УДК:
DOI:

Ограничение притока пластовых вод в эксплуатационных скважинах

Limiting the influx of formation water in production wells

O.G. Timofeev
Lyantorneft NGDU
Surgutneftegas PJSC
Lyantor, Tyumen region, 628449, Russian Federation

При эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки, характеризующейся массовым обводнением пластов, повышается степень неравномерности в выработке и обводнении пластов, а также более часто проявляются все недостатки и изъяны в конструкции скважины. Большинство ремонтно-изоляционных работ (РИР) связано с ликвидацией путей поступления воды в скважины: «чужой» – аварийно-восстановительные, «своей» – технологические. Поэтому иногда решение проблемы РИР подменяется ограничением объема добываемой вместе с нефтью воды. Чаще всего решается задача поиска реагентов для селективного закупоривания обводненных интервалов пласта [1].

During the exploitation of fields at a late stage of development, characterized by massive watering of the formations, the degree of unevenness in the production and watering of the formations increases, and all the shortcomings and flaws in the well design appear more often. Most repair and insulation work (RIW) is associated with the elimination of ways for water to enter wells: “foreign” - emergency restoration, “our own” - technological. Therefore, sometimes the solution to the RIR problem is replaced by limiting the volume of water produced along with oil. Most often, the problem of finding reagents for selective plugging of water-flooded reservoir intervals is solved [1].

В настоящее время значительную часть всех проведенных капитальных ремонтов скважин (КРС) на месторождениях НГДУ «Лянторнефть» занимают РИР, связанные с селективной изоляцией нефтецементными составами (НЦС), они составляют около 65 % от всех проведенных КРС с РИР (рис. 1).
Преимущества НЦС перед водоцементным раствором следующие:
– частичная селективная закупорка пласта, в результате которой этот раствор быстро схватывается в нефтенасыщенной части пласта, а в водонасыщенной твердеет;
– при контакте с водой отфильтровывает углеводородную жидкость, быстро затвердевает и густеет (взаимодействуя с минимальным количеством воды в трещинах пласта, нефтецементный раствор образует прочный цементный камень, сопротивляющийся воздействию перепадов давления в процессе эксплуатации скважины);
– без контакта с водой нефтецементный раствор не схватывается, сохраняет подвижность в течение длительного периода и не отфильтровывает углеводородную жидкость на поверхности пористой среды (вследствие этого он сохраняет свою текучесть, способен проникать в длинные трещины цементного кольца при продавке и вымываться из пласта при освоении скважины).


При поиске решений по применению различных аналогичных НЦС, методов селективной изоляции с возможно большей по времени продолжительностью эффекта с высоким эффектом от РИР в условиях Лянторского месторождения в 2020 году в рамках опытно-­промышленных работ (ОПР) начаты работы по проведению РИР с применением водоизолирующего состава (ВИС) с добавлением каталитической добавки в зону притока пластовых вод в ствол добывающих скважин (рис. 2).
ВИС – кремнийорганический водорастворимый полимер, предназначенный для эффективной водоизоляции притока пластовой воды, поставляемый в пластиковых бочках по 200 л [2].
Технология применения ВИС основана на схеме гидролиза закачиваемых в интервал поступления воды растворов кремнийорганических эфиров и дальнейшей поликонденсации продуктов гидролиза. ВИС отвердевает (рис. 3) под действием как пресной воды, так и высокоминерализованной [3].
Использование органоминерального наполнителя в составе кремнийорганической композиции позволяет обеспечить изоляцию зон аномального поглощения и укрепить интервал призабойной зоны пласта (П3П) путем образования армированной корки на поверхности и увеличить прочность состава.
Каталитический компонент «Добавка для ВИС» (далее – Компонент), взаимодействуя с ионами солей, содержащимися в пластовой воде, вызывает образование осадка и кольматацию пор. Компонент служит для ускорения реакции повышения адгезии ВИС и укрепления изоляционной пачки в ПЗП, поставляется в целлофановых пакетах в бумажной упаковке (мешки по 25 кг).
ВИС обладает следующими преимуществами:
– низкая вязкость (2–1О мПа·с) водных растворов реагента, близкая к вязкости воды, обеспечивает хорошую фильтруемость и селективность проникновения в обводненный участок пласта;
– высокая химическая адгезия к породе обеспечивает высокий изолирующий эффект и способность выдерживать высокие депрессии на пласт (более 20 МПа) [4];
– отверждение под действием воды с образованием однородного твердого тела;
– в нефтенасыщенной среде с остаточной водонасыщенностью коэффициент восстановления проницаемости после прокачки углеводородной жидкостью составляет около 90 %;
– для увеличения прочности композиционного состава используются осадкообразующие компоненты и органоминеральные наполнители;
– устойчивость затвердевшего состава к действию кислот, возможность разрушения состава в щелочной среде.

