Разработка и исследование технологий и технических средств для интенсификации притока пластового флюида и снижения обводненности скважинной продукции (стр. 4 )

В третьем разделе в свете поставленных задач рассмотрены вопросы, связанные со снижением обводненности добываемой скважинной продукции, предупреждением газопрорывов.

Интенсификация работы скважин на месторождениях с близкорасположенными подошвенными, надкровельными, пластовыми водами, газовой шапкой, в силу определённых причин, зачастую сопровождается, особенно на стадиях поздней разработки, повышенной обводненностью добываемого продукта, газопрорывами. Имеется широкий спектр технологических решений по устранению этих явлений. Это работы , , , и др.

Их анализ показывает, что начиная с 70 годов, предпочтение отдается сравнительно недорогим водоизолирующим системам. Их, условно, подразделяют на селективные, которые изолируют только обводнившиеся зоны ПВП, неселективные – тампонирующие независимо от вида, насыщающего пласт флюида, временно изолирующие интервалы пласта, коллоидные системы, прочие изоляционные материалы.

Основными требованиями, которым должны отвечать, вышеперечисленные материалы это – повышенные селективные и изоляционные свойства, высокая прочность по отношению к воздействию потока фильтрующегося флюида, достаточная, для обеспечения технологического процесса, скорость полимеризации; высокая вытесняющая способность, устойчивость во времени.

В рамках указанных требований в работе отдано предпочтение водоизолирующим сшивающим полимерным системам (СПС), которые наряду с решением задачи по изоляции водонасыщенных объектов способствуют и интенсификации притока нефти. Широкое применение нашли СПС на основе полиакриламида (ПАА), хромкалиевых квасцов (ХКК) и анионоактивных поверхностно активных веществ (АПАВ).

Анализ свойств, образуемого из этой композиции геля показывает, что его прочностные свойства зависят от степени минерализации растворителя, ухудшаются при высаливании АПАВ. Введение неионогенных поверхностноактивных веществ (НПАВ) в определенных условиях улучшает вязкоупругие свойства образующегося геля. Модифицируется молекула сшитого полимера (полиакриламида) включением в его молекулу гидрофобных цепей АПАВ через карбоксильную группу и НПАВ за счет взаимодействия амидной группы полиакриламида с неподеленной парой электрона кислорода полиоксиэтиленовой группы. Образующийся комплекс может иметь в несколько раз выше молекулярную массу, что обеспечивает более высокие реологические и прочностные свойства. Подтверждением сказанному, служат результаты исследований, представленные на рисунке 1 – 3.

В качестве полимера обоснован выбор полиакриламида, АПАВ – алкилбензолсульфонат – АБС, НПАВ – неонол (АФ 9 - 12), растворитель – вода пресная (общая минерализация <= 0,34 г/л), вода минерализованная – 13 г/л и 120 г/л.

Результаты исследований показали, что вязкоупругие свойства сшитых поверхностно активными веществами полимерных систем зависят от соотношения ПАВ, в особенности приготовленных на минерализованном растворители наиболее высокие прочностные показатели имеют гели с соотношением АПАВ/НПАВ равном 4 : 1 при минерализации растворителя порядка 13 г/л.

Полимергелевые композиции со временем (в течении одного, полутора года) утрачивают свои изоляционные свойства. Исследованиями института «Гипровостокнефть» было показано, что устойчивость полимерной суспензии повышается при введении твердой дисперсной фазы, в частности глинопорошка, что и послужило им основанием разработки технологии регулирования процесса заводнения. Упрочнение системы объясняется подавлением отрицательного заряда как на поверхности алюмосиликатов, так и молекул полимера. Они переходят в слабодиссоциированые алюмокремниевые кислоты и со звеньями акриловой кислоты полиакриламида образуют ассоциаты. Частицы глины удерживаются за счет водородной связи как с акрилатной, так и с акрилоамидной частью. В результате, при малых концентрациях твердой фазы и полимера образующиеся ассоциативные комплексы имеют большие размеры и более прочные связи. Следует отметить, последнее положительно сказывается и на вытесняющую способность композиции.

