CC BY
1725.00.17Разработка и эксплуатация (технические науки)
DOI: 10.31660/0445-0108-2019-5-72-78
УДК 608.2
Технология создания подвижного вязкоупругого водоизоляционного экрана в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь
Д. С. Леонтьев*, И. И. Клещенко, Г. А. Шлеин, А. Ф. Семененко,
Е. Е. Левитина, Л. В. Должикова
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия
* e-mail: [email protected]
Аннотация. В работе представлена технология создания подвижного вязкоупругого водоизоляционного экрана в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, основанная на закачивании на границе водонефтяного контакта вязкоупругого геля в три этапа при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1 %-й (вес.) раствор унифлока + 5 %-й (вес.) CuSO4. Затем производится закачивание второй порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:CuSO4 = 0,33:0,17). На заключительной стадии производится закачивание третьей порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) CuSO4 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:CuSO4 = 0,33:0,17).
Ключевые слова: обводненность; конус воды; вязкоупругий водоизоляци-онный экран
Technology of creating a mobile viscoelastic waterproof screen in the well that uncovers an oil-water reservoir
Dmitry S. Leontiev*, Ivan I. Kleshchenko, Gennady A. Schlein,
Anastasia F. Semenenko, Ekaterina E. Levitina, Lyudmila V. Dolzhikova
Industrial University of Tyumen, Tyumen, Russia
* e-mail: [email protected]
Abstract. The article describes the technology for creating a mobile viscoelastic waterproof screen in the well that uncovers an oil-water reservoir. There are three stages with the following ratio of components, mass. %, based on the completion at the boundary of the oil-water contact. The first portion of the composition is 1 % (wt.) uniflock solution + 5 % (wt.) CuSO4. Then the second portion of the composition is pumped in the following ratio of components, mass. %: 1 % (wt.) uniflock solution + 10 % (wt.) CuSO4 + ETS-32 (volume ratio ETS-32:CuSO4 = 0,33:0,17). At the final stage is the injection of the third portion of the composition in the following ratio of components, mass. %: 2 % (wt.) uniflock solution + 10 % (wt.) CuSO4 + ETS-32 (volume ratio ETS-32:CuSO4 = 0,33:0,17).
Key words: watercut; water cone; viscoelastic waterproof screen
Введение
На заключительной стадии разработки нефтяных и газовых месторождений по мере снижения пластового давления в нефтегазонасыщенную часть залежей пластово-сводового (или же массивного) типа постепенно начинают подтягиваться контурные (подошвенные) воды. Первоначально к забоям добывающих скважин нижезалегающая пластовая вода начинает подтягиваться в виде конуса (иначе такое явление называется конусообразованием), а уже по мере подъема водонефтяного контакта (ВНК) через имеющийся интервал перфорации начнется постепенное скапливание жидкости на забое. В конечном результате скважина начинает обводняться, и добыча из нее прекращается.
Важным параметром при установлении режима работы скважин и дальнейшем прогнозировании технологических показателей разработки залежи является анизотропия пласта, обоснование которой необходимо для каждой конкретной залежи.
Объект и методы исследования
С целью предупреждения конусообразования в процессе эксплуатации скважин более правильным следует считать создание между нефте- и водона-сыщенной частями пласта (то есть на границе ВНК) подвижного вязкоупруго-го экрана, который будет способствовать равномерному вытеснению углеводородов пластовой водой. Достичь такого эффекта можно путем закачивания через имеющиеся перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне в верхнюю часть водонасыщенной зоны пласта (на контакте с нефтью) раствора для создания подвижного вязкоупругого экрана.
Необходимо учесть то, что при закачивании вязкоупругого геля и создании подвижного вязкоупругого экрана в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, экран при этом должен состоять из жидкости с вязкостью водной фазы не меньше вязкости вытесняемой нефти и плотностью меньше плотности пластовой воды, но больше плотности вытесняемой нефти [1—11].
Практическая часть
Предлагаемая нами технология создания подвижного вязкоупругого экрана в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, до ее запуска в эксплуатацию включает спуск перфоратора на кабеле или насосно-компрессорных трубах (НКТ) до уровня ВНК (рис. 1 А), перфорацию эксплуатационной колонны на 1,5-2 м ниже и выше уровня ВНК, подъем перфоратора, спуск колонны НКТ с пакером до перфорационных отверстий (рис. 1 Б).