Концентрация и объем изоляционной пачки на основе ВИС определяется, исходя из эффективной мощности, пористости и неоднородности по проницаемости изолируемого интервала пласта, а также существующих температур.
Эффективная пропорция разбавления ВИС в технической воде составляет 1:3–1:4. Компонент составляет по результатам лабораторных тестирований до 10 % от массы состава, в зависимости от температурных условий пласта.
Рекомендуемый минимальный объем ВИС на одну скважино-операцию – не менее 4 м3 водного раствора, или, исходя из ориентировочного объема, 0,5–1,5 м3 состава на 1 м эффективной мощности пласта.
Расход химических реагентов на 1 м3 готового состава на основе технической воды представлен в табл. 1.
В период с февраля 2020 по декабрь 2021 гг. при производстве КРС в рамках ОПР произведено четыре операции РИР селективной изоляцией ВИС на четырех добывающих скважинах-кандидатах по пластам группы АС.
Технология закачки состояла в следующем:
– закачка основного буфера на основе маловязкой нефти для очистки П3П в объеме 3 м3;
– закачка ВИС, приготовленного в пропорции с технической пресной водой 1:4 и Компонентом, ускоряющим реакцию состава в промытой части пласта при контакте с минерализованной пластовой водой, тем самым, увеличивая селективность смеси (расчет объема рабочей смеси производился представителем организации, поставляющей химреагент (3-4 м3 технической воды и около 1 т ВИС с Компонентом)), приготовление смеси производилось непосредственно перед закачкой в емкости агрегата ЦА-320;
– продавка маловязкой нефти для задавки смеси в интервал перфорации пласта, а также для создания вторичной пористости и восстановления проницаемости продуктивной части пласта, рассчитанный, исходя из объема изоляционной пачки (около 3 м3);
– перепродавка технической водой в объеме насосно-компрессорных труб (6–7 м3);
– ожидание затвердевания смеси (ОЗС) – 24 часа.
Результаты проведенных РИР по скважинам оказались весьма неоднозначны.
При сравнении гидродинамических параметров скважины до и после проведения работ по ограничению притока на первой скважине­-кандидате были получены основные результаты (табл. 2).
Доля притока верхнего пропластка (1,4 м) в объеме основной продукции не изменилась и составила 10 % до и после обработки, но ввиду большей депрессии на пласт при проведении повторных исследований, можно говорить о частичной гидрофобизации при снижении первоначального коэффициента продуктивности (далее – Кпрод) с 0,09 до 0,06 м3/(сут./атм.) – на 29,6 %, ввиду несущественности доли притока и невысокой продуктивности интервала полученные данные Кпрод близки к погрешности. Доля притока второго пропластка (0,8 м) в основном притоке выросла, но ввиду неравнозначности исследований сравнение Кпрод говорит о практически неизменных показателях – 0,27 м3/(сут./атм.) до обработки и 0,26 м3/(сут./атм.) после обработки. Доля притока нижнего пропластка (4,2 м) в общем объеме снизилась существенно (с 60 до 50 %), при этом Кпрод уменьшился с 0,54 до 0,З2 м3/(сут./атм.). Это вызвано как гидрофобизацией, так и частичной полимеризацией коллектора. Общее снижение продуктивности пласта с 0,91
до 0,65 м3/(сут./атм.) (на 28,4 %) произошло, в основном, за счет снижения продуктивности нижнего интервала.
После вывода на режим дебит скважины по жидкости снизился на 56,5 % при увеличении дебита нефти с 1,3 до 3,75 т/сут. Замер скважины на 13 марта 2022 года составил по нефти 1,02 т/сут., при этом дебит скважины и динамический уровень остались на уровне вывода на режим.
На второй скважине-кандидате данные исследований перед РИР показали существенное снижение продуктивности после остановки скважины до значений Кпрод = 0,28 м3/(сут./атм.) (дебит 12,1 м3/сут., депрессия
4З,9 атм.), относительно продуктивности при эксплуатации Кпрод = 1,15 м3/(сут./атм.) (дебит 102 м3/сут., депрессия 89 атм.), вызванное, видимо, частичной кольматацией коллектора и отсутствием сообщения с пластом. На это указывает тот факт, что при определении приемистости скважины на давлении закачки 100 атм., скважина не принимала закачиваемую жидкость и рассматривался вопрос об отмене проведения работ, либо о проведении дополнительных работ по обработке ПЗП.
При достижении давления закачки на колонну 140,8атм. приемистость составила 4–6 м3/ч, что указывает на появление сообщения с пластом и возможность выполнить закачку ВИС. Работы по ограничению водопритока ВИС были проведены 16 марта 2020 года. После ОЗС и нормализации забоя был проведен повторный комплекс исследований по определению профиля притока и источника обводнения, в результате чего выявлено резкое увеличение продуктивности скважины до значений Кпрод = 2 м3/(сут./атм.) (дебит 87,6 м3/сут., депрессия 4З атм.), что существенно выше продуктивности как закольматированного интервала, так и показателей скважины при эксплуатации. Однако после РИР устранить работающую нижнюю, неперфорированную часть пласта не удалось, дополнительно по скважине провели РИР НЦС.
После вывода на режим дебит скважины снизился на 52,8 % при увеличении дебита нефти с 0,9 до 14,З т/сут. Эффект по дебиту нефти оказался непродолжительным и через месяц составил по нефти 2,З т/сут., а по жидкости и динамическому уровню на 1З марта 2022 года роста дебита не произошло.
На третьей скважине-кандидате данные исследований перед РИР показали, что основная часть притока из пласта (90 %) осуществляется по наиболее продуктивному вышележащему пропластку, при этом нижележащие пропластки не работают, либо работают слабо – по 5 % притока. Таким образом, основная задача проведения работ состояла в вовлечении в разработку менее выработанных нижележащих участков пласта и ограничении водопритока вышележащего и более продуктивного пропластка.
После проведения РИР 2 апреля 2021 года по результатам повторного комплекса геофизических исследований (ГИС) получены данные о снижении продуктивности пласта до значений Кпрод = 0,4 м3/(сут/атм.), что говорит об ограничении водопритока в 4 раза – на 75,3 % от первоначальных значений. Это вызвано, в первую очередь, снижением продуктивности вышележащего пропластка, причем, увеличил продуктивность нижележащий пропласток, также вовлечен в работу ранее не функционировавший участок пласта (плюс 10 % от общего объема притока).
После вывода на режим дебит скважины по жидкости снизился на 51,3 % при увеличении дебита нефти с 1 до 4,01 т/сут. Замер скважины на 13 марта 2022 года составил по нефти 1,01 т/сут., при этом дебит скважины вырос на 45,9 %, а динамический уровень остался на уровне вывода на режим.
На заключительном этапе ОПР при КРС на четвертой скважине-кандидате данные исследований перед РИР показали, что основная часть притока из пласта (75 %) осуществляется по наиболее продуктивному нижележащему пропластку, при этом вышележащие интервалы дают 15 и 10 % от общего притока, поэтому для ограничения водопритока основную массу полимера решено было разместить в нижнем интервале пласта. После проведения РИР 29 декабря 2021 года по результатам повторного комплекса ГИС получены данные о достигнутом дебите 24,8 м3/сут. при депрессии существенно выше, чем при первичном исследовании 57,8атм., при этом достигнуто снижение Кпрод до величины
0,4З м3/(сут./атм.). На основании данных исследований можно говорить о снижении продуктивности пласта до значений Кпрод = 0,43 м3/(сут./атм.), что свидетельствует об ограничении водопритока в 1,47 раза ниже первоначальных значений. Это вызвано, в первую очередь, снижением продуктивности среднего и верхнего интервала перфорации, что позволит создать более высокую депрессию при эксплуатации на нижний интервал перфорации.
После вывода на режим дебит скважины по жидкости практически не изменился до проведения РИР при увеличении дебита нефти с 1 до 3,57 т/сут.
Экономический эффект от проведения РИР с применением ВИС, в отличие от РИР НЦС, заключается в отсутствии необходимости проведения перфорации после РИР. При проведении ОПР дополнительно проводился комплекс ГИС для оценки результатов работ, поэтому средняя нормативная продолжительность одного КРС составила 332,12 ч. Без учета комплекса этих работ в составе ремонта средняя продолжительность составит 282,39 ч, что сопоставимо со средней продолжительностью работ по РИР НЦС (289,77 ч).

