ОБОСНОВАНИЕ РАБОЧИХ АГЕНТОВ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ И ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА

JUSTIFICATION OF WORKING AGENTS FOR IMPACT ON THE FORMATION AND BOTTOM BOTTOM ZONE OF THE FORMATION

Ali Mohammed Maaodah

2еd year student, Oil and Gas Institute named after M.S. Gutserieva, Udmurt State University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

Данная статья посвящена вопросу обоснования рабочих агентов для воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Работа большого числа нефтяных скважин является нерентабельной по причине высокой обводненности продукции и, вследствие экономической нецелесообразности дальнейшей эксплуатации, такие скважины активно пополняют бездействующий фонд, который в настоящее время составляет 35 % общего фонда. Преждевременные прорывы воды и, в связи с этим, высокая обводненность является одной из проблем, возникающих при разработке старых месторождений. Решение данного осложнения, а именно ограничение попутно добываемой воды, является актуальной задачей нефтедобычи.

ABSTRACT

This article is devoted to the issue of substantiating working agents for stimulating the formation and the bottomhole formation zone. The operation of a large number of oil wells is unprofitable due to the high water cut of production and, due to the economic inexpediency of further operation, such wells are actively replenishing the idle stock, which currently accounts for 35% of the total stock. Premature water breakthroughs and, therefore, high water cut is one of the problems arising in the development of old fields. The solution to this complication, namely the limitation of the produced water, is an urgent task of oil production.

Ключевые слова: водоизоляция, гелеобразующий состав, обводненность

Keywords: water isolation, gel-forming composition, water cut

Полевой и лабораторный опыт показывает, что сохранение свойств резервуара резервуара и максимального коэффициента вытеснения эмульсии без использования специальных средств может быть достигнуто путем закачки воды в горизонт близкой по составу к пластовой воде (сеноманская вода). Происходит большое проникновение воды, в поровое пространство горной породы, поддерживает минимальное межфазное натяжение на водонефтяной границе.

При применении воды различного состава, а также при закачке сложных составов для обработки зоны пласта и повышения нефтеотдачи необходимо учитывать особенности состава пород, свойства пластовых жидкости и коллекторские свойства пластов. Данное условие очень важно закачке, в глинистые коллектора и резервуарах с низкой проницаемостью. Используемые средства, помимо основной цели, должны оказывать минимальное негативное влияние на формирование и обеспечивать продолжительную эксплуатацию месторождения.

Объекты разработки, где обеспечивается закачка воды, за исключением пластов Д¹, обладают довольно слабыми фильтрационными и емкостными свойствами. Следовательно, чтобы избежать закупорки призабойной зоны пласта в нижней части нагнетательной скважины и сохранить свойства пласта, к закачиваемой воде предъявляются стандартные требования: определенное содержание твердых веществ и нефтепродуктов. Самые высокие требования относятся к водоподготовке для тренировок Д₃, Д₄ и Д₁².

Когда в пласт вводят воду, содержащую больше твердых веществ и нефтепродуктов, увеличивается давление в скважине, а его эффективность снижается. Повышение давления воды вызывает несколько видов негативных последствий (нарушение затяжки скважинного оборудования, нарушение целостности цементного камня, разрушение пласта, разрывы пласта). И приводит к увеличению энергопотребления.

Что касается состояния коллекторов на Кудиновском месторождении, то повышение давления нагнетания может быть обусловлено следующими причинами.

• Увеличенная нефтенасыщенность призабойной зоны пласта нагнетательных скважин и, как вывод, низкая фазовая проницаемость для воды. Повышенная нефтенасыщенность порового пространства скважины может быть следствием наличия микрокапель нефти, содержащиеся в закачиваемой воде.
• Наличие взвешенных частиц в закачиваемой воде. Глина, песок, иловые частицы, продукты коррозии и вспомогательные химические вещества, которые могут забивать поры канала и снижать проницаемость коллектора, могут быть взвешены в перекачиваемой воде с низким качеством очистки.
• Набухание глинистого компонента пластовых пород. Набухание глинистого компонента вызвано увеличением их объема а так же, уменьшением объема порового пространства пласта.
• Перераспределение глинистых частиц в пласте и их осаждение в поровом пространстве. Во время набухания глинистых минералов они рассеиваются, и более мелкие частицы отделяются, которые транспортируются закачиваемой водой и блокируют каналы пор, происходит снижение проницаемости пласта породы.
• Образование и хранение нерастворимых веществ в продуктивном горизонте. В процессе смешивания воды различного состава образуются нерастворимые соли, которые осаждаются в порах пласта.