Закачивание и продавливание в пласт изоляционных композиций на основе унифлока, СиБ04 и ЭТС-32 происходят в следующей последовательности и при следующем соотношении компонентов, масс. %:
1) сначала 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) СиБ04;
2) затем закачивание порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 1 %-й (вес.) раствор унифлока +10 %-й (вес.) СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17);
3) после этого закачивание порции состава при следующем соотношении компонентов, масс. %: 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17).
Закачивание изоляционной композиции в три этапа позволит создать протяженный подвижный вязкоупругий экран в скважине на границе ВНК. После закачивания последней порции вязкоупругого состава проводится закачка микроцементного раствора на основе ОТДВ «Микродур» (к примеру, можно
рекомендовать состав по патенту [11]) с целью докрепления созданного водоизоляционного экрана с последующей установкой микроцементного стакана до кровли продуктивного пласта. После этого осуществляют подъем колонны НКТ, проводят ОЗЦ (ожидание затвердевания микроцемента). Разбуривают микроцементный стакан до кровли подвижного вязкоупругого экрана (рис. 1 В), спускают перфоратор на кабеле или на НКТ в нефтенасыщенный интервал пласта, проводят перфорацию (рис. 1 Г), скважину осваивают и выводят на режим.
Рис. 1. Схема реализации технологии:
А — спуск перфоратора до уровня ВНК; Б — спуск колонны НКТ с пакером; В — создание подвижного экрана и разбуривание микроцементного стакана; Г — перфорирование нефтенасыщенного интервала пласта (1 — эксплуатационная колонна; 2 — НКТ с пакером; 3 — перфоратор (для проведения перфорации эксплуатационной колонны на 1,5 м выше и ниже уровня ВНК); 4 — ВНК; 5 — перфорационные отверстия; 6 — долото; 7 — первая порция ВИК; 8 — вторая порция ВИК; 9 — третья порция ВИК; 10 — микроцементный раствор; 11 — цементный стакан, разбуренный до кровли водоизоляционного экрана; 12 — перфоратор (для проведения перфорации в нефтенасыщенной части пласта))
Исследования изоляционных композиций на основе унифлока, СиБ04 и ЭТС-32 проводились на флюидодинамической установке с имитацией термобарических условий продуктивного пласта (интервала создания водоизоляци-онного экрана). В частности, в таблице приведены результаты обработки искусственных кернов при температуре продуктивного пласта +60 С и пластовом давлении (давлении гидрообжима) 20 МПа.
Результаты обработки водонасыщенных образцов
Номер образцов керна Проницаемость, мкм 10" Закупоривающая способность К 3 К 4 Кпр 3Кпр • 100 % Кпр
Абсолютная По пластовой воде
До обработки (Кпр1) После обработки (Кпр2) До обработки (Кпр3) После обработки (Кпр4)
1 256,1 1,07 102,7 0,376 99,6
2 423,8 3,70 207,7 1,290 99,4
3 378,8 2,30 193,4 1,410 99,2
4 416,7 3,14 205,8 1,130 99,4
Исследование вязкоупругого состава, предлагаемого при реализации технологии, заключалось в определении возможности использования реагентов для получения гелеобразного материала, закупоривающего поровое пространство коллектора. Инициатором реакции полимеризации выступает 10 %-й водный раствор медного купороса СиБ04 [12].
Присутствие в данном гелеобразном водоизоляционном составе сернокислой меди и ЭТС-32, содержащего кремний (Б1), обеспечивает термостойкость состава, возможность полимеризации композиции при различных термобарических условиях продуктивного пласта, а также сохранение необходимой подвижности состава.
При этом потерь давления при прокачивании составов по трубам почти не наблюдается. Рост давления начинается при закачивании составов непосредственно в интервале создания изоляционного экрана и зависит от его приемистости.
Экспериментальная часть
На первоначальном этапе эксперимента был произведен подбор добавок. Для этого готовились 1 %-й и 2 %-й растворы унифлока и на их основе составлялись следующие рабочие составы:
1) 1 %-й (вес.) раствор унифлока + 5 %-й (вес.) СиБ04;
2) 1 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) СиБ04;
3) 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17);
4) 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 5 %-й (вес.) СиБ04;
5) 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) СиБ04;
6) 2 %-й (вес.) раствор унифлока + 10 %-й (вес.) СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17).
В составах № 1, 2, 4 и 5 изменений не наблюдалось. В составе № 3 наблюдалось слабое гелеобразование. А вот в составе № 6 гелеобразование наблюдалось по всему объему, поэтому именно этот состав был подвергнут дальнейшим исследованиям.