Выводы
В условиях месторождения НГДУ «Лянторнефть», при сравнении с ремонтно-изоляционными работами нефтецементными составами, имеющими значительно меньшую стоимость применяемых компонентов, применение ВИС на данном этапе разработки месторождения экономически нецелесообразно.
Итоговым результатом проведенных в рамках программы ОПР капитальных ремонтов скважин с применением ВИС на месторождении НГДУ «Лянторнефть» является доказанная технологическая эффективность в качестве изоляции и ограничения водопритока.

Литература

1. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. – М.: Недра, – 1981. – 232 с.
2. ТУ-2458-047-81840845-2016. Технические условия. Водоизолирующий состав, – 2016 год.
3. Обзор инженерных решений: презентационный материал, – 2016.
4. Решение для добычи и КРС. Жидкости глушения. РИР. – Нефтесервисная компания, – 2022.

References

1. Blazhevich V.A., Umrikhina E.N., Umetbaev V.G. Repair and insulation work during the exploitation of oil fields. – Moscow: Nedra Publ., – 1981. – P. 232.
2. TU-2458-047-81840845-2016. Technical conditions. Waterproofing composition, – 2016.
3. Review of engineering solutions: presentation material, – 2016.
4. Solution for production and workover. Killing fluids. RIR. – Oil service company Publ. – 2022.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Тимофеев О.Г.

    Тимофеев О.Г.

    заместитель начальника отдела по текущему и капитальному ремонту скважин НГДУ «Лянторнефть

    НГДУ «Лянторнефть» ПАО «Сургутнефтегаз» г. Лянтор, Тюменская обл., 628449, Российская Федерация

    Просмотров статьи: 584

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru