получили также геофизические и акустические методы. В настоящее время применяются новые прогрессивные способы определения местоположения, а также характера и размеров нарушения герметичности колонн фотоаппаратами, телекамерами и гидравлической печатью [211]. Кроме того, разработаны и альтернативные способы сравнительной оценки степени изношенности отдельных участков обсадных труб, основанные на подсчете реализованной за все время жизни скважины работы силы трения, возникающей между стенками труб и внутрискважинным оборудованием при ведении работ в обсаженном стволе, осуществлении спуско-подъемных операций [211]. Несмотря на возросший уровень техники и технологии строительства скважин, затраты на ремонтно-изоляционные работы в отрасли продолжают расти. Рост общего фонда скважин с учетом их возраста приводит к значительному увеличению количественного и процентного соотношения скважин, нуждающихся в ремонте. В общем комплексе ремонтно- изоляционных работ большая доля затрат приходится на операции, связанные с изоляцией негерметичности обсадных колонн [210]. Таким образом, на поздней стадии разработки нефтяных месторождений одним из серьезных видов осложнений работы добывающих и нагнетательных скважин является нарушение герметичности эксплуатационных колонн. Нами герметичности Самотлорском проведено исследование эксплуатационных месторождении в причин и характера нарушения колонн добывающих скважин пределах деятельности ОАО на «ТНК- Нижневартовск» [212, 213]. Анализ распределения интервалов негерметичности по абсолютным отметкам показал, что максимальная концентрация – 75,2 % (479 интервалов) негерметичности ЭК была выявлена в интервале 1300…1700 м, что соответствует пластам Покурской свиты, которая представлена в пределах 225 Самотлорского месторождения 21 пластом различной мощности от 1,5 до 24 м водоносных коллекторов, причем основной объем негерметичности приходится на нижние пласты ПК18 – ПК21. По состоянию на 01.02.2012 г. основная доля эксплуатационного фонда скважин Самотлорского месторождения в пределах деятельности ОАО «ТНКНижневартовск» приходится на объект АВ1 – 1441 скв. (68 %), основная часть интервалов негерметичности (59,5 %) также приходится на объект АВ1. Для рассмотрения причин возникновения негерметичности ЭК был принят многофакторный подход анализа и выделены три группы факторов по общим признакам: I группа – Технологические и технические факторы: влияния зенитного и азимутального углов ствола скважины; несоответствие геологических условий: конструкция скважины, качество металла и компоновка применяемых обсадных труб, технология цементирования обсадной колонны; влияние подвески ЭЦН на образование негерметичности (электромагнитные поля, солеотложения и их удаление); история эксплуатации скважины (дата ввода, длительный срок эксплуатации при добыче агрессивной среды, ГТМ, многочисленные спускоподъемные операции при ремонтных и аварийных работах в интервале негерметичности); II группа – Геохимические факторы: физико-химический состав вод для заводнения и агрессивных жидкостей для интенсификации добычи нефти, их коррозийная агрессивность; литологический состав, наличие трещиноватости, пористости, кавернозности горных пород, разломов; влияние температуры, давления горных пород; III группа – Субъективные факторы: опыт и квалификация исполнителей: нарушение организации процесса спуска обсадной колонны, применение некачественных труб, 226 недовинчивание резьбовых соединений и др. В результаты проведенного негерметичностей образуется анализа установлено, что 49 % по причине влияния зенитного угла ствола скважин, 12 % – по причине влияния ЭЦН, 6 % – по причине влияния азимутального угла, 2 % – негерметичность муфтовых соединений, 31 % – по иным причинам. Одним из важнейших факторов, определяющих траекторию ЭК, является величина зенитного угла ствола скважин (кривизна скважины), которая может приводить к контакту обсадной колонны и спускаемого оборудования в скважину, что, в свою очередь, будет влиять на механический износ проведенного анализа ЭК в из процессе 180 эксплуатации. рассмотренных В результаты скважин причинами негерметичности ЭК является в 49 % случаев влияние зенитного угла (участки с явно выраженными касаниями стволов скважин и прямолинейных траекторий в интервалах негерметичности ЭК). В результате анализа скважин по 230 интервалам негерметичности каждый третий интервал (33,5 %) попадал в пределы расположения глубины подвески погружного оборудования в интервале 50 м выше и 50 м ниже интервала негерметичности колонны при продолжительной работе в данном интервале (более 5 лет), что дает основание сделать вывод о влиянии глубиннонасосного оборудования на образование негерметичности эксплуатационной колонны. При этом соотношение установок ШГН и ЭЦН равно 1:15, т.е. образование негерметичности эксплуатационной колонны присуще скважинам, оборудованным насосами ЭЦН. Под влиянием установки ЭЦН подразумеваются вибрация ПЭД, нарушающая целостность цементного камня, влияние температуры в интервале работы ПЭД (нагрев двигателя) на интенсивность солеобразования и коррозии, влияние электромагнитных полей на скорость коррозии. К иным причинам образования негерметичности (31 %) относятся скважины, в которых наблюдаются солеотложения на погружном 227 оборудовании, приводящие к увеличению интенсивности коррозии; скважины, находившиеся продолжительное время либо в категории бездействия, либо в консервации; скважины, в которых была авария (при ликвидации могла быть частично разрушена или деформирована эксплуатационная колонна или цементное кольцо); скважины, где проводился ГРП, повторная перфорация (при данной операции вероятно нарушение целостности цементного камня), неудовлетворительное качество цементирования скважин, возраст и конструкция скважины и др. На образование негерметичности колонн отдельно рассматривался фактор вероятного влияния солеотложения и коррозии. Выше было показано, что большая часть негерметичностей наблюдалась на глубине 900…1700 м, представленной пластами Покурской свиты. В таблице 5.15 представлен химический состав вод Покурской свиты, отобранных с глубин 1700…1787 м. Таблица 5.15 – Химический состав вод Покурской свиты (пласт ПК20) Компонент Са, мг/л Mg, мг/л HCO3, мг/л Cl, мг/л Na+K, мг/л Минерализация, мг/л рН СО2, мг/л Н2S, мг/л Тип вод Глубина отбора, м ПК20 (скважина № 26699) 721 85 321 12720 9591 21170 6,5 114 отс. ПК20 (скважина № 5718) 521 43 189 10281 6063 17096 Пласт АВ1 (48 скважин) 984 69 250 13413 7536 22252 7,0 7,4 132 100 отс. 0,1 хлоридно-кальциевый 1787 1700 устье 228 Как видно из таблицы, воды ПК20 по классификации Сулина относятся к водам хлоридно-кальциевого типа, имеют значение рН, близкое к нейтральному (6,5…7,0), наблюдается высокое содержание растворенного СО2 (114…132 мг/л), сероводород не обнаружен. Для сравнения представлены данные по составу пластовых вод АВ1 Самотлорского месторождения. Состав вод ПК20 близок по составу к водам АВ1, некоторое отличие наблюдается в минерализации, что связано с большей глубиной залегания пласта АВ1. Локальная скорость коррозии металла для воды ПК20 составила в среднем 0,41 мм/год, что соответствует агрессивности большинства попутно добываемых вод хлоридно-кальциевого химического состава, вода типа. Покурской Как свиты видно содержит из анализа значительное количество солеобразующих ионов Са2+, Mg2+ , HCO3-, а также растворенного СО2. Разгазирование скважинных флюидов в зоне подвески насоса, высокая температура в интервале нахождения насоса способствуют образованию на поверхности глубинного оборудования карбонатных отложений. Карбонатные солеотложения имеют плотное строение, что первоначально предотвращает коррозионное разрушение за счет «барьерного эффекта». Однако по мере роста отложений уменьшаются их адгезионные свойства, что приводит к их частичному удалению за счет вышеуказанных механических факторов, таких как многократный контакт обсадной колонны и спускаемого оборудования в скважину из-за кривизны ЭК, вибрация ПЭД, колебания подвески, гидравлические возмущения вследствие высоких скоростей движения ГЖС и др. Вследствие этого в местах, где произошло локальное отслаивание отложений, образуются незащищенные зоны, и за счет разницы электродных дополнительное потенциалов ускорение «металл процессов – осадок» коррозионного происходит разрушения с образованием язв. Металлографические исследования [214] показали, что коррозионное повреждение поверхности труб НКТ на Верх-Тарском месторождении 229 представляет собой язвы, полости которых заполнены рыхлыми продуктами коррозии, которые имеют высокую пористость и рыхлую структуру, и не обеспечивают защиту от проникновения пластовой воды. В связи с этим данное строение осадков позволяет постоянно проникать коррозионной среде к поверхности металла и проявлять свою агрессивность в полной мере. Дополнительным стимулирующим фактором коррозии служит высокое содержание в пластовой воде хлорид ионов, которые образуют хорошо растворимые в воде соединения, что также не способствует пассивации корродирующей поверхности. Тем самым высокие скорости растворения металла сохраняются на начальном высоком уровне и не снижаются по времени. Несмотря на то, что вырезка металла из тела эксплуатационной колонны с большой глубины представляет собой непростую задачу, заказчиком нам был предоставлен фрагмент металла, вырезанный с глубины 1700 м из эксплуатационной колонны скважины № 16227. Вид внутренней поверхности фрагмента с язвенными повреждениями металла эксплуатационной колонны показан на рисунке 5.15. Как видно, внутренняя поверхность металла местами покрыта слоем осадка, на участках, где он отсутствует, обнаружены коррозионные язвы размерами от 1 до 3 мм в диаметре и от 5 до 20 мм в ширину. Дно и стенки язв покрыты осадком. Видны также области белого цвета, представляющие собой отпечатки тонкого слоя цемента. На внешней поверхности металла ЭК следы коррозионных повреждений отсутствуют. 