CC BY
33РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УДК 622.276
Т.К. Апасов, к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Тюменский государственный нефтяной университет (ТюмГНГУ) (Тюмень, Россия), e-mail: [email protected]; Г.Т. Апасов, ассистент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», ТюмГНГУ (Тюмень, Россия), e-mail: [email protected]; А.В. Саранча, к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», ТюмГНГУ (Тюмень, Россия), e-mail: [email protected]
Проведение в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы
Для решения проблем по водогазоизоляции в нефтяных скважинах предлагаются технология и составы на основе быстросхватывающейся тампонажной смеси на основе карбамидоформальдегидной смолы для пластовых температур от 20 до 120 °С. На этой основе разработана технология создания блокирующего экрана для ограничения поступления подошвенных вод композицией из двух составов, полимер-глинисто-кварцевой системы с добавлением щелочи, инертных наполнителей или без них и закрепляющей быстросхватывающейся тампонажной смеси вместо традиционного портландцемента. Предложенная технология и составы практически апробированы на скважинах №36 и №39 Южно-Охтеурского месторождения и рекомендованы для промышленного внедрения. Выполнен обзор современных технологий по интенсификации притока нефти и ограничениям водопритоков. Одним из основных направлений повышения продуктивности скважин на поздней стадии разработки месторождений является разработка и внедрение комплексных технологий интенсификации притока с предварительной изоляцией интервалов водопритоков. Наиболее перспективным при ограничении водопритоков в скважинах является использование полимерных композиций на основе синтетических смол, обладающих рядом преимуществ перед традиционными составами. Рассмотрены теоретические основы разработки рецептуры тампонажного состава, обоснованы методы исследования его свойств. Проведено обоснование оптимальной рецептуры изоляционного состава на основе КФС. Выбор и обоснование компонентов тампонажного состава основаны на анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения полимерных композиций на основе смол, а также на результатах лабораторных исследований.
Ключевые слова: водогазоизоляция, скважина, технология, лабораторные исследования, быстросхватывающаяся там-понажная смесь, карбомидоформальдегидная смола, наполнители, отвердители, полимер-глинисто-кварцевая система, водонепроницаемый блок-экран.
T.K. Apasov, Tyumen State Oil and Gas Univercity (TSOGU) (Tyumen, Russia), Ph.D., associate professor of the department «Development and exploitation of oil and gas fields», e-mail: [email protected]; G.T. Apasov, TSOGU (Tyumen, Russia), teaching assistant of the department «Development and exploitation of oil and gas fields», e-mail: [email protected]; A.V. Sarancha, TSOGU (Tyumen, Russia), Ph.D., Associate professor of the department «Development and exploitation of oil and gas fields», e-mail: [email protected]
Performance of water insulation works in wells on the basis of carbamide formaldehyde resin
To solve the problems of isolating gas and water in the oil wells of the proposed technology and formulations based on Rapid backfill mixture reservoir temperatures from 20 to 120 °C. On this basis, developed a technology for creating locks the screen to limit the inflow of bottom water composition of the two compounds, polymer-clay-silica system with the addition of alkali, excipients or without anchoring and Rapid backfill mixture, instead of the traditional Portland cement. The proposed technology will make practically tested on wells No. 36, 39 South Ohteurskogo deposits and are recommended for industrial implementation. A review of modern technologies for stimulation of oil and reduce water. One of the main ways of increasing the productivity of wells in the late stage of field development is the development and implementation of integrated technology stimulation with pre-insulated water inflows intervals. The most promising for limiting water in wells is the use of polymeric compositions based on synthetic resins having a number of advantages over conventional formulations. The theoretical foundations of formulating grouting composition, sound method of
84
№ 6 июнь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
investigation of its properties. The substantiation of the optimal formulation of the insulation on the basis of CFS. Selection and justification components grouting composition is based on the analysis and synthesis of the results of theoretical and experimental work in the field of application of polymeric resin compositions, as well as the results of laboratory tests.