Эксперимент проводился в следующей последовательности:
1) определение относительной проницаемости керна по пластовой воде при температуре +60 С (Кпр3) и давлении гидрообжима 20 МПа;
2) закачка 10 %-го (вес.) СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17);
3) закачка 2 %-го (вес.) раствора унифлока;
4) выдержка на реакции 6-8 часов;
5) определение относительной проницаемости керна по пластовой воде (Кпр4).
Результаты
Результаты эксперимента представлены на рисунке 2.
Рис. 2. Результаты обработки водонасыщенных образцов кернов
Выводы
• Для предупреждения конусообразования подошвенных вод в процессе эксплуатации добывающих скважин более правильным следует считать создание между нефте- и водонасыщенной частями пласта подвижного вязкоупру-гого экрана.
• Мы предлагаем технологию создания экрана в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь, с применением водоизоляционных составов на основе унифлока, СиБ04 и ЭТС-32 в конкретной последовательности и процентном соотношении компонентов, так как при реализации это позволит создать протяженный подвижный вязкоупругий экран в скважине на границе ВНК.
• Результаты, полученные при проведении лабораторных исследований, позволили установить оптимальные концентрации водоизоляционных композиций, а точнее рекомендуются 2 %-й раствор унифлока +10 %-й СиБ04; 1 %-й раствор унифлока + 10 %-й СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17) и 2 %-й раствор унифлока + 10 %-й СиБ04 + ЭТС-32 (объемное отношение ЭТС-32:СиБ04 = 0,33:0,17), закупоривающая способность которого по пластовой воде составляет более 99 %.
• Таким образом, при реализации технологии планируется увеличение продолжительности эффекта от водоизоляционных работ за счет создания подвижного вязкоупругого водоизоляционного экрана в скважине, вскрывшей водонефтяную залежь.
Библиографический список
1. Маскет М. Течение однородных жидкостей в пористой среде / Пер. с англ. -М.-Л.: Гостоптехиздат, 1949. - 628 с.
2. Алиев А. И., Стуганогов Ю. А., Корсин О. Э. Подвижный вязкоупругий экран для вязконефтяных залежей // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 5. - С. 70-71.
3. Леонтьев Д. С., Клещенко И. И. Ограничение и ликвидация водопритоков в нефтедобывающие скважины. - Тюмень: Вектор Бук, 2019. - 159 с.
4. Клещенко И. И. Зозуля Г. П., Ягафаров А. К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: учеб. пособие. - Тюмень: ТюмГН-ГУ, 2010. - 344 с.
5. Кагарманов И. И., Дмитриев А. Ю. Ремонт нефтяных и газовых скважин: учеб. пособие - Томск: STT, 2007. - 324 с.
6. Ремонт нефтяных и газовых скважин: справочник в 2 частях / Ю. А. Нифонтов [и др.]; под ред. Ю. А. Нифонтова. - СПб.: АНО НПО «Профессионал», 2005. - Т. 1 - 914 с. -Т. 2 - 548 с.
7. Демахин С. А., Демахин А. Г. Химические методы ограничения водопритока в нефтяные скважины: справ. пособие. - М.: Недра, 2011. - 213 с.
8. Клещенко И. И., Григорьев А. В., Телков А. П. Изоляционные работы при закан-чивании и эксплуатации нефтяных скважин: учеб. пособие / Под ред. А. П. Телкова -М.: Недра, 1998. - 267 с.
9. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: теория и практика. -СПб.: Недра, 2010. - 560 с.
10. К вопросу установки водоизоляционных экранов в нефтяных скважинах при подтягивании конуса подошвенных вод / И. И. Клещенко [и др.] // Бурение и нефть. - 2015. -№ 5. - С. 30-31.
11. Пат. 2613067 РФ, МПК C09K 8/504 (2006.01), C09K 8/506 (2006.01), № 2015140215. Состав для ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Леонтьев Д. С., Кустышев А. В., Клещенко И. И., Ягафаров А. К., Жапарова Д. В., Сипина Н. А., Бакин Д. А., Хачатурян Д. В., Пономарев А. А; заявл. 21.09.15; опубл. 15.03.17, Бюл. № 8.
12. Пат. 2196877. РФ, E21B 33/138 (2000.01), № 2000127630/03. Состав для изоляции пластовых вод в нефтяных и газовых скважинах / Клещенко И. И., Ягафаров А. К., Паника-ровский В. В., Ефимов А. Д., Демичев С.С.; заявл. 02.11.00; опубл. 20.01.03, Бюл. № 2.
References
1. Muskat, M. (1946). The flow of homogeneous fluids through porous media. New York, P.imprenta, 763 p. (In English).
2. Aliev, A. I., Stuganogov, Yu. A., & Korsin, O. E. (1996). Podvizhnyy vyazkouprugiy ekran dlya vyazkoneftyanykh zalezhey. Oil Industry, (5), pp. 70-71. (In Russian).
3. Leontiev, D. S., & Kleshchenko, I. I. (2019). Ogranichenie i likvidaciya vodopritokov v nef-tedobyvayushchie skvazhiny. Tyumen, Vektor Buk Publ., 159 p. (In Russian).
4. Kleshchenko, I. I., Zozulya, G. P., & Yagafarov, A. K. (2010). Teoriya i praktika re-montno-izolyatsionnykh rabot v neftyanykh i gazovykh skvazhinakh. Tyumen, TyumGNGU Publ., 344 p. (In Russian).
5. Kagarmanov, I. I. & Dmitriev A. Yu. (2007). Remont neftyanykh i gazovykh skvazhin. Tomsk, STT Publ., 324 p. (In Russian).
6. Nifontov, Yu. A., Kleshchenko, I. I., Telkov, A. P., Geykhman, M. G., Gerasimov, G. T., Dernov, D. A., & Shipulin A. V. (2005). Remont neftyanykh i gazovykh skvazhin: spravochnik v 2 chastyah. St. Petersburg, Professional ANO NPO Publ., Tom 1, 914 p., Tom 2, 548 p. (In Russian).
7. Demakhin, S. A., Demakhin, A. G. (2011). Khimicheskie metody ogranicheniya vodo-pritoka v neftyanye skvazhiny. Moscow, Nedra Publ., 213 p. (In Russian).
8. Kleshchenko, I. I., Grigor'ev, A. V., & Telkov, A. P. (1998). Izolyatsionnye raboty pri zakanchivanii i ekspluatatsii neftyanykh skvazhin. Moscow, Nedra Publ., 267 p. (In Russian).
9. Strizhnev, K. V. (2010). Remontno-izolyatsionnye raboty v skvazhinakh: teoriya i praktika. St. Petersburg, Nedra Publ., 560 p. (In Russian).
10. Kleshchenko, I., Leontiev, D., Yagafarov, A., Dolgushin, V., Popova, Zh., & Ankudinov, A. (2015). To the question of instalation waterproofing screens in oil wells when tightening cone bottom waters. Burenie i neft', (5), pp. 30-31. (In Russian).
11. Leontiev, D. S., Kustyshev, A. V., Kleshchenko, I. I., Yagafarov, A. K., Zhaparova, D. V., Sipina, N. A.,... Ponomarev, A. A. Sostav dlya remontno-izolyatsionnykh rabot v skvazhinakh. Pat. 2613067 RF, MPK C09K 8/504 (2006.01), C09K 8/506 (2006.01), No 2015140215. Applied: 21.09.15. Published: 15.03.17. Bulletin No 8. (In Russian).
12. Kleshchenko, I. I., Yagafarov, A. K., Panikarovskii, V. V., Efimov, A. D., Demichev, S. S. Sostav dlya izolyatsii plastovykh vod v neftyanykh i gazovykh skvazhinakh. Pat. 2196877. RF, E21B 33/138 (2000.01), No 2000127630/03. Applied: 02.11.00. Published: 20.01.03. Bulletin No 2. (In Russian).
Сведения об авторах
Леонтьев Дмитрий Сергеевич, ассистент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail: [email protected]
Клещенко Иван Иванович, д. г.-м. н., академик РАЕН, профессор кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Шлеин Геннадий Андреевич, к. т. н.,
доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Семененко Анастасия Федоровна, ассистент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Левитина Екатерина Евгеньевна, к. т. н., доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Должикова Людмила Васильевна, ассистент кафедры иностранных языков, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Information about the authors
Dmitry S. Leontiev, Assistant at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen, e-mail: [email protected]
Ivan I. Kleshchenko, Doctor of Geology and Mineralogy, Academician of the Russian Academy of Natural Sciences, Professor at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen
Gennady A Shlein, Candidate of Engineering, Associate Professor at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen
Anastasia F. Semenenko, Assistant at the Department of Drilling Oil and Gas Wells, Industrial University of Tyumen
Ekaterina E. Levitina, Candidate of Engineering, Associate Professor at the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Fields, Industrial University of Tyumen
Lyudmila V. Dolzhikova, Assistant at the Department of Foreign Languages, Industrial University of Tyumen