230 а) б) Рисунок 5.15 – Вид внутренней поверхности с язвенными повреждениями металла (а, б) эксплуатационной колонны скважины № 16227 Таким образом, исходя из визуального осмотра поверхности металла фрагмента, вырезанного из эксплуатационной колонны, можно заключить, что коррозионный процесс локализуется на внутренней поверхности колонны. Случаи появления негерметичностей на участках как выше, так и ниже мест расположения насосной установки обусловлены, в первую очередь, кривизной скважин и появлением «узких» мест, в которых при проведении спуско-подъемных операций оборудования возникают значительные усилия, 231 приводящие к механическому износу поверхности ЭК. Последующий контакт металла в местах износа с пластовой водой приводит к появлению очагов коррозии вследствие протекания электрохимической коррозии в узких щелях, образуемых частями УЭЦН и колонной, в которых устанавливается более отрицательный потенциал по сравнению с открытой поверхностью. Таким образом, появление негерметичностей с внутренней стороны стенок ЭК является следствием протекания процессов солеобразования, механического износа и электрохимической коррозии в местах кривизны скважин вне зоны подвески УЭЦН и в щелевых зонах, образуемых частями УЭЦН и колонной. Ингибиторный метод защиты эксплуатационных колонн в условиях солеотложения и коррозии С целью выбора наиболее эффективного реагента для предупреждения негерметичности эксплуатационных колонн, связанной с процессами солеотложения и коррозии в условиях Самотлорского месторождения, нами были проведены лабораторные испытания ингибиторов комплексного действия [215]. Ингибиторы комплексного действия – сложные композиции специально подобранных реагентов в органическом растворителе. Эффективность ингибиторов комплексного действия по отношению к процессам коррозии и солеотложения может сильно отличаться в зависимости от количества и качества активной основы, а также качества растворителя. Эффективность ингибиторов комплексного действия следует оценивать по отношению к процессам коррозии и солеотложения в одних и тех же условиях. Определение эффективности защитного действия испытуемых реагентов в РД качестве ингибиторов солеотложения 39-0148070-026ВНИИ-86. проводили Исследования в соответствии эффективности с ингибиторов проводились первоначально в жестких условиях по методике NACE-Test TM 0374-2007, а именно, в условиях пересыщенного по карбонату кальция раствора 232 при 70 0 С при различных дозировках (таблица 5.16 и рисунок 5.16). Максимальную эффективность показали следующие реагенты: Ипроден К-2 м. Б. – 73,2 % (при дозировке 30 г/т) и 92,9 % (при дозировке 50 г/т), ФЛЭК 705 – 59,8 % (30 г/т) и 80,4 % (50 г/т), Акватек 515Н – 58,9 % (30 г/т) и 60,7 % (50 г/т), EC 1519 A – 44,6 % (30 г/т) и 69,6 % (50 г/т) и Scortron EGP 3001 W – 41,1 % (30 г/т) и 55,4 % (50 г/т). Реагенты Sedics-2107, EC 1530 A, Сонкор 9925 вар.1, Сонкор 9925 вар.2, Юнитек Обр. 1, Юнитек Обр. 2 при максимальной дозировке 50 г/т продемонстрировали эффективность не более 25 %. Таблица 5.16 – Эффективность ингибиторов комплексного действия по отношению к процессу солеотложения по NACE-Test TM 0374-2007 № Наименования ингибиторов Эффективность ингибитора (%) при дозировке, г/т 0 10 30 50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Акватек 515Н Sedics-2107 Ипроден К-2 м. Б. EC 1519 A EC 1530 A Сонкор 9925 вар.1 Сонкор 9925 вар.2 Scortron EGP 3001 W ФЛЭК 705 Юнитек Обр. 1 Юнитек Обр. 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 19,6 10,7 14,3 17,9 17,9 14,3 12,5 13,4 11,6 2,8 3,7 58,9 14,3 73,2 44,6 14,3 16,1 14,3 41,1 59,8 4,6 7,4 60,7 14,3 92,9 69,6 19,6 25,0 17,9 55,4 80,4 9,3 11,1 233 Рисунок 5.16 – Эффективность ингибиторов комплексного действия по отношению к процессу солеотложения по NACE-Test TM 0374-2007 Ингибиторы, показавшие наиболее высокую эффективность по методике NACE-Test TM 0374-2007 Акватек 515Н, EC 1519 A и Scortron EGP 3001 W, были протестированы на воде пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения при 70 0С при различных дозировках (таблица 5.17). Таблица 5.17 – Эффективность ингибиторов комплексного действия по отношению к процессу солеотложения на воде пласта АВ1(1-2) № Наименования ингибиторов 1 2 3 4 5 Акватек 515Н EC 1519 A Scortron EGP 3001 W Сонкор 9925 вар. 1 Сонкор 9925 вар. 2 Эффективность ингибитора (%) при дозировке, г/т 5 10 20 30 97,0 98,0 97,0 90,0 90,0 100,0 100,0 100,0 96,0 92,0 100,0 100,0 100,0 98,0 94,0 100,0 100,0 100,0 100,0 100,0 234 Как видно из таблицы 5.17, на воде пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения эффективность данных ингибиторов выше 90 % даже при их минимальной концентрации. При тестировании ингибиторов комплексного действия проводится определение параметров, характеризующих антикоррозионные свойства ингибиторов в условиях их применения для защиты подземного оборудования скважин. В качестве основного параметра оценки используют показатели защитного действия (эффективности) ингибиторов, определяемых на углекислотной модели воды пласта АВ1(1-2), методом поляризационного сопротивления. Данные по защитному эффекту от коррозии ингибиторов комплексного действия в углекислотной модели пластовой воды представлены в таблице 5.18 при дозировке 20 г/т. Таблица 5.18 – Эффективность ингибиторов от коррозии комплексного действия при температуре 70 ºС и дозировке 20 г/т № Марки ингибиторов Защитный эффект от коррозии (вода АВ1(1-2)), % 1 Акватек 515Н 98,4 2 Sedics 2107 60,3 3 Ипроден К-2 марка Б 18,9 4 ЕС 1519А 97,9 5 ЕС 1530А 97,9 6 Сонкор 9925М вар.1 12,0 7 Сонкор 9925М вар.2 46,1 8 Scortron EGP 3001 W 92,9 9 Флэк 705 24,1 10 Юнитек Обр. 1 67,3 11 Юнитек Обр. 2 95,8 235 Таким образом, при дозировке 20 г/т у 5 ингибиторов комплексного действия Scotron 3001W, ЕС 1519А, ЕС 1530А, Акватек 515Н, Юнитек образец № 2 защитный эффект от коррозии выше 90 %; у 6 ингибиторов Флэк 705, Ипроден К-2 марка Б, Sedics 2107, Сонкор 9925М вар.1, Сонкор 9925М вар.2, Юнитек образец № 1 – ниже 75 % . На рисунке 5.17 показаны результаты эффективности ингибиторов комплексного действия по отношению к процессам солеотложения и коррозии. Рисунок 5.17 – Эффективность ингибиторов комплексного действия по отношению к процессам солеотложения и коррозии Таким образом, на основании лабораторных исследований установлено, что наиболее эффективными по отношению к процессам солеотложения и коррозии для условий пласта АВ1(1-2) Самотлорского месторождения являются реагенты комплексного действия: Акватек 515Н (ООО НПО «Акватек»), ЕС 1519А («Nalco») и Scortron EGP 3001 W («Champion Technologies»), которые рекомендуются к опытно-промысловым испытаниям для предупреждения негерметичности Самотлорском месторождении. эксплуатационных колонн на 236 Нами разработана программа ингибиторной защиты эксплуатационных колонн для добывающих скважин Самотлорского месторождения в пределах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск». Таким образом, исходя из анализа причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин, для предупреждения дальнейшего выбытия скважин из добывающего фонда по причине негерметичности эксплуатационной колонны, необходима организация мониторинга действующих скважин и учет результатов работ при бурении новых скважин. Для нового фонда скважин рекомендуется осуществлять процесс бурения преимущественно с пологими траекториями. Для случаев бурения скважин в зонах со значительными запасами рекомендуется предусмотреть спуск колонны диаметром 168 мм. В интервалах максимальной кривизны, а, следовательно, и возможно максимального износа, рекомендуется применять стали высокой прочности (марки «Е» или «К»), что позволит снизить воздействие на колонну бурового, фрезерного и эксплуатационного оборудования при проведении спуско-подъемных операций. При проведении мониторинга действующих скважин выделяется группа скважин риска по результатам анализа следующих факторов: возраст скважины, ее приоритетность в добыче нефти и конструкция скважины. После выделения группы скважин риска производится комплексная оценка их технического состояния и коррозионного износа ЭК методами магнитной интроскопии или геофизическими методами СГДТ и САТ. Данный алгоритм при выявлении опасности возникновения негерметичности, позволит применить превентивные меры, что существенно сэкономит средства на ремонт и сократит потери в объемах добычи нефти. Выводы по главе 5 1. Проведены комплексные исследования и анализ осложнений при добыче нефти на поздней стадии разработки месторождения и предложены 237 способы борьбы производства: с ними образование по следующим соле- и направлениям нефтяного асфальтосмолопарафиноотложений, образование стойких водонефтяных эмульсий в процессе подготовки нефти, нарушение герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин. 2. В результате математического моделирования отложения солей установлено, что выпадение солей наблюдается практически по всему стволу скважины, в том числе в зоне ЭЦН и на забое скважин. 2.1. Выполнены лабораторные исследования по моделированию процесса солеобразования приближенных к производителей. поверхности в пластовым, Процесс фрагментов жестких на термобарических образцах солеотложения всех ЭЦН, ЭЦН семи протекает однако условиях, различных практически наименее на подвержен солеобразованию ЭЦН «Борец», количество соли, выпадающей на образце, составляет 0,62 мг/см2. 