Keywords: technology, laboratory studies, fast setting tampon mixture, fillers, hardeners, polymer-clay-quartz system, waterproof unit screen.
При разработке месторождений Западной Сибири все большее внимание уделяется ограничению водогазопри-токов в нефтяных скважинах с применением изоляционных составов с высокой фильтруемостью в пористые среды, низкой вязкостью, высокой механической прочностью и адгезией, с регулируемым временем осадкообразования в зависимости от температуры и выбранных компонентов. В последнее время широкое применение при проведении изоляционных работ находят композиции, состоящие из полимеров и синтетических смол. Из синтетических смол самыми дешевыми и доступными являются мочевиноформальдегидные или карбамидные смолы различных марок [1, 2]. Разработке новых составов и технологий ограничения водоприто-ков посвящены работы многих ученых как у нас в стране, так и за рубежом. Такие ученые, как В.А. Блажевич, В.Г. Уметбаев, Н.А. Абдрахимов, В.А. Стриж-нев, И.И. Клещенко, С.С. Демичев, К.В. Стрижнев и другие, уделяли особое внимание изучению и внедрению синтетических смол, в частности карбами-доформальдегидной. Это явилось поводом для продолжения исследований в этом направлении и решения проблем по водогазоизоляции в скважинах. Предлагаем разработанную технологию и быстросхватывающую тампонаж-ную смесь (БСТС) на основе карбами-доформальдегидной смолы (КФС) для пластовых температур от 20 до 120 °С с регулируемым сроком отверждения от 10 минут до 8 часов [3]. Отвердителем КФС при температурах от 60 до 120 °С является комплексный термостойкий отвердитель, при температурах от 20 до
60 °С отвердителем является кислотный состав. Для регулирования плотности, вязкости и кольматирующей способности БСТС используются различного типа наполнители (барит, асбест, древесная мука, опилки, фосфогипс и др.). Более эффективно использование смешанных наполнителей (например, гранулированных и волокнистых), обеспечивающих равномерную кольматацию поглощающих каналов по всей мощности пласта. Технология по водоизоляции и основные рецептуры БСТС защищены патентами (патенты РФ № 136485, № 2439119). Перед проведением промысловых испытаний предлагаемая тампонажная смесь БСТС прошла лабораторные исследования с определением основных реологических свойств. Получены образцы БСТС в лабораторных условиях (рис.).
По результатам анализа научных работ [1, 2, 4-6] наиболее привлекательным для решения проблемы водоизоляции по ограничению поступления подошвенных вод с проявлением конусо-
образования является создание водопроницаемых экранов вблизи ствола скважины на основе полимерных и синтетических карбамидоформальдегид-ных смол. На этой основе разработана технология проведения и модифицированная композиция из двух составов - полимер-глинисто-кварцевой системы (ПГКС) с добавлением щелочи, инертных наполнителей или без них и закрепляющей быстросхватывающейся тампонажной смеси (БСТС), использующейся вместо традиционного портландцемента. Такая композиция позволяет получить прочный широкий блокирующий экран радиусом до и более 20 м от ствола скважины с ранее проведенными ГРП (РФ № 2528805). При закачке в пласт этот комбинированный состав в отличие от цементного раствора имеет хорошую фильтруемость, проникает во все промытые водой негерметичности и прочно тампонирует их. Полученный тампонирующий состав не поддается коррозии, щелочам и кислотам, имеет свойства расширения в объеме до 50%
Рис. Образец БСТС в лабораторных условиях
Fig. Sample of quick-setting grouting mixture in laboratory conditions
Ссылка для цитирования (for references):
Апасов Т.К., Апасов Г.Т., Саранча А.В. Проведение в скважинах водоизоляционных работ на основе карбамидоформальдегидной смолы // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2015. - № 6. - С. 84-88.