Основная причина засорения порового пространства зоны в нагнетательных скважинах Кудиновского месторождения являются закачка взвешенных веществ, набухание и миграция частиц глины. Хлорит наиболее способен к набуханию и диспергированию, содержание которого в глинистом цементе довольно большое. Для сохранения емкостных и фильтрационных свойств с низкой проницаемостью требуется тщательная очистка закачиваемой воды от механических загрязнений и нефтепродуктов, а также использование коммерческих и сеноманских вод. Критическое содержание взвешенных частиц и нефтепродуктов рассчитано в соответствии со стандартом СТП 0148463-007-88 «Временные нормативы содержания взвешенных твердых веществ и нефтепродуктов в воде, используемой в системах поддержания пластового давления на месторождениях Главтюменнефтегаз». Для пластов групп месторождений Д в Самарской области необходимое содержание взвешенных частиц и нефтепродуктов не должно превышать 30 мг / л и 55 мг / л соответственно. Для поддержания давления в ППД в низкопроницаемых залежах необходимо снизить количество нерастворимых примесей менее чем на 10 мг/л. Опыт закачки воды в районы Среднего Приобья показал, что рекомендуемое содержание взвешенных частиц и нефтепродуктов для юрских отложений не должно превышать 10-15 мг/л или 15-25 мг/л. Для очистки призабойной зоны месторождения продуктивных пластов Кудиновского месторождения рекомендуются проводить солянокислые обработки с добавлением поверхностно-активных веществ, обработка скважин органическими растворителями. Глинокислотные обработки необходимо проводить при повторной обработке скважин с использованием технических средств для интенсивного удаления продуктов реакции из призабойной зоны скважины. Учитывая свойства пласта, и их текущее состояние, следующие методы и реагенты рекомендуются как часть предлагаемых технологий для стимулирования коллектора. Для закачки в пласт применяют 10-12% -ный раствор сульфатно-содовой композиции и 10% -ный раствор хлорида кальция. В холодное время года рекомендуется использовать 8-9% раствор. Общий объем закачки рабочих растворов составляет 160-200 м3. Выбор определенной концентрации вводимых реагентов определяется геологическими и физическими параметрами пласта и параметрами скважины. Целесообразно вводить составы, которые образуют гелеобразующие отложения, в областях с высокой обводненностью, в местах прорывов кинжалов, в местах разломов и геологических трещин, а также в областях, окружающих пласт. Эти композиции могут быть использованы на юрских отложениях. Большее количество операций проводятся технологией гелевых систем; Кроме того, из этого типа воздействия был получен наибольший объем дополнительной добычи нефти (57% от всей дополнительной добычи нефти за счет использования технологий отклонения потока). Кроме того, хорошие результаты по эффективности были получены с использованием технологии эмульсионной композиции. Доп. добыча нефти с использованием эмульсионных композиций также показывает хорошие результаты (21% от общей добычи нефти благодаря технологиям отвода потока). Основным компонентом для приготовления гелеобразной смеси является полимер. Для примера основных свойств полиакриамидов, приведем примеры двух марок (СЗ-321, Acotrol-S822) импортных полиакриамидов наиболее применяемых в нефтяной (таблица 1, таблица 2). Областью применения сшитых полимерных систем - залежи пластов, представленные коллекторами разного типа и проницаемостью от 0,05 мкм². Температура пласта не должна превышать 85˚С.

Таблица 1.

Основные физико-химические свойства полимера марки СЗ-321при концентрации полимера 0,7 %

Для полиакриламида с низкой молекулярной массой, концентрация должна быть от 0,25 % до 0,4 %, статическое напряжение сдвига 4-7 Па.

Из этого перечня делаем вывод, что для добывающих скважин на Кудиновском месторождении самой эффективной технологией выравнивания профиля добычи является состав на основе сшитых полимерных систем. Для эффективного применения этой технологии минимальная приемистость нагнетательных скважин не регламентируется.

Таблица 2

Основные физико-химические свойства полимера марки Acotrol-S822 при концентрации полимера 0,7 %

Таблица 3.

Основные физико-химические свойства полимера марки StabVisco-APM 18-25 при концентрации ПАА 0,5 %

Термотропные полимеры.

Как было отмечено, термотропные полимеры представляют собой термостабильные неорганические гели, которые образуются непосредственно в пластовых условиях. Чтобы повлиять на низкопроницаемые высокотемпературные пластовые пласты, использование органических водорастворимых полимеров обычно неэффективно из-за низкой термостабильности исходных реагентов и отрицательного влияния на коллекторские свойства пласта. Для этой цели более предпочтительно использовать термотропные полимеры (ТТП), которые включают композиции «Галка», «Галка-ПАВ», «Термогель-1», реагент РВ-ЗП и др. В пласте под термическим воздействием в результате химических реакций в объеме рабочего раствора образуется гель гидроксида алюминия, который блокирует интервалы прорывания воды. Время гелеобразования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. В результате появления геля пр снижается проницаемости обработанных интервалов, что приводит к перераспределению потоков фильтрации, выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин и уменьшению содержания воды в добывающих скважинах. Гелевые агенты на основе солей алюминия и мочевины представляют собой маловязкие водные растворы с рН 2-3. Плотность растворов составляет 1290-1310 кг /м³; Температура кристаллизации минус 25-30 ° С. Закачка термотропных полимеров в пласт идет рука об руку с интенсивной реакцией с горной породой, так как их продукты образуют кислые растворы. Это может иметь некоторые негативные последствия: увеличение проницаемости обрабатываемых интервалов из-за растворения горных пород, изменение механизма образования изолирующего геля. Гелеобразующие композиции на основе солей алюминия и карбамида представляют собой маловязкие водные растворы с pH 2,5-3,5. Плотность растворов 1190-1210 кг/м³; температура кристаллизации минус 20-25°С.

Список литературы:

1. Demakhin A., G Demakhin S.A. Selective methods for isolating water inflows into oil wells. - Saratov: Publishing house of GOS UC "College", 2003 -167 p.
2. The choice of technology and grouting materials when carrying out repair and isolation works in wells / S.А. Ryabokon, S.V. Usov, V.A. Shumilov, G.R. Wagner, V.G. Umetbaev // Oil Industry. - 1989. - No. 4. - S. 47-53.
3. Клещенко И.И. Изоляционные работы / И.И. Клещенко, А.В. Григорьев, А.П. Телков. - М.: Недра, 1998. - 430с.
4. Петров Н.А. Механизмы формирования и технологии ограничения водопритоков. – М.: Химия, 2005. – 171 с.
5. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. – М.: Недра, 1974. – 166 с.