2.2. Проведены лабораторные исследования различных ингибиторов солеотложения на модельных водах различных пластов Самотлорского месторождения с учетом их адсорбционно-десорбционных свойств, разработана методика составления рейтинга соответствия ингибиторов солеотложения конкретным геолого-техническим условиям месторождения; ингибитором солеотложения, соответствующим условиям Самотлорского месторождения, являются реагенты – АЗОЛ-3010C и Uniscale RS. 3. В результате проведенного анализа работы фонда скважин, подверженного АСПО, выполнены комплексные физико-химическое исследования нефти и отложений, проведен анализ причин выпадения АСПО, осуществлено распределение фонда на группы по эксплуатационным параметрам и физико-химическим свойствам нефти, из испытанных ингибиторов АСПО наиболее эффективные – СНПХ-7941, Лидер-А(5) и СНПХ-7909, из удалителей – СНПХ 7р-14А, СНПХ 7р-14Б и Дельта 1. Разработаны технологический регламент по предотвращению и удалению АСПО, программа отчётности и контроля за межочистным периодом работы фонда скважин. 238 4. Приведены основные факторы, влияющие на повышение устойчивости водонефтяных эмульсий на объектах подготовки нефти, особенности состава и физико-химических свойств стойких эмульсий. Анализ участка нефтесбора продукции скважин в районе КСП-14 на Самотлорском месторождении, осложненных образованием стойких эмульсий, показал, что последовательное применение несовместимых между собой ингибиторов коррозии Scimol WS 2111 и Азол 5010А привело к их смешению в системе сбора продукции скважин и, в конечном итоге, к образованию стойкой эмульсии на объекте подготовки нефти на КСП-14. Разработан индикаторный способ выявления источников образования стойких эмульсий, поступающих на объект подготовки нефти. 5. Проведено герметичности исследование эксплуатационных причин колонн и характера добывающих нарушения скважин на Самотлорском месторождении ОАО «ТНК-Нижневартовск». Установлено, что появление негерметичностей на внутренних стенках ЭК является следствием протекания процессов солеобразования, механического износа и электрохимической коррозии в местах кривизны скважин вне зоны подвески УЭЦН и в щелевых зонах, образуемых частями УЭЦН и колонной. Разработана программа ингибиторной защиты эксплуатационных колонн для добывающих скважин Самотлорского месторождения в пределах деятельности ОАО «ТНК-Нижневартовск». 239 ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. На поздней стадии разработки месторождения необходимо разрабатывать и внедрять новые методы повышения нефтеотдачи пластов, технологии интенсификации добычи нефти, а также способы борьбы с осложнениями при эксплуатации месторождений, с учетом капиллярных и молекулярно-поверхностных явлений, происходящих на поверхности контакта пластовых систем. 2. Проведен анализ эффективности более 60 методов увеличения нефтеотдачи пластов и основных методов воздействия на призабойную зону скважин на Самотлорском месторождении за 40 лет его эксплуатации и установлен рейтинг их перспективности. В результате анализа установлено, что наиболее эффективными методами повышения нефтеотдачи пластов являются циклическое заводнение в сочетании с физико-химическими методами (закачкой осадко- и гелеобразующих систем), газовое и водогазовое воздействия на пласт. 3. Разработана технология регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией, реализованная на участке пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения, которая позволяет устранять неоднородность пласта не только по толщине, но и по площади на заранее заданном расстоянии. В результате проведенных работ дополнительный объем добычи нефти за 1 год составил 24190 т, обводненность по участку снизилась на 0,6 %. 4. На основе накопленных за 4 десятилетия экспериментальных данных глубинных проб из более 1 тыс. скважин Самотлорского месторождения установлены закономерности в распределении свойств нефти и попутного нефтяного газа по пластам и по площади в процессе эксплуатации месторождения. Показано изменение свойств нефти и попутного нефтяного газа, которое необходимо учитывать при поиске путей интенсификации добычи нефти и оптимизации вариантов и затрат по эффективному 240 использованию попутного нефтяного газа, а также при определении методов доразработки месторождения на поздней стадии. 5. Проведен анализ осложнений при эксплуатации Самотлорского месторождения, связанных с механическими примесями загрязнением и призабойной нефтепродуктами, зоны пласта содержащимися в закачиваемых подтоварных водах для поддержания пластового давления, в результате чего установлено, что ежегодно в пласт возвращается до 7…8 тыс. т механических примесей и до 12…13 тыс. т нефти, приводящих, в конечном итоге, не только к технологическим потерям нефти от уноса сточными водами и уменьшению приемистости нагнетательных скважин, но и к дополнительным затратам, связанным с проведением различных мероприятий по их удалению из ПЗП. 6. Проведены комплексные исследования, включающие анализ и обобщение результатов лабораторных и опытно-промысловых испытаний новых химреагентов и технологий, направленных на сохранение, восстановление и повышение фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны пласта и продуктивных пластов в целом на поздней стадии разработки месторождения: - на Самотлорском месторождении выполнено около 400 операций по глушению скважин с разнородными по проницаемости пластами и высоким газовым фактором, что позволило исключить потери в добыче нефти в объеме 28…40 тыс. т; - в результате улучшенными обработки реологическими и нагнетательных скважин структурно-механическими составами с свойствами обводненность продукции добывающих реагирующих скважин снизилась на 5…10 %, при обработке добывающих скважин – на 10 %, продолжительность эффекта составила 110…300 сут; - в результате проведенных опытно-промысловых испытаний по технологии воздействия на призабойную зону скважины низкопроницаемых коллекторов на основе производных органических кислот ГФЭАП 241 дополнительный прирост нефти составил в среднем 7 т/сут на одну скважину, обводненность продукции скважин снизилась на 2…9 %. 7. В результате анализа осложненного фонда скважин Самотлорского месторождения установлены причины и механизм образования соле- и асфальтосмолопарафиновых отложений, разработаны и выбраны составы для борьбы с АСПО, соле- и гидратопарафиновыми отложениями, разработаны принципы выбора технологии предотвращения осложнений и способ периодической подачи составов в скважину. 8. Выполнены анализ и исследование процесса образования стойких эмульсий на Самотлорском месторождении, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти, разработаны способ определения источников образования стойких эмульсий, технологии их предупреждения и разрушения, выполнено сследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин, являющегося следствием протекания электрохимической коррозии, рекомендован ингибиторный метод защиты эксплуатационных колонн в условиях солеотложения и коррозии. 242 Список принятых сокращений АГКО – ацетоноглинокислотная обработка; АКО – ацетонокислотная обработка; АСВ – -асфальтосмолистые вещества; АСПО – асфальтосмолопарафиновые отложения; АУ – агрегативная устойчивость; БХК(БХН) – бихромат калия (натрия); ВАОС – высшие алюмоорганические соединения; ВГВ – водогазовое воздействие; ВДС – волокнистодисперсная система; ВНК – водонефтяной контакт; ВПП – выравнивание профиля приемистости; ВУС – вязкоупругие системы; ГВ – газовое воздействие; ГИС – геофизические исследования; ГЖС – газожидкостная смесь; ГКО – глинокислотная обработка; ГНО – глубинное нефтепромысловое оборудование; ГОС – гелеобразующий состав; ГС – граничный слой; ГПН – гидроприводный насос; ГРП – гидравлический разрыв пласта; ГСК – гидродинамически связанный коллектор; ГСН – гидроструйный насос; ГТМ – геолого-технические мероприятия; ГФЭАП – головная фракция этилацетатного производства; ГЭР – гидрофобно-эмульсионный раствор; ДВВ – депрессивно-вакуумное воздействие; ДНС – дожимная насосная станция; 243 ДПА – дипроксамин-157; ЖГ – жидкость глушения; ИС– ингибитор солеотложений; ИХН – Институт химии нефти; КВЧ – количество взвешенных частиц; КИН – коэффициент извлечения нефти; КМЦ – карбоксиметилцеллюлоза; КОС – кремнеорганические соединения; КРС – капитальный ремонт скважины; КСП – комплексный сборный пункт; КССБ – конденсированная сульфит-спиртовая барда ЛСС – лигниносодержащий состав; МОН – монолитный разрез; МОП – межочистной период; МРП – межремонтный период; МУН – методы увеличения нефтеотдачи; НДС – нефтяные дисперсные системы; НИЗ – начальные извлекаемые запасы; НКТ – насосно-компрессорные трубы; НПО – нефтепромысловое оборудование; НЧ-излучатель – низкочастотный излучатель; ОАО – открытое акционерное общество; ОВАОС – окисленные высшие алюмоорганические соединения; ОКС – органический кислотный состав; ОН – остаточная нефть; ОНН – остаточная нефтенасыщенность; ОПЗ – обработка призабойной зоны; ОПК – осадкообразующая полимерная композиция; ОПГС – оторочка псевдокипящей газожидкостной системы; ОПИ – опытно-промысловые испытания; 244 ОПК – осадкообразующие полимерные композиции; ОПР – опытно-промышленные работы; ОСТ – отраслевой стандарт; ПАА – полиакриламид; ПАВ – поверхностно-активное вещество; ПГКО – пеноглинокислотная обработка; ПГД.