Apasov T.K., Apasov G.T., Sarancha A.V. Provedenie v skvazhinah vodoizoljacionnyh rabot na osnove karbamidoformal'degidnoj smoly [Performance of water insulation works in wells on the basis of carbamide formaldehyde resin]. Territorija «NEFTEGAZ.» = Oil and Gas Territory, 2015, No. 6. P. 84-88.
ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ № 6 июнь 2015
85
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Таблица. Параметры скважины № 39 до и после РИР
Table. Parameters of well No.39 before and after repair insulation works
Режим после РИР Mode after water insulation works Прирост, т/сут. Growth, t/days Накопленная добыча, т Cumulative production, t
Q , м3/с ж' ' ^ т/с % обв. К прод
25 3 86 0,2 3 250
при температуре 50-100 °С. Основными объектами для применения технологии модифицированной композиции являются добывающие скважины с обводненными неоднородными по проницаемости трещиновато-поровыми и пористыми пластами с искусственно созданными трещинами после ГРП. Практическая апробация технологии по ликвидации водопритоков и там-понажного состава из карбамидофор-мальдегидной смолы проведена на скважинах №36 и №39 Южно-Охтеурского месторождения. Скважина № 36 после бурения перфорирована в интервале (2219,8-2225,8) мощностью 6 м. По геологическому разрезу пласт сложен в интервале (2219,8-2223) плотными породами, подтверждается высоким удельным сопротивлением. Далее интервал (2223,0-2223,8) представляет плотный неколлектор, далее (2223,8-2225,8) -песчаник плотный, нефтенасыщенный. По ГИС интервал (2224-2226,2) - коллектор с удельным сопротивлением 10 Ом.м с проницаемостью 2540-3 мкм2. Высокое удельное сопротивление в основном прослеживается за счет наличия плотных пород сверху и снизу песчаников. Интервал (2226,2-2227,6) представляет собой плотную породу, закрывающую нефтенасыщенный интервал от водонасыщенного. По ГИС интервал (2228-2232) по насыщенности «нефть + вода». По техническому состоянию в интервале перфорации до контура воды нет качественного цемента за колонной. В 2010 г. произведен ГИС по источнику обводнения, получен по результатам заколонный переток с 2248 м. Принято решение провести 10.09.2010 г. ремонтно-изоляционные работы (РИР), проведена перфорация спецотверстий (2235-2237) по глинистому пласту до границы ВНК, установка пакера ПМЗ120-35 на глубине 2233 м, закачано 30 м3 термостойкого полимера и 1,2 м3 цементного раствора. Спустили ЭЦН-25-
2100 на глубину 2000 м, дебит жидкости составил 6,5 м3/сут. при обводнености 98%. Проведенный повторный ГИС показал, что заколонный переток воды не ликвидирован. Несмотря назаколонный переток, в июле 2011 г. проведен ГРП с отсыпкой с проппантом в объеме 8 т, высота трещины составила по дизайну до 8 м, полудлина - 20 м. Скважина запущена после ГРП с ЭЦН-30-1900, Нгл = 2000 м, с дебитом 30 м3/сут. и обводненностью до 70%. В сентябре 2011 г. обводненность стала 95% при Н = 1456 м и
г дин
Рпл = 211 атм. Далее скважина работала с дебитом 20 м3/сут. при обводненности 96-98% в периодическом режиме, Р = 3 атм., Р „ = 10 атм.