Для оценки вытесняющей способности был предложен показатель Кво = Vв/Vн, где Vв – объем жидкости, выходящей из высокопроницаемой и Vн – из низкопроницаемой модели пласта (кернов), установки моделирующей пласт, представленный разнопроницаемыми залежами, за определенный промежуток времени. Результаты представлены в таблице 4. По предлагаемому способу закачивают полимерглинистую композицию в объеме равном объему пор модели, оценивают ее вытесняющую способность (Кд), после чего закачивают соляную кислоту также в объеме равном объему пор модели, и также оценивают ее вытесняющую способность (КHCl).

 

 

По окончанию закачивают воду в объеме равном четырем объемам пор и определяют ее вытесняющую способность (Кв0), по которой оценивается эффективность предлагаемых решений.

В случае «контрольного» эксперимента за полимерглинистой дисперсной системой сразу закачивается 4 объема порового пространства воды. В прототипе в модель пласта закачивали в два цикла по 0,5 объема пор водного раствора ПАА и глинистой суспензии, а затем воду в том же объеме.

Таблица 4 – Результаты оценки вытесняющей способности изоляционных составов и технологий проведения работ

Способ проведения изоляционных работ	Проницаемость кернов в модели, МКм2	Состав материала, мас. %	Вытесняющая способность	Приме- чания
1	2	ПАА	Глина	Кв0	Кд	КHCL	К	Квк
1.Предлага-емый	27,8	0,31	0,025	0,25	∞	∞	∞	-	∞	Вода движется по высоко - прони- цаемому керну
2.Предлага-емый	48,0	0,45	0,05	1,5	∞	13,0	7,2	-	0,6	-
3.Предлага-емый	26,0	0,71	0,1	2,5	18,0	8,0	0	-	0	-
4.Предлага-емый	62,0	0,34	0,5	10,0	∞	∞	0	-	0	Фильтрация происходит при ΔР = 20 МПа/м
5.Предлага-емый	26,4	0,29	0,05	0,5	∞	64,0	33,0	-	40,0	-
6.Контроль-ный	52,0	0,54	0,05	1,5	∞	10,0	-	-	96	-
7.Прототип	44,2	0,48	0,05	1,5	∞	-	-	6,0	10,7	-
8.Прототип	30,5	0,65	0,1	2,5	26,0	-	-	17,5	21,0	-

Показано, что в большинстве проведенных экспериментов фильтрации воды по низкопроницаемому керну (опыт 1 и 2) не отмечается Кв0 = ∞. Применение полимерглинстой дисперсии состава 0,25 % глины в 0,025 % растворе ПАА не способствует вытеснению, Квк = ∞ (опыт № 1). Увеличения содержания компонентов в два раза (опыт № 5) более эффективно способствует вытеснению пластового флюида – отмечается фильтрация по низко и высокопроницаемому керну. Поэтому в качестве нижнего предела концентрацией рекомендовано глины 0,5 %, полиакриламида – 0,05 %. Увеличение их содержания, соответственно до 2,5 и 0,1 % ведет к отключению высокопроницаемого пласта, движение флюидов осуществляется только по низкопроницаемому керну (опыт № 3). При еще большем их содержании, до 10 и 0,5 % происходит полная водоизоляция пластов. Фильтрация отсутствует даже при градиенте давления равном 20 МПа/м.

Апробирование предложенных составов и технологий осуществлено на трех скважинах Вачимского месторождения. Полученные результаты свидетельствуют об эффективности предложенных технологических решениях. В среднем обводненность в скважинах уменьшилась на 22 %, объем добычи нефти увеличился на 13 %, при той же производительности скважины по жидкости.

В четвертом разделе рассмотрено направление интенсификации притока пластового флюида путем депрессионного воздействия на пласт, способствующего очистки порового пространства приствольной части скважины от кольматирующих ее веществ, снижению гидродинамических сопротивлений при фильтрации пластовой жидкости, рассмотрены технические средства по реализации данной технологии, предложены некоторые конструктивные в них изменения и методика обоснования технологических параметров воздействия на пласт, представлены результаты апробирования.