БК – пороховой генератор давления бескорпусный; ПДС – полимердисперсная система; ПЗП – призабойная зона пласта; ПЗС – призабойная зона скважины; ПК – прерывистый коллектор; ПНГ – попутный нефтяной газ; ПНП – повышение нефтеотдачи пластов; ПО – производственное объединение; ППД – поддержание пластового давления; ПРС – подземный ремонт скважины; ПС – полимерная суспензия; ПЭД – погружной электродвигатель; РАН – Российская Академия наук; РВС – резервуар вертикальный стальной; РГУ – Российский государственный университет; РД – руководящий документ; РИР – ремонтно-изоляционные работы; СВБ – сульфатвосстанавливающие бактерии; СГГК – скважинный генератор гидравлических колебаний; СКО – солянокислотная обработка; СМС – структурно-механические свойства; СНГДУ – Самотлорское нефтегазодобывающее управление; СПК – сильнопрерывистый коллектор; ССС – сульфато-содовые системы; 245 СТП – стандарт предприятия; ТГХВ –термогазохимическое воздействие; ТНК – Тюменская нефтяная компания; ТПС – тяжелая пиролизная смола; ТЧ – тонкослоистое чередование; ТУ – технические условия; УВВ – углеводородная ванна; УГНТУ – Уфимский государственный нефтяной технический университет; УДНГ – управление добычи нефти и газа; УОС – установка освоения скважины; УПСВ – установка предварительного сброса воды; УПН – установка подготовки нефти; УППН – установка подготовки и перекачки нефти; УУН – узел учета нефти; УЭЦН – установка электроцентробежного насоса; ФЕС – фильтрационно-емкостные свойства; ФПС – фрагмент пространственных сеток; ХМАО – Ханты-Мансийский автономный округ; ЦКР – центральная комиссия по разработке месторождений; ЦГЭ – центральная геофизическая экспедиция; ЦТП – центральный технологический парк; ШГН – штанговый глубинный насос; ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов; ЩПСК – щелочно-полимерная суспензионная композиция; ЩСПК – щелочные стоки производства капролактама; ЩР – щелочной реагент; ЭДС – эмульсионно-дисперсный состав; ЭК – эксплуатационная колонна; ЭЦН – электроцентробежный насос. 246 Библиографический список использованной литературы 1. Канзафаров, Ф. Я. Изменение свойств пластовых систем при эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / Ф. Я. Канзафаров. – СПб.: ООО «Недра», 2011. – 306 с. 2. Михайлов, Н. Н. Остаточное насыщение разрабатываемых пластов [Текст] / Н. Н. Михайлов. – М.: Недра, 1992. – 270 c. 3. Тульбович, Б. И. Методы изучения пород коллекторов нефти и газа [Текст] / Б. И. Тульбович. – М.: Недра, 1979. – 199 с. 4. Сургучев, М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов [Текст] / М. Л. Сургучев. – М.: Недра, 1985. – 308 с. 5. Гиматудинов, Ш. К. Физика нефтяного и газового пласта [Текст] / Ш. К. Гиматудинов, А. И. Ширковский. – М.: Недра, 1982. – 311 с. 6. Сургучев, М. Л. Факторы, влияющие на состояние остаточной нефти в заводненных пластах [Текст] / М. Л. Сургучев, Э. М. Симкин // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 9. – С. 31-36. 7. Anderson, W. G. Wettability Literature Survey [Text] – Part 1: Rock (Oil) Brine Interactions and the Effects of Handling on Wettability. – Journal of Petroleum Technolodgy. – 1986. – V. 38. – No. 11, pp. 1125-1144. 8. Березин, В. М. Остаточная нефтенасыщенность продуктивных песчаников пластов девона [Текст] / В. М. Березин и др. // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 6. – С. 34-37. 9. Химические методы в процессах добычи нефти [Текст] / Под ред. Н. М. Эмануэля. – М.: Наука, 1987. – 239 с. 10. Кусаков, М. М. О толщине тонких слоев связанной воды [Текст] / М. М. Кусаков, Л. И. Мекеницкая // Докл. IV Междунар.нефт.конгр. – М.: Изд-во АН СССР. – 1956. – С. 261-271. 11. Шейдеггер, А. Е. Физика течения жидкостей через пористые среды [Текст] / А. Е. Шейдеггер. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 248 с. 12. Бабалян, Г. А. О формах связанной воды в нефтяном коллекторе [Текст] / Г. А. Бабалян и др. // Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – С. 187-194. 247 13. Орлов, Л. И. Некоторые результаты изучения распределения воды в ненасыщенных песчаниках [Текст] / Л. И. Орлов // Нефтепромысловое дело. – 1963. – № 11. – С. 9-11. 14. Treibet, R. E. A Laboratory Evaluation of the wettability of Fifty OilProducing Resesiors [Text] / R. E. Treibet, L. Archer Duana, W. W. Owens // Soc. Petrol. Eng. J. – 1972. – Vol. 12. – No. 6. – P. 537-540. 15. Крейг, Ф. Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении [Текст] / Ф. Ф. Крейг. – М.: Недра, 1974. – 192 с. 16. Разработка нефтяных месторождений [Текст] / Под ред. Н. И. Хисамутдинова, Г. 3. Ибрагимова. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – Т. I: Разработка нефтяных месторождений на поздней стадии. – 240 с. 17. Arriole, A. Trapping of Oil Drops in a Noncircular Pore Throat / A. Arriole // Soc. Petrol. Eng. J. – 1983. – Febr. – P. 99-114. 18. Золоев, О. Т. Влияние вещественного состава продуктивных пород и свойств флюидов на вытеснение нефти водой [Текст] / О. Т. Золоев. – М.: ВНИИОЭНГ, 1980. – 40 с. 19. Дерягин, Б. В. Упругие свойства тонких слоев воды [Текст] / Б. В. Дерягин // Журнал физической химии. – 1932. – Т. 3. – № 1. – С. 29-42. 20. Киселев, А. Б. О структуре пленочной воды на поверхности кристаллов слюды [Текст] / А. Б. Киселев и др. // Поверхностные силы в тонких пленках и устойчивость коллоидов. – М.: Наука, 1974. – С. 69-70. 21. Фукс, Г. И. О течении жидкости в узких зазорах между сближающимися плоскими телами [Текст] / Г. И. Фукс // Докл. АН СССР. – 1957. – Т. 113. – № 3. – С. 635-638. 22. Аванесов, В. Т. Об изменении скорости фильтрации нефти в пористой среде при постоянном напоре [Текст] / В. Т. Аванесов и др. // Азербайджанское нефтяное хозяйство. – 1954. – № 2. – С. 12-14. 23. Рудаков, Г. В. О влиянии поверхностно-активных компонентов на затухание фильтрации нефти в пористой среде [Текст] / Г. В. Рудаков и др. // Применение ПАВ в нефтяной промышленности. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – С. 252-255. 248 24. Мархасин, И. Л. Методика и результаты послойного изучения граничного слоя нефти на контакте с твердой фазой [Текст] / И. Л. Мархасин и др. // Изв. вузов «Нефть и газ». – 1973. – № 5. – С. 86-88. 25. Галлямов, А. К. О зависимости предельного напряжения сдвига тонких (граничных) слоев нефти от контактного напряжения и содержания асфальтенов [Текст] / А. К. Галлямов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1974. – № 12. – С. 52-54. 26. Мархасин, И. Л. Методика массового определения остаточной нефтенасыщенности насыпных грунтов с помощью калибровки кривой [Текст] / И. Л. Мархасин и др. // Нефтепромысловое дело. – 1955. – № 5. – С. 20-23. 27. Строкина, В. Р. Исследование свойств пленочной нефти на контакте с твердой поверхностью [Текст] / В. Р. Строкина // Геология нефти и газа. – 1967. – № 3. – С. 12-14. 28. Русанов, А. И. О влиянии размера пор на адсорбцию [Текст] / А. И. Русанов // Докл. АН СССР. – 1974. – Т. 218. – № 4. – С. 882-885. 29. Ефремов, И. Ф. Периодические коллоидные структуры [Текст] / И. Ф. Ефремов. – Л.: Химия, 1971. – 191 с. 30. Позднышев, Г. Н. Экстракционное разделение нефти на масла, смолы и асфальтены [Текст] / Г. Н. Позднышев и др. // Химия и технология топлив и масел. – 1969. – № 1. – С. 18-22. 31. Мархасин, И. Л. Смачивающая способность некоторых ПАВ нефти [Текст] / И. Л. Мархасин и др. // Физико-химические основы применения и направленного синтеза ПАВ: матер. Всесоюзн. cимпоз. – Ташкент: Фан, 1974. – С. 58-59. 32. Мархасин, И. Л. К вопросу течения нефтей в узких зазорах [Текст] / И. Л. Мархасин и др. // Матер. Республ. науч.-техн. конф. работников нефтегазовой пром-ти Башкирии. – Уфа, 1970. – С. 126-127. 33. Коллоидная химия нефти и нефтепродуктов [Текст] // Сб. матер., посвященных научной деятельности проф. Г. И. Фукса. – М.: Изд-во «Техника», ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. – 96 с. 34. Сергиенко, С. Р. Высокомолекулярные соединения нефти [Текст] / С. Р. Сергиенко. – М.: Химия, 1964. – 541 c. 249 35. Колбановская, А. С. Дорожные битумы [Текст] / А. С. Колбановская и др. – М.: Транспорт, 1979. – 261 с. 36. Хорнеш, Я. Исследование фильтрации асфальтеносодержащих нефтей [Текст] / Я. Хорнеш // Нефтяное хозяйство. – 1966. – № 10. – С. 18-20. 37. Поконова, Ю. В. Химия высокомолекулярных соединений нефти [Текст] / Ю. В. Поконова. – Л.: Химия, 1980. – 181 с. 38. Разработка нефтяных месторождений [Текст] Под / ред. Н. И. Хисамутдинова, Г. 3. Ибрагимова. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – Т. 2: Эксплуатация добывающих и нагнетательных скважин. – 272 с. 39. Pfeifer, J. Asphaltic Bitumen as Colloid System. [Text] / J. Pfeifer // J. Phys. Chem. – 1940. – Vol. 44. – P. 139-149. 40. Jen, J. Structure of Petroleum Asphaltenes and its Signafication [Text] / J. Jen // Energy Source. – 1974. – Vol. 1. – Nо. 4. – P. 447-459. 41. Унгер, Ф. Г. Парамагнетизм нефтяных дисперсных систем и природа асфальтенов [Текст] / Ф. Г. Унгер, Л. Н. Андреева. – Томск: ТФ СО АН СССР, 1987. – Препринт № 12. – 45 с. 42. Доломатов, М. Ю. Физико-химические основы направленного подбора растворителей асфальтосмолистых веществ [Текст] / М. Ю. Доломатов, А. Г. Телин и др. – М.: ЦНИИТЭнефтемаш, 1991. – 47 с. 43. Доломатов, М. Ю. Применение электронной спектроскопии в физикохимии многокомпонентных стохастических смесей и сложных молекулярных систем [Текст] / М. Ю. Доломатов. – Уфа: ЦНТИ, 1989. – 47 с. 44. Девликамов, В. В. Аномальные нефти [Текст] / В. В. Девликамов и др. – М.: Недра, 1975. – 165 с. 45. Михайлов, Н. Ф. О структурно-механических свойствах дисперсных и высокомолекулярных систем [Текст] / Н. Ф. Михайлов, П. А. Ребиндер // Коллоидный журнал. – 1955. – Т. 17. – Вып. 2. – С. 107-119. 46. Девликамов, В. В. Влияние градиента давления на вытеснение нефти с аномальными свойствами [Текст] / В. В. Девликамов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 3. – С. 48-50. 47. Гавура, А. В. Основные итоги и перспективы освоения Самотлорского месторождения [Текст] / А. В. Гавура, Е. А. Горобец и др. // Новые 250 ресурсосберегающие технологии недропользования и повышения нефтеотдачи. – М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2006. – С. 129-136. 48. Ревенко, В. М. Проблемы и перспективы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения [Текст] / В. М. Ревенко, Л. С. Бриллиант, И. В. Шпуров // Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений. Состояние, проблемы и пути их решения: матер. совещания (Альметьевск, 1995 г.). – М.: ВНИИОНГ, 1995. – С. 308-323. 49. Байгазин, Р. Р. Особенности проектирования разработки месторождений на поздней стадии (на примере Самотлорского месторождения) [Текст] / Р. Р. Байгазин, Е. В. Кирьянова // Матер. VI конф. молодых специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с использованием участков недр на территории ХМАО-Югра. – Уфа: «Монография», 2006. – С. 159-163. 50. Уточненный проект разработки Самотлорского месторождения [Текст] / Компания «ПетроАльянс Сервисис Компани Лимитед», ЗАО «Тюменский нефтяной научный центр», ОАО «Центральная геофизическая экспедиция», ОАО «НижневартовскНИПИнефть». – Москва-Тюмень, 2005. XIV томов. 51. Канзафаров, Ф. Я. Анализ эффективности методов увеличения пластов на Самотлорском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: матер. 6-ой научн.-техн. конф. и выст. РГУНГ им. И.М. Губкина, 2005 г. – М., 2005. – С. 113-114. 52. Канзафаров, Ф. Я. Анализ методов повышения нефтеотдачи на Самотлорском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, В. Н. Миргородский // Вопросы оптимизации разработки и повышения нефтеотдачи месторождений ОАО «Газпромнефть»: матер. научн.-практ. конф. – Ноябрьск, 2006. – С. 63-67. 53. Усов, С. В. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами [Текст] / С. В. Усов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 7. – С. 41-43. 251 54. Хисамов, H. С. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием [Текст] / H. С. Хисамов, А. А. Газизов, А. Ш. Газизов. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003. – 568 с. 55. Соркин, А. Я. Технология регулирования профилей приемистости водонагнетательных скважин полимерными суспензиями [Текст]: автореф. … канд. техн. наук: 05.15.06: защищена 03.12.1999 / Соркин Александр Яковлевич. М., 1999. – 25 с. 56. Разработать технологию применения полимердисперсных систем (ПДС) для повышения нефтеотдачи заводненных полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири (заключительный) [Текст]: отчет о НИР / рук. Газизов А. Ш., Е 86.4968 89. Казань, 1987. – 252 c. 57. Временная инструкция по применению полимердисперсной системы для повышения нефтеотдачи заводненных полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири [Текст] / А. Ш. Газизов и др.; НПО «Союзнефтепромхим». Казань, 1987. – 44 с. 58. РД 39-5765678-259-88Р. Руководство по технологии применения полимердисперсной системы для повышения нефтеотдачи заводненных полимиктовых пластов месторождений Западной Сибири [Текст] / А. С. Трофимов, А. Ш. Газизов и др.; Главтюменнефтегаз. 1988. – 48 с. 59. Пат. 2167280 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/22. Способ разработки неоднородной залежи углеводородов [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Андреева «НижневартовскНИПИнефть», Н. Н.и др.; патентообладатель заявитель Ф. Я. ДЗАО Канзафаров. – № 99116770/03; заявл. 06.08.1999; опубл. 20.05.2001, Бюл. № 14. 60. Технологический регламент по технологии регулирования процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией (ОПК) [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: НВНИПИнефть, ОАО «Нижневартовскнефтегаз», 1999. – 12 с. 61. Канзафаров, Ф. Я. Регулирование процесса заводнения осадкообразующей полимерной композицией объекта АВ4-5 Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Ю. С. Юй-Де-Мин, А. Г. Ефремов // Химия нефти и газа: матер. IV Междунар. конф. – Томск, 2000. – Т. 1. – 252 С. 506-509. 62. Канзафаров, Ф. Я. Выравнивание неоднородности продуктивности пластов ОПК [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. Н. Андреева, А. В. Берман // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Пятой научн.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 2002. – С. 64-66. 63. Канзафаров, Ф. Я. Применение ОПК для повышения коэффициента охвата неоднородных пластов [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. Н. Андреева, А. А. Суслов // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: матер. 5-ой научн.-техн. конф. и выст. РГУНГ им. И. М. Губкина, 2003 г. – М., 2003. – С. 90. 64. Ступоченко, В. Е. Научное обоснование методов интенсификации разработки глиносодержащих коллекторов и усовершенствованных полимерных технологий с целью повышения нефтеотдачи пласта [Текст]: дис. … д-ра техн. наук: 25.00.17: защищена 18.05.2001 / Ступоченко Владимир Евгеньевич – М., 2001. – 50 с. 65. Ибрагимов, Л. Х. Интенсификация добычи нефти [Текст] / Л. Х. Ибрагимов, И. Т. Мищенко, Д. К. Челоянц. – М.: Наука, 2000. – 414 с. 66. Верес, С. П. Фильтрационные свойства юрских продуктивных отложений и эффективность ОПЗ [Текст] / С. П. Верес и др. // Нефтепромысловое дело. – 1996. – № 5. – С. 7-12. 67. РД-39-0147035-209-87. Методическое руководство по определению технологической эффективности гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов [Текст]. – Москва, 1987. – 52 с. 68. Булатов, А. И. Теория и практика заканчивания скважин [Текст] / А. И. Булатов и др. – М.: Недра, 1998. – Т. 5. – 375 c. 69. Потапов, Г. А. Оценка эффективности воздействия мощного низкочастотного акустического излучения на призабойную зону и повышение нефтеотдачи пластов [Текст] / Г. А. Потапов, В. М. Правдухин // Матер. I конф. молодых специалистов нефтяной отрасли ХМАО. – Нижневартовск, 2000. – С. 125-137. 70. Ольховская, В. А. Корреляция свойств извлекаемой нефти с особенностями поведения пластовых систем [Текст] / В. А. Ольховская, 253 Л. Н. Баландин, Ю. П. Борисевич, Г. З. Краснова // Нефтепромысловое дело. – 2008 . – № 9. – С. 21-29. 71. Шейх-Али, Д. М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений [Текст] / Д. М. Шейх-Али. – Уфа: БашНИПИнефть, 2001. – 140 c. 72. Хазнаферов, А. И. Исследование пластовых нефтей [Текст] / А. И. Хазнаферов. – М.: Недра, 1987. – 116 с. 73. Титов, В. И. Изменение состава пластовых нефтей при разработке месторождений (Обзор) [Текст] / В. И. Титов, С. А. Жданов // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 8. – С. 26-28. 74. Березин, В. М. Неподвижная окисленная нефть в продуктивных пластах месторождений Башкирии [Текст] / В. М. Березин, В. В. Гизатуллина, В. С. Ярыгина // Тектоника и нефтегазоносность Башкирии. – Уфа: УфНИИ, 1983. – С. 43-50. 75. Абрамович, М. В. Изменение свойств нефти в нефтеносном пласте в связи с условиями его залегания [Текст] / М. В. Абрамович // Тр. Геол. института Азерб. фил. АН СССР. – 1939. – Т. 19. – С. 3-37. 76. Гальперн, Г. Д. Об изменчивости нефти Ишимбая [Текст] / Г. Д. Гальперн // ДАН СССР. – Т. 40. – 1943. – С. 1-4. 77. Котина, А. К. Материалы по изучению нефтей Волго-Уральской области [Текст] / А. К. Котина // Об условиях образования нефти ВолгоУральской области: Тр. ВНИГРИ. – 1955. – Вып. 82. – С. 147-164. 78. Пьянков, Н. А. О закономерностях изменения свойств нефтей Прикамья [Текст] / Н. А. Пьянков // Нефтяное хозяйство. – 1956. – № 10. – С. 41-45. 79. Суханкин, Е. И. Результаты исследований пластовых нефтей Башкирии [Текст] / Е. И. Суханкин // Вопросы разработки нефтяных месторождений: тр. УфНИИ. – Уфа, 1957. – Вып. 2. – С. 78-116. 80. Желонкин, А. И. Основные физические параметры пластовой нефти и воды по пласту Д1 Туймазинского нефтяного месторождения [Текст] / А. И. Желонкин, И. П. Николаев // Нефтяное хозяйство. – 1958. – № 3. – С. 42-45. 81. Саттаров, М. М. Состояние и перспективы разработки Арланского 254 нефтяного месторождения [Текст] / М. М. Саттаров и др. // Вопросы увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки нефтяных месторождений Башкирии: тр. УфНИИ. – Уфа, 1965. – Вып. 14. – С. 86-105. 82. Суханкин, Е. И. Пластовые нефти угленосной свиты нижнего карбона Башкирии [Текст] / Е. И. Суханкин и др. // Геология, разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: тр. УфНИИ. – Вып. 9-10. – Уфа, 1963. – С. 203-231. 83. Ярышев, Г. М. Физико-химические свойства и состав нефти и газа основных месторождений Западной Сибири [Текст]: Обзор. информ. / Г. М. Ярышев, В. И. Шилов и др. – М.: ВНИИОЭНГ, 1979. – 59 с. 84. Гаджи-Касумов, А. С. Газонефтепромысловая геохимия [Текст] / А. С. Гаджи-Касумов, А. А. Карцев. – М.: Недра, 1975. – 128 с. 85. Руденко, Л. А. Закономерности изменения состава и физикохимических свойств нефти месторождений ишимбайского типа по высоте нефтеносного этажа [Текст] / Л. А. Руденко, Р. М. Сокова // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИЭОНГ, 1966. – № 4. – С. 8-10. 86. Гаджи-Касумов, А. С. Нефтепромысловая геохимия [Текст] / А. С. Гаджи-Касумов, А. А. Карцев. – М.: Недра, 1964. – 150 с. 87. Валитов, Н. Б. Особенности изменения нефтей Ромашкинского месторождения в процессе эксплуатации [Текст] / Н. Б. Валитов, С. Х. Айгистова // Нефтяное хозяйство. – 1968. – № 8. – С. 45-47. 88. Шустеф, И. Н. Изменение свойств пластовых нефтей ЯриноКаменноложского месторождения в процессе его разработки при давлении ниже давления насыщения [Текст] / И. Н. Шустеф, В. А. Томашин // Геология и разработка нефтяных месторождений: тр. Гипровостокнефть, Пермский филиал. – Пермь, 1970. – Вып. 5. – С. 78-82. 89. Белихова, В. Ф. Об изменении плотности нефти в процессе разработки [Текст] / В. Ф. Белихова, В. Г. Лупенко // Геология и разработка нефтяных месторождений на Мангышлаке: тр. СевКавНИПИнефть. – 1978. – С. 34-38. 90. Данилов, В. И. Об изменении нефтей в залежах в процессе их разработки [Текст] / В. И. Данилов и др. // Проблемы освоения нефтяных 255 месторождений с аномальными свойствами: тр. Гипровостокнефть. – 1983. – С. 126-130. 91. Султанов, С. А. Контроль за заводнением нефтяных пластов [Текст] / С. А. Султанов. – М.: Недра, 1974. – 224 с. 92. Лозин, Е. В. Характер обводнения скважин и залежей Шкаповского нефтяного месторождения в поздней стадии разработки [Текст] / Е. В. Лозин // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОНГ, 1972. – № 2. – С. 12-16. 93. Асфандияров, Ф. А. Профилактика биоценозанефтяных пластов и борьба с микробиологической коррозией [Текст] / Ф. А. Асфандияров, И. Г. Кильдибекова, К. Р. Низамов // Нефтяное хозяйство. – 1984. – № 1. – С. 38-41. 94. Ольховская, В. А. Корреляция свойств извлекаемой нефти с особенностями поведения пластовых систем [Текст] / В. А. Ольховская, Л. Н. Баландин, Ю. П. Борисевич, Г. З. Краснова // Нефтепромысловое дело. – 2008. – № 9. – С. 21-29. 95. Ольховская, В. А. Повышение эффективности форсированного отбора жидкости по залежам со средневязкими нефтями на примере месторождений Куйбышевской области [Текст]: дис. … канд. техн. наук: 05.15.06: защищена 14.05.1994 / Ольховская Валерия Александровна. – Самара: СамГТУ, 1994. – 206 с. 96. Девликамов, В. В. Оптические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений [Текст] / В. В. Девликамов, И. Л. Мархасин, Г. А. Бабалян. – М.: Недра, 1970. – 160 с. 97. Мархасин, И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта [Текст] / И. Л. Мархасин. – М.: Недра, 1977. – 215 с. 98. Ревизский, Ю. В. Исследование и обоснование механизма нефтеотдачи пластов с применением физических методов [Текст] / Ю. В. Ревизский, В. П. Дыбленко. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 317 с. 99. Ревизский, Ю. В. О фазовых переходах в остаточной нефти и связанной воде [Текст] / Ю. В. Ревизский, А. С. Шайхлисламова, Н. В. Давиденко, Р. А. Максутов // Нефтяное хозяйство. – 2000. – № 7. – С. 47-50. 100. Сорокин, А. В. Диапазон значений физико-химических свойств проб 256 нефти по залежи на месторождениях Западной Сибири [Текст] / А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин // Вестник недропользователя. – 2008. – № 19. – С. 29-33. 101. Муллагалиева, Л. И. Особенности изменения газового фактора на Трехозерном нефтяном месторождении [Текст] / Л. И. Муллагалиева // Вопросы нефтепромысловой геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. – Тюмень, 1969. – С. 46-48. 102. Сорокин, А. В. Зонально-временное изменение свойств нефтей Северо-Харампурского и Южно-Харампурского месторождений [Текст] / А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, К. В. Ярославцев // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. – Тюмень: СибНИИНП, 1998. – С. 172-179. 103. Петрова, Л. М. Механизм действия потокоотклоняющих технологий [Текст] / Л. М. Петрова, Н. А. Абакумова, Т. Р. Фосс, Г. В. Романов // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 12. – С. 64-67. 104. Канзафаров, Ф. Я. Изменение свойств нефти в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Р. Г. Джабарова // Нефтепромысловое дело. – 2010. – № 4. – С. 4-9. 105. Канзафаров, Ф. Я. Изменение свойств попутного нефтяного газа в процессе эксплуатации Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Нефтяное хозяйство. – 2009. – № 1. – С. 47-49. 106. Быкова, Н. Е. Справочник по нефтепромысловой геологии [Текст] / Н. Е. Быкова и др. – М.: Недра, 1981. – 525 с. 107. Мамуна, В. Н. Экспериментальное исследование пластовых нефтей [Текст] / В. Н. Мамуна и др. – М.: ГОСИНТИ, 1960. – 143 с. 108. Абдулин, Ф. С. Повышение производительности скважин [Текст] / Ф. С. Абдулин. – М.: Недра, 1975. – 262 с. 109. Амиян, В. А. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов [Текст] / В. А. Амиян и др. – М.: Недра, 1980. – 384 с. 110. Сидоровский, В. А. Опробование методов воздействия на пласт в Западной Сибири [Текст] / В. А. Сидоровский, Ю. Б. Фаин // Проблемы нефти и газа Тюмени: научн.-техн. сб. – Тюмень, 1969. – С. 51-56. 257 111. Блажевич, В. А. Исследование притока и поглощения жидкости по мощности пласта [Текст] / В. А. Блажевич и др. – М.: Недра, 1969. – 135 с. 112. Глинский, Б. И. Оценка неоднородности пластов по данным исследования глубинными расходомерами [Текст] / Б. И. Глинский // Нефтепромысловое дело. – 1970. – № 7. – С. 16-18. 113. Блажевич, В. А. Исследования по изучению характера движения жидкости в продуктивном пласте [Текст] / В. А. Блажевич, А. А. Глазков // Нефтепромысловое дело. – 1964. – № 2. – С. 3-12. 114. Клубова, Т. Т. Влияние глинистых примесей на коллекторские свойства песчано-алевролитовых пород [Текст] / Т. Т. Клубова. – М.: Недра, 1970. – 122 с. 115. Ованесов, Г. П. Совершенствование разработки нефтяных месторождений [Текст] / Г. П. Ованесов и др. – М.: Недра, 1973. – 193 с. 116. Городнов, В. Д. Физико-химические методы предупреждения осложнений в бурении [Текст] / В. Д. Городнов. – М.: Недра, 1977. – 280 с. 117. Сидоровский, В. А. Вскрытие пластов и повышение продуктивности скважин [Текст] / В. А. Сидоровский. – М.: Недра, 1978. – 256 с. 118. Духневич, Л. Н. Разработка и исследование методов снижения технологических потерь при подготовке нефти к транспорту [Текст]: автореф. … канд. техн. наук: 25.00.17: защищена 14.11.2009 / Духневич Леонид Николаевич. – Тюмень, 2009. – 25 c. 119. Мархасин, И. Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта [Текст] / И. Л. Мархасин. – М.: Недра, 1977. – 215 с. 120. Березин, В. М. Адсорбция продуктивными породами асфальтенов и смол из нефтей [Текст] / В. М. Березин и др. // Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 5. – С. 15-17. 121. Аширов, К. Б. О возможных путях снижения неблагоприятного воздействия асфальтенов нефтей на разработку нефтяных залежей [Текст] / К. Б. Аширов / Гипровостокнефть. – М.: Недра, 1965. – Вып. 10. – С. 23-29. 122. Юркевич, И. А. Сравнительное изучение высокомолекулярной части нефтей и битумов [Текст] / И. А. Юркевич, Е. Р. Разумова. – М.: Наука, 1981. – 159 с. 258 123. Абдулин, Ф. С. Отложения твердой фазы углеводородов в призабойной зоне пласта при термообработке скважин [Текст] / Ф. С. Абдулин и др. // Нефтепромысловое дело. – 1971. – № 9. – С. 50-53. 124. Огай, Е. К. Температурные изменения при закачке холодной воды на месторождении Узень [Текст] / Е. К. Огай, З. В. Лысенко // Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 9. – С. 11-13. 125. Вахитов, Г. Г. Новые результаты изучения температурного режима горизонта Д-1 Ромашкинского нефтяного месторождения в процессе разработки [Текст] / Г. Г. Вахитов и др. // Тр. ТатНИИ. – Казань, 1971. – Вып.18. – С. 129-144. 126. Мирзаджанзаде, А. Х. Изучение температуры допустимого охлаждения пластовой нефти [Текст] / А. Х. Мирзаджанзаде и др. // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 7. – С. 57-59. 127. Требин, Г. Ф. Определение условий выпадения парафина в пластах при разработке нефтяных месторождений [Текст] / Г. Ф. Требин и др. // Исследования в области разработки нефтяных месторождений и гидродинамики пласта / Тр. ВНИИнефть. – М., 1974. – Вып. 49. – С. 39-49. 128. Мелик-Пашаев, В. С. Геохимические изменения в нефтяных залежах в процессе их разработки [Текст] / В. С. Мелик-Пашаев. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – 43 с. 129. Булина, И. Г. Об особенностях методики исследований реологических свойств парафинистых нефтей [Текст] / И. Г. Булина и др. // Нефтяное хозяйство. – 1976. – № 3. – С. 44-45. 130. Мирзаджанзаде, А. Х. Особенности эксплуатации месторождений аномальных нефтей [Текст] / А.Х. Мирзаджанзаде и др. – М.: Недра, 1972. – 198 с. 131. Басарыгин, Ю. М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации [Текст]: справ. пособие: В 6 т. / Ю. М. Басарыгин, В. Ф. Будников, А. И. Булатов. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003. – Т. 5. – 431 с. 132. Межлумов, А. О. Использование аэрированных жидкостей при проводке скважин [Текст] / А.О. Межлумов. – М.: Недра, 1976. – 242 c. 133. Амиян, В. А. Возможность образования эмульсии в призабойной зоне 259 [Текст] / В. А. Амиян // Нефтепромысловое дело. – 1959. – № 11. – С. 18-21. 134. Ревизский, Ю. В. Особенности взаимодействия ингибиторов соле- и парафиноотложений при их совместной закачке в пласт [Текст] / Ю. В. Ревизский и др. // Нефтепромысловое дело. – 1982. – № 12. – С. 11-12. 135. Кузнецова, Т. А. Действие бактерицидов на сульфатвосстанавливающие бактерии [Текст] / Т. А. Кузнецова и др. // Нефтепромысловое дело. – 1980. – № 1. – С. 32-34. 136. Хазипов, Р. З. Микробиологическое обследование закачиваемых и извлекаемых вод [Текст] / Р. З. Хазипов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1982. – № 5. – С. 61-63. 137. Канзафаров, Ф. Я. Применение новых реагентов при вскрытии и глушении нефтяных скважин [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Башкирский химический журнал. – 1996. – Т. 3. – Вып. 5-6. – С. 61-67. 138. Орлов, Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче [Текст] / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. И. Глущенко. – М.: Недра, 1991. – 224 с. 139. Булатов, А. И. Теория и практика заканчивания скважин [Текст] / А. И. Булатов и др. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. – Т. 5. – 375 c. 140. Пат. 2016041 Российская Федерация, 5МПК С 09 К 7/06. Буровой раствор на углеводородной основе [Текст] / Канзафаров Ф. Я.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. промсти. – № 4929267/03; заявл. 22.04.1991; опубл. 15.07.1994, бюл. № 46. 141. Пат. 2087691 Российская Федерация, 6МПК Е 21 В 43/25. Жидкостьпесконоситель для гидроразрыва пласта [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Мамаев А. А. и др.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – № 4821169/03; заявл. 05.03.90; опубл. 20.08.97, бюл. № 23. 142. Сафиуллин, М. Н. Строительство нефтяных скважин в Западной Сибири [Текст] / М. Н. Сафиуллин, В. И. Белов, П. В. Емельянов. – М.: ВНИИОЭНГ, 1987. – 57 c. 143. Пат. № 1613476 Российская Федерация, 5МПК С 09 К7/06, Е 21 В 33/138. Загущенная жидкость [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т 260 нефт. пром-сти. – № 4347689/24-03; заявл. 04.11.87; опубл. 15.12.90, бюл. № 46. 144. Канзафаров, Ф. Я. Загущенная жидкость на основе алюмоорганических соединений для вскрытия продуктивных пластов [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, С. Г. Канзафарова // Вскрытие нефтегазовых пластов и освоение скважин: тез. докл. Второй Всесоюзн. научн.-техн. конф. – М., 1988. – С. 61-62. 145. Канзафаров, Ф. Я. Водоизоляционные работы с применением загущенных жидкостей [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, Канзафарова // Технология эксплуатации нефтяных С. Г. месторождений и строительство наклонно направленных скважин Нижневартовска: сб. научн. тр. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – С. 49-55. 146. Орлов, Г. А. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче [Текст] / Г. А. Орлов, М. Ш. Кендис, В. И. Глущенко. – М.: Недра, 1991. – 224 с. 147. Пат. № 2047745 Российская Федерация, 6МПК Е 21 В 43/12, С 09 К 7/06. Способ глушения скважин [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Балыков Н. Т., Канзафарова С. Г.; заявитель и патентообладатель Ф. Я. Канзафаров. – № 5048723/03; заявл. 27.01.92; опубл. 10.11.95, бюл. № 31. 148. Инструкция по приготовлению гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР) [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: СП «Ваньеганнефть», 1998. – 13 с. 149. Инструкция по применению гидрофобно-эмульсионных растворов (ГЭР) для глушения нефтяных скважин [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: СП «Ваньеганнефть», 1998. – 8 c. 150. Применение растворов полиакриламида для ограничения притока вод в нефтяные скважины [Текст]: обз. инф. / Сер. «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1976. – 100 с. 151. Пат. № 1578313 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Шумейко И. С.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – № 4434038/2403; заявл. 25.04.88; опубл. 15.07.90, бюл. № 26. 152. Пат. № 1710700 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 33/138. Состав 261 для изоляции пластов [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. промсти. – № 4753007/03; заявл. 27.10.89; опубл. 07.02.92, бюл. № 5. 153. А.с. 1802083 СССР, 5МКИ Е 21 В 33/138. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Шаповалов В. Д. (СССР). – № 4886240/03; заявл. 29.11.90; опубл. 15.03.93, бюл. № 10. 154. Пат. 1663182 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 33/138, 43/32. Состав для изоляции водопритока в скважину [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Шумейко И. С.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – № 4669265/03; заявл. 30.03.89; опубл. 15.07.91, бюл. № 26. 155. Мартос, В. Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности [Текст] / В. Н. Мартос. – М.: ВНИИОЭНГ, 1974. – 97 с. 156. Методы селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах и перспективы их применения на месторождениях Западной Сибири [Текст]: обз. инф. / Сер. «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1987. – Вып. 1 (130). – 130 с. 157. Инструкция по применению составов для водоизоляции скважин [Текст]: СТП 39-5753484-069-89 / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: Нижневартовскнефтегаз, 1989. – 55 с. 158. Канзафаров, Ф. Я. Составы для изоляции пластовых вод [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова и др. // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 2. – С. 20-22. 159. Пат. 2169835 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/22. Способ разработки залежи высоковязкой нефти [Текст] / Леонов В. А., Канзафаров Ф. Я., Донков П. В. и др.; заявитель и патентообладатель ООО «Олдтаймер». – № 99116769/03; заявл. 06.081999; опубл. 27.06.2001. 160. Канзафаров, Ф. Я. Технологии вытеснения вязких нефтей, используемые при разработке залежей покурской свиты Ваньеганского месторождения [Текст] / П. В. Донков, В. А. Ленов, Ф. Я. Канзафаров // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Второй научн.-практ. 262 конф. – Ханты-Мансийск, 1998. – С. 347-350. 161. Пат. 2244111 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В43/22, 43/27. Способ разработки призабойной зоны низкопроницаемых коллекторов [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Галлямов К. К. и др.; заявитель и патентообладатель Ф.Я.Канзафаров, ООО Научно-исслед. институт «СибГеоТех». – № 2003126277/03; заявл. 27.08.2003; опубл. 10.01.2005, бюл. № 1. 162. Канзафаров, Ф. Я. Интенсификация нефтепритока из низкопроницаемых коллекторов производными органических кислот [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А.Н. Пазин, С. Н. Тен и др. // Интенсификация добычи нефти: тр. II Междунар. научн.-практ. конф. – Томск: ТПУ, 2006. – С. 221-224. 163. Канзафаров, Ф. Я. Интенсификация добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов Нивагальского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Пазин, Н. А. Черепанов // Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности: сб. докл. Второй научн.-практ. конф. – Когалым: ООО «КогалымНИПИнефть», 2006. – С. 47. 164. Пат. 2270913 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/22. Способ обработки призабойной зоны скважины [Текст] / Апасов Т. К., Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А.и др.; заявитель и патентообладатель Т. К. Апасов. – № 2004116889; заявл. 03.06.2004; опубл. 01.01.2000. 165. Леонов, В. А. Разукрупнение объектов разработки как метод повышения нефтеотдачи [Текст] / В. А. Леонов // Вестник недропользователя. – 2007. – № 18. – С. 32-33. 166. Пат. 2064958 Российская Федерация, 6МПК С09К7/08. Пенообразующий состав для освоения скважин [Текст] / Иванов В. А., Шумейко И. С., Канзафаров Ф. Я. и др.; заявитель и патентообладатель В. А. Иванов. – № 5068212/03; заявл. 06.08.92; опубл. 10.08.96, бюл. № 22. 167. Пат. 2029858 Российская Федерация, 6МПК Е21В43/25. Пенообразующий состав для освоения скважин [Текст] / Иванов В. А., Канзафаров Ф. Я., Васильев А. С. и др.; заявитель и патентообладатель В. А. Иванов. – № 5038306/03; заявл. 23.06.91; опубл. 27.02.95, бюл. № 6. 168. Кащавцев, В. Е. Солеобразование при добыче нефти [Текст] / 263 В. Е. Кащавцев, И. Т. Мищенко. – М.: Орбита-М, 2004. – 432 с. 169. Ким, В. К. Особенности выпадения солей в скважинах Самотлорского месторождения [Текст] / В. К. Ким, Ф. Н. Маричев, С. Ф. Люшин // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 8. – С. 34-36. 170. Канзафаров, Ф. Я. Лабораторное тестирование новых ингибиторов солеотложений для месторождений ТНК-ВР [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Инженерная практика. – 2011. – Спецвыпуск. – C. 28-36. 171. Канзафаров, Ф. Я. Особенности формирования твердых отложений в скважинном оборудовании на Верх-Тарском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Р. Г. Джабарова, А. Н. Ермолаев и др. // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 72-74. 172. Канзафаров, Ф. Я. Анализ причин образования твердых отложений в скважинном оборудовании [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Ермолаев, В. А. Градов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Девятой научн.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 2006. – С. 439-443. 173. Канзафаров, Ф. Я. Гидрохимическое прогнозирование солеотложений на Кальчинском месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, О. Е. Гамолин, Ю. А. Кобка // Химия нефти и газа: матер. VI Междунар. конф. – Томск, 2006. – Т. 1. – С. 301-304. 174. Канзафаров, Ф. Я. Исследование процесса солеобразования в скважинах Кальчинского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Ю. А. Кобка, О. Е. Гамолин // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: матер. 7-ой научн.-техн. конф. – М.: РГУ нефти и газа им. А.М. Губкина, 2007. – С.112-113. 175. Гамолин, О. Е. Комплексный подход к решению проблем солеотложения в скважинах Кальчинского месторождения [Текст] / О. Е. Гаолин, Ф. Я. Канзафаров // Матер. VII конф. специалистов организаций, осуществляющих виды деятельности, связанные с пользованием участками недр на территории ХМАО-Югры. – Ханты-Мансийск, 2007. – С. 223-226. 176. Технологический солеотложений ХПКС-004 регламент (ПС) для по применению защиты УЭЦН ингибитора Верх-Тарского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: ОАО 264 «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Новосибирскнефтегаз», 2005. – 11 с. 177. Технологический регламент на процесс ингибиторной защиты скважинного оборудования от солеотложений Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «ТНК-Нижневартовск», 2007. – 40 с. 178. Технологический регламент на процессы защиты скважинного оборудования от АСПО для СНГДУ-2 [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др. – Нижневартовск: ОАО «НижневартовскНИПИнефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», 2008. – 70 с. 179. Пат. 1562432 Российская Федерация, 5МПК Е 21 В 37/00. Состав для борьбы с асфальтосмолопарафиновыми отложениями [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Ганиева Л. М., Нам Н. К.и др.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – № 4347705/2303; заявл. 04.11.87; опубл. 07.05.90, бюл. № 17. 180. ТУ 38.602-22-38-92. Ингибитор парафиноотложений «Пирс» [Текст] / ПО «Салаватнефтеоргсинтез». – Салават, 1992. – 8 с. 181. СТП 5789717-10-93. Инструкция по применению ингибитора парафиноотложений «Пирс» [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др.; ПО «Нижневартовскнефтегаз». – Нижневартовск, 1993. – 8 с. 182. Канзафаров, парафиноотложений Ф. ТПС Я. на Результаты Тагринском испытаний ингибитора месторождении [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Технология эксплуатации нефтяных месторождений и строительство наклонно направленных скважин Нижневартовска: сб. научн. тр. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – С. 55-57. 183. Канзафаров, Ф. Я. Состав на основе ТПС для борьбы с АСПО [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А.С. Васильев // Химические методы защиты нефтепромыслового оборудования от органических и неорганических отложений: сб. тез. докл. – Казань, 1990. – С. 4-5. 184. Канзафаров, Ф. Я. Предотвращение АСПО в скважинах ингибитором на основе ТПС [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, Л. М. Ганиева // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 3. – С. 31-32. 185. Пат. 2135742 Российская Федерация, 6МПК Е 21 В 37/00, 37/06, 265 43/22. Состав для предотвращения гидратопарафиновых отложений [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Леонов В. А., Егорин О. А. и др.; заявители и патентообладатели ООО «Олдтаймер», НТП «Нефтегазтехнология». – № 97120799/03; заявл. 11.12.97; опубл. 27.08.99, бюл. № 24. 186. Пат. 2264530 Российская Федерация, 7МПК Е 21 В 43/00, 37/06, 41/02. Способ периодической подачи химреагентов в обрабатываемый объект [Текст] / Ровкин С. Н., Канзафаров Ф. Я., Завьялов В. В.и др.; заявитель и патентообладатель ОАО «Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности». – № 2004101998/03; заявл. 22.01.2004; опубл. 10.07.2005, бюл. № 32. 187. Ширеев, А. И. Основные факторы, влияющие на повышение устойчивости эмульсий на поздней стадии разработки месторождений [Текст] / А. И. Ширеев, В. П. Тронов и др. // Нефтяное хозяйство. – 1998. – № 12. – С. 20-21. 188. Канзафаров, Ф. Я. О влиянии химреагентов, применяемых в нефтедобыче, на подготовку нефти Самотлорского месторождения [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова и др. // Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири: сб. научн. тр. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – С. 80-83. 189. Канзафаров, Ф. Я. Влияние содержимого шламового амбара на подготовку нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Н. Перепелкина // Нефть и газ Западной Сибири: матер. Междунар. научн.-техн. конф. – Тюмень, 2005. – Т. 1. – С. 85-86. 190. Антипин, Ю. В. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти [Текст] / Ю. В. Антипин и др. – Уфа, 1987. – С. 82-103. 191. Мансуров, Р. И. Подготовка ловушечных нефтей [Текст]: обз. инф. / Р. И. Мансуров и др. / Сер. «Нефтепромысловое дело». – М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – Вып. 4 (93). – 35 c. 192. Позднышев, Г. Н. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий [Текст] / Г. Н. Позднышев. – М.: Недра, 1982. – 222 с. 193. Шипигузов, Л. М. О разрушении промежуточного слоя в отстойниках на Каменноложской УППН [Текст] / Л. М. Шипигузов // Нефтепромысловое дело. – 1979. – № 4. – С. 25-27. 266 194. Мансуров, Р. И. О влиянии механических примесей на прочность межфазных пленок на границе вода – масло [Текст] / Р. И. Мансуров, Е. З. Ильясова // Нефтяное хозяйство. – 1983. – № 7. – С. 53-54. 195. Канзафаров, Ф. Я. Анализ причин нарушений подготовки нефти на комплексно-сборном пункте [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Надежность. Транспорт. Экономика: сб. научн. тр. / НВФ ТГНГУ. – 2006. – Вып. 1. – С. 237-242. 196. Пат. 2017792 Российская Федерация, 5МПК C 10 G 33/04. Способ разрушения промежуточного эмульсионного слоя [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Васильев А. С., Фархутдинов Д. В. и др.; заявитель и патентообладатель Нижневартовский научн.-иссл. и проект. ин-т нефт. пром-сти. – № 4910217/04; заявл. 12.02.91; опубл. 15.08.94, бюл. № 15. 197. Канзафаров, Ф. Я. Технология предупреждения и разрушения стойких эмульсий в процессе подготовки нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. С. Васильев, С. Г. Канзафарова и др. // Серия «Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений». – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – Вып. 6. – С. 50-54. 198. СТП 39-5753484-080-90. Инструкция по технологии предотвращения отрицательного влияния химреагентов на подготовку нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров и др.; ПО «Нижневартовскнефтегаз». – Нижневартовск, 1990. – 13 с. 199. Канзафаров, Ф. Я. Об эффективности новых деэмульгаторов фирмы БАСФ [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, А. Я Игнатов, С. Г. Канзафарова // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – № 1. – С. 34. 200. Канзафаров, Ф. Я. Деэмульгирующая способность реапона-1-1 и 1м (ск) на самотлорских нефтях [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. В. Сычкова // Разработка и применение новых отечественных деэмульгаторов: тез. докл. – Казань, 1991. – С. 23-24. 201. Канзафаров, Ф. Я. О распределении деэмульгаторов в водонефтяном потоке на объектах подготовки нефти [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. В. Сычкова, С. Г. Канзафарова и др. // Эксплуатация нефтяных месторождений Западной Сибири: сб. научн. тр. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – С. 76-80. 267 202. Канзафаров, Ф. Я. Влияние обводненности нефти на распределение деэмульгатора в водонефтяном потоке [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, Н. В. Сычкова, С. Г. Канзафарова и др. // Нефтяное хозяйство. – 1992. – № 6. – С. 30-31. 203. Пат. 71976 Российская Федерация, 7МПК С 02 F 1/48. Устройство для удаления ферромагнитных частиц из потока жидкости или газа [Текст] / Шайдаков В. В., Мусаев М. В., Канзафаров Ф. Я. и др.; заявители и патентообладатели ООО «Инжиниринговая компания «ИНКОМПНЕФТЬ», ОАО «НижневартовскНИПИнефть». – № 2007146540/22; заявл. 12.12.2007; опубл. 27.03.2008, бюл. № 9. 204. Пат. 2239177 Российская Федерация, 7МПК G 01 N 21/78, 21/91, C 10 G 33/08. Способ определения источников образования стойких водонефтяных эмульсий [Текст] / Канзафаров Ф. Я., Канзафарова С. Г., Клементьев И. А. и др.; заявитель и патентообладатель ДЗАО «НижневартовскНИПИнефть». – № 2003118802/04; заявл. 23.06.2003; опубл. 27.10.2004, бюл. № 30. 205. Канзафаров, Ф. Я. Определение источников образования стойких эмульсий индикаторным методом [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, С. Г. Канзафарова, О. П. Нестеров и др. // Нефтепромысловое дело. – М.: ВНИИОЭНГ, 2004. – № 10. – С. 15-18. 206. Канзафаров, Ф. Я. Индикаторные исследования по определению источников образования стойких эмульсий [Текст] / Ф. Я. Канзафаров // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО: матер. Седьмой научн.-практ. конф. – Ханты-Мансийск, 2004. – С. 203-207. 207. Шакриашмов, А. Г. Повышение надежности эксплуатационной колонны в условиях солеотложения и коррозии [Текст] / А. Г. Шакриашмов и др. // Нефтяное хозяйство. – 2007. – № 8. – С. 129-131. 208. Гарифуллин, Ф. С. Предупреждение образования комплексных сульфидсодержащих осадков в добыче обводненной нефти [Текст] / Ф. С. Гарифуллин. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. – 267 с. 209. Каюмов, М. Ш. Повышение надежности эксплуатации нефтепромысловых объектов НГДУ Джалильнефть [Текст] / М. Ш. Каюмов и др. // Нефтепромысловое дело. – 2003. – № 12. – С. 107-112. 268 210. Басарыгин, Ю. М. Технологические основы освоения и глушения нефтяных и газовых скважин [Текст] / Ю. М. Басарыгин.– М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2001. – 543 с. 211. Алексеев, Д. Л. Повышение долговечности эксплуатационных колонн при работе и ремонте скважин [Текст]: дис ... канд. техн. наук: 25.00.15: защищена 26.06.2002 / Алексеев Денис Леонидович. – Уфа: УГНТУ, 2002. – 147 с. 212. Мухаметшин, В. Г. Исследование причин и характера нарушения герметичности эксплуатационных колонн добывающих скважин Самотлорского месторождения [Текст] / В. Г. Мухаметшин, В. В. Завьялов, Ф. Я. Канзафаров и др. // Нефтепромысловое дело. – 2013. – № 1. – С. 22-27. 213. Мухаметшин, В. Г. Определение причин и характер нарушения эксплуатационных колонн Самотлорского месторождения для применения превентивных мер [Текст] / В. Г. Мухаметшин, В. В. Завьялов, Ф. Я. Канзафаров и др. // Вестник ЦКР Роснедра. – 2013. – № 2. – С. 18-24. 214. Денисов, П. Ю. Исследование причин повышенной коррозии НКТ на Верх-Тарском месторождении и разработка мероприятий по ее снижению [Текст] / П. Ю. Денисов и др. // Инженерная практика. – 2011. – Спецвыпуск. – С. 37-41. 215. Канзафаров, Ф. Я. Влияние солеотложения на процесс коррозии эксплуатационных колонн добывающих скважин [Текст] / Ф. Я. Канзафаров, В. Г. Махаметшин, В. В. Завьялов и др. // Вестник ЦКР Роснедра. – 2013. – № 2. – С. 12-17.