зат буф
Для ограничения поступления подошвенных вод важным является правильное расположение водонепроницаемого блок-экрана по отношению к нефтеводонасыщенной части пласта и по отношению к ВНК. Если специальный фильтр блок-экран создавать по линии ВНК с некоторым охватом водо-насыщенной части пласта, то, очевидно, искусственный блок-экран будет также прослеживаться по линии ВНК и водонасышенной части пласта, без охвата переходной зоны водонефтена-сыщенности. В силу этого при создании определенной величины депрессии в переходной зоне, не заполненной изоляционным составом, произойдет образование водопроводящих каналов и пор с последующим обводнением скважины, что наверняка и произошло по скважине № 36 при водоизоляционных работах. Отсюда вытекает, что создание водонепроницаемого пропластка мощностью, равной мощности переходной зоны водонефтенасыщенности, без охвата водонасыщенной части должно быть более целесообразным. Немалый интерес представляет и количество отверстий на погонный метр специального фильтра для блок-экрана. Известно, что на погонный метр создают
от 20 до 30 отверстий с применением кумулятивных перфораторов с целью возможности закачки полимерных составов и цементных растворов. При использовании таких тампонажных материалов, как цементные растворы на водной или углеводородной основе, вязкая нефть, эмульсии, указанное количество отверстий на погонный метр, по-видимому, предусматривают исходя из того, чтобы обеспечить размещение значительного объема тампонажных материалов в пласте с целью создания водонепроницаемого барьера со значительным поперечным сечением, а также чтобы получить монолитный водонепроницаемый пропласток как в приствольной, так и в удаленных от ствола частях скважины. Вследствие того что указанные материалы обладают низкой фильтру-емостью в поры пласта, при нагнетании их через небольшое количество перфорационных отверстий может произойти оставление зоны, не заполненной этими материалами. В связи с этим вместо монолитного водонепроницаемого про-пластка может получиться пропласток лепесткообразной формы, т.е. останутся отдельные пути для прохождения воды в эксплуатационный фильтр. Уплотнение перфорации на погонный метр специального фильтра в этих случаях вполне оправданно. Между тем закрепляющий тампонажный цемент, использованный на скважинах, обладает плохой филь-труемостью в пласт, проникновение его в поры пласта практически не происходит, и наверняка это - вторая основная причина неэффективности проведенных работ. По анализу проведенных работ на скважинах №36 и №39 одной из причин отсутствия эффективности после РИР является отсутствие притока жидкости по нефтенасыщенному интервалу, что подтверждено результатами профилей притока после водоизоляций. Это связано с дополнительным засорением нефте-насышенного интервала водоизоляци-
86
№ 6 июнь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
онным составом, цементным раствором, с низкими коллекторскими свойствами пласта и отсутствием эффективных методов воздействия по интенсификации притока.Такие факторы, как выбор скважины, создание специального фильтра для создания блок-экрана с определенной мощностью и плотностью отверстий на погонный метр, требуют не только планирования работы, но и соблюдения известных инструкций и стандартов.
Для ликвидации прорывов конусов подошвенных вод в нефтяных скважинах, если к тому же имеются заколонные перетоки, как в нашем случае, рекомендуется создавать радиальный водоизоляцион-ный экран большего радиуса (до 10 м и более), что указано в работах [4, 5]. По скважине № 36 были проведены дополнительно исследования по определению профиля притока, и результаты показали, что заколонный переток продолжает активно поступать с 2237 м. В 12.08.2013 г. было принято решение произвести повторные РИР с ис-
пользованием тампонажного состава БСТС. Предварительно произвели спецотверстия в интервале переходной водонефтенасыщенной зоны (22292230) мощностью в 1 м перфораторами ЗПК-89-АТ-03 с плотностью 10 отв./м. Спустили в интервал 2229-2230 м волновой гидромонитор и через каждые 30 см произвели очистку интервала с гидровоздействием, определили приемистость, которая при давлении 10 МПа составила Q = 450 м3/сут., подняли до интервала (2219,8-2225,8), определили приемистость, при давлении 10 МПа составившую 320 м3/сут., и закачали щелочного раствора Na2CO3 5%-ной концентрации в объеме 6 м3, далее подняли компоновку. Спустили мостовую пробку МПзс ГУК на глубину 2228,5 м, произвели посадку при давлении 13 МПа. Учитывая полудлину трещины после ГРП, произвели расчет необходимости создания блок-экрана в радиусе не менее 20 м мощностью в 1 м. Произвели расчет необходимого объема рабочих жидкостей по формуле:
V = л.т.Ь[(гэ + 0,1)2 - гс2], (1)
где т - открытая пористость пласта; И - толщина экрана, которая по условиям ведения работ принимается равной 1 м.
Приготовили тампонажный состав БСТС на устье скважины в следующем порядке. Расчетный объем КФС в 3 м3 разместили в открытой емкости, добавили инертный наполнитель (древесную муку) 8% к объему, тщательно размешали с циркуляцией через насосный агрегат, далее добавили водный раствор отвердителя, в течение 1 часа тоже тщательно размешали. Произвели экспресс-анализ приготовленного состава при ожидаемой температуре пласта с уточнением времени начала и конца схватывания смеси. Через спущенную мостовую пробку закачали в созданный фильтр при закрытом затруб-ном пространстве полимерно-глинисто-кварцевую систему в объеме в 200 м3, до поднятия давления 15 МПа и снижения приемистости с 450 до 180 м3/сут.
24-27 мая ¿й
Уфа-2016
Approved Event
Газ. Нефть. Технологии
XXIV международная выставка
БАШКИРСКАЯ
ВЫСТАВОЧНАЯ
КОМПАНИЯ
Место проведения О0ФО
ВДНХ^ШШБ] #ГАЗНЕФТЬТЕХНОЛОГИИ # БВК ^^ 24Ь 77 246 41 93
ул. Менделеева, 158 www.gritexpo.ru e-maii; [email protected]
на правах рекламы
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В затрубном пространстве при закачке ПГКС поддерживали вторым насосным агрегатом противодавление до 5 МПа. Последовательно после закачки ПГКС произвели продавку составом БСТС в объеме 4 м3 с закачкой в пласт до уровня мостовой пробки, продавили пресной водой. Подняли подвеску НКТ с ГУК на 10 м, сделали срезку с циркуляцией в затрубное пространство и подняли на устье скважины. Состав ПГКС и БСТС оставили на полимеризацию, на затвердевание. Спустили компоновку для очистки неф-тенасыщенного пласта с волновым гидромонитором, струйным насосом и пакером до 2227 м, проверили промывку и чистоту забоя. Последовательно произвели поинтервальную обработку и очистку интервала перфорации с производительностью 6,0 л/сек, давлением нагнетания 6,5 МПа, через каждые 30 см, с расходом на 1 м пласта не менее 10 м3. В процессе обработки определили профиль приемистости по пласту, через каждые 30 см определением работающих и неработающих интервалов, с последующей селективной кислотной обработкой в объеме 8 м3 в наиболее эффективных интервалах пласта. Посадили пакер и произвели освоение
струйным насосом, получили приток 50 м3/сут. при забойном давлении 6 МПа. Воздействие на пласт сопровождалось глубинными замерами манометром АЦМ-4. Запустили скважину 20.08.2013 г. с УЭЦН-25-2100, Нгл = 2100 м, с дебитом 60 м3/сут. Скважина продолжает работать с дебитом 45 м3/сут. с Ндин = 1600 м, давлением по ТМС на приеме 45 атм., с обводненностью 85%. Получен прирост 6 т/сут.
По скважине № 39 интервал перфорации (2217-2228) по пласту ЮВ1-1 в длительном бездействии из-за обводнения по причине заколонного перетока снизу, ранее проводились изоляционные работы с блок-экраном термостойким полимером и цементным составом. Исследования по определению профиля притока от 29.01.2012 г. показали, что заколонный переток не ликвидирован, вода продолжает поступать с 2242,5 до 2228 м.
Принято решение провести 15.07.2013 г. на скважине комплексные изоляционные работы с БСТС по технологии, ранее опробованной на скважине № 36. В результате проведения водоизоляционных работ обводненность снизилась с 99 до 86% и получен прирост по нефти 3 т/сут. Качество работ по РИР проверено про-
ведением профиля приемистости в двух режимах от 02.10.2013 г., по результатам ГИС заколонные перетоки вверх и вниз отсутствуют.
Данные параметры по скважине до и после РИР представлены в таблице. В целом по скважинам №36 и №39 после выполнения комплекса работ за пять месяцев получено дополнительно 1150 т нефти, эффект продолжается.
ВЫВОДЫ
1. Анализ проведенных на скважинах №36 и №39 водоизоляционных работ показал эффективность технологии по созданию блок-экрана композицией из ПГКС, закреплением тампонажным составом БСТС вместо традиционного портландцемента с последующим освоением нефтенасыщенного интервала ВГМ струйным насосом.
2. Рекомендуется для условий Южно-Охтеурского месторождения при выборе места для создания блок-экранов выбирать спецотверстия в переходной водонефтенасыщенной части пласта выше ВНК на 1-2 м, с мощностью в 1 м и плотностью перфорационных отверстий 15 отв. на метр, закреплять составом БСТС созданием непроницаемого экрана радиусом более 10 м.
References:
1. Azarov V.I., Grishin S.P., Tsvetkov V.Ye. Metodicheskie ukazanija k laboratornym rabotam po tehnologiisinteticheskih smol i kleev [Guidelines for laboratory works on the technology of synthetic resins and glues]. Moscow, MLTI Publ., 1978. 31 pp.
2. Doronin Yu.G., Miroshnichenko S.N., Svitkina M.M. Sinteticheskie smoly v derevoobrabotke [Synthetic resins in woodworking]. Moscow, Lesnaya Promyshlennost Publ., 1987. 224 pp.
3. Abdurakhimov N.A., Apasov T.K., Apasov G.T. Bystroshvatyvajushhaja tamponazhnajasmes' (BSTS) dlja izojacii vodogazopritokov vneftjanyh igazovyh nizkotemperaturnyh skvazhinah [Quick-setting grouting mixture (QSGM) for isolation of water and gas inflows in oil and gas low-temperature wells]. Patent No. 2439119 RF, IPC C09K 8/44/. Published on 10.01.2012 Bulletin No. 1.
4. Telkov A.P., Yagofarov A.K., Sharipova A.U., Kleshchenko I.I. Interpretacionnyemodelineftjanojzalezhinastadiirazrabotki [Interpretation models of oil deposit at the development stage]. Moscow, VNIIOENG, 1993. 72 pp.
5. Telkov V.A., Grachev S.I., et al. Osobennostirazrabotkineftegazovyh mestorozhdenij [Special aspects of oil and gas fields development]. Tyumen, NIPIKBS-T LLC, 2001. 482 pp.
6. Sarancha A.V. Opredelenie produktivnosti skvazhin pri gidrorazryve plasta [Determination of wells production capacity during formation hydraulic fracturing]. Izvestija vysshih uchebnyh zavedenij. Neft' i gaz. = Bulletins of higher educational institutions. Oil and gas, 2007, No. 4. P. 29-32.
Литература:
1. Азаров В.И., Гришин С.П., Цветков В.Е. Методические указания к лабораторным работам по технологии синтетических смол и клеев. - М.: МЛТИ, 1978. - 31 с.
2. Доронин Ю.Г., Мирошниченко С.Н., Свиткина М.М. Синтетические смолы в деревообработке. - М.: Лесная промышленность, 1987. - 224 с.
3. Абдурахимов Н.А., Апасов Т.К., Апасов Г.Т. Быстросхватывающая тампонажная смесь (БСТС) для изоляции водогазопритоков в нефтяных и газовых низкотемпературных скважинах. Патент № 2439119 РФ, МПК С09К 8/44/. Опубл. 10.01.2012 г. Бюлл. № 1.
4. Телков А.П., Ягофаров А.К., Шарипова А.У., Клещенко И.И. Интерпретационные модели нефтяной залежи на стадии разработки. - М.: ВНИИОЭНГ, 1993. - 72 с.
5. Телков В.А., Грачев С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. - Тюмень: ООО НИПИКБС-Т, 2001. - 482 с.
6. Саранча А.В. Определение продуктивности скважин при гидроразрыве пласта // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2007. -№ 4. - С. 29-32.
88
№ 6 июнь 2015 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
