Применение полимерно-гелевой системы для снижения обводненности нефтяных скважин на месторождении Каламкас

 

Таразскии государственный университет им М.Х.Дулати

Кабдушев А.А., студент 3 курса специальности

«Нефтегазового дела»  Павлюков В.,

 

За последние годы разработки месторождения Каламкас отмечается устойчивая тенденция к увеличению количества воды в добываемой продукции. Это связано с увеличением объемов закачки и отбора жидкости.

Рассматривая зависимость изменения отборов нефти от изменения отбора жидкости можно увидеть, что прослеживается прямая связь между двумя этими показателями имеющая коэффициент корреляции R2=0.8718-0.8924. То есть, наблюдаемые в последние годы эксплуатации месторождения увеличение и стабилизация добычи нефти по предварительной оценке на 89 % зависит от проводимого форсирования отбора жидкости. Причем при наблюдаемом увеличении отбора жидкости не происходит резкого изменения обводненности продукции скважин.

Темп увеличения обводненности не отличается от предыдущего периода, а по некоторым горизонтам (Ю-5С, Ю-4С, Ю-3С, Ю-2С, Ю-II), а в нынешнем году по большинству горизонтов происходит даже снижение этого темпа.

За последние пять лет эксплуатации месторождения количество скважин с обводненностью более 90 % возросло с 4 до 30 % от общего количества действующего фонда. Скважин имеющих обводненность продукции менее 50 %, на месторождении практически не осталось.

Стендовые испытания показали, что резкое ступенчатое увеличение обводненности может быть обусловлено образованием микроканалов в заколонном пространстве вследствие разрушения контакта цементного камня с породой или в крепежном материале. Кроме того, имеет место подключения новых обводненных пропластков или пластов и формирование каналов НФС в процессе искусственного заводнения. Неравномерная выработка отдельных пластов и пропластков обусловлена тем, что фильтрационные свойства пород в пределах одного и того же пласта обычно изменяются в широких пределах. Темпы обводнения ускоряются при искусственном заводнении с применением высоких давлений нагнетания и существенно зависят от соотношения вязкостей нефти и воды. Установлено, что неоднородность пластов по проницаемости является одной их главных причин преждевременного обводнения высокопроницаемых пропластков и скважин при неполной выработке запасов пластов.

Таким образом, многообразие причин обводнения добывающих скважин существенно осложняет разработку методов борьбы с ним. Именно поэтому в настоящее время отсутствуют универсальные рекомендации, пригодные для всех (или многих) нефтяных месторождении.

Наиболее широкое развитие и промышленное применение нашли методы изоляции или ограничения притока вод в скважины.

В зависимости от характера воздействия тампонажного материала на продуктивный пласт методы ограничения водопритоков скважин подразделяются на селективные и неселективные. Селективные – это такие методы изоляции, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта, при этом образующиеся осадок, или утверждающее вещество увеличивает фильтрационное сопротивление только водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта, не происходит. Неселективные – это методы изоляции, использующие материалы которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образуют экран, не разрушающиеся со временем в пластовых условиях, предусматривают закупоривание всего продуктивного пласта с последующим вскрытием его необводненной части.  Основные требования при неселективной изоляции точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижение проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта.

Полимер-гелевая система (ПГС) "Темпоскрин" предназначена для изоляции высокопроницаемых обводнённых пластов, изменения водопритоков, изменения направления водопотоков, увеличения охвата продуктивных пластов, увеличения нефтеизвлечения.

"Темпоскрин" представляет собой порошок светло-жёлтого цвета, легко растворимый в воде, малочувствительный к воздействию солей и стойкий к деградации в пластовых условиях. "Темпоскрин" не содержит сшивающих примесей, солей тяжёлых металлов и других вредных компонентов, что делает его применение экологически безопасным.

Положительный эффект от применения "Темпоскрина" достигается за счёт особых свойств системы, состоящей из упруго-пластичных частиц размером 1-4 мм, равномерно распределённых в воде. Реагент избирательно взаимодействует с разными пластами коллектора. При закачке в пласт частицы "Темпоскрина" устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные поры и трещины. Благодаря своей пластичности частицы легко преодолевают сужения поровых каналов пласта.

Менее проницаемые интервалы продуктивного разреза, как правило, не подвергаются воздействию "Темпоскрина". Это даёт возможность в последующем при закачке в пласт воды охватить такие интервалы продуктивных отложений.

При применении "Темпоскрииа" происходит выравнивание профиля приемистости в разрезах нагнетательных скважин и изоляция обводнённых пластов, что приводит к вовлечению в разработку застойных зон и пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами.

Технология воздействия на пласты заключается в последовательном, нагнетании в скважины заданных объёмов реагента определённой концентрации и продавливании его порциями воды.

В 2003 период с 14.09.03 по 19.09.03 проводилась экспериментальная закачка полимер-гелевой системы «Темпоскрин» на 10 нагнетательных скважинах. Всего было израсходовано 12.06 тонн ПГС «Темпоскрин». Общий расход на экспериментальную закачку составил 15245,1 тыс.тенге.

 

№п/п

№ скважин

Количество реагента

Дата закачки

1

2134  (Ю-2)

1,2

14.09-15.09.03

2

2133 (Ю-2)

1,4

15.09-16.09.03

3

1131 (Ю-1)

1,2

16.09-17.09.03

4

1136 (Ю-1)

1,2

16.09.03

5

1137 (Ю-1)

1,2

17.09.03

6

1141 (Ю-1)

1,26

17.09.03

7

3065 (Ю-3)

1,005

18.09.03.

8

571 (Ю-3)

1,395

18.09.03

9

2140 (Ю-2)

1,095

19.09.03

10

2141 (Ю-2)

1,096

19.09.03

 

ИТОГО

12,06

 

 

После проведения закачки проанализировано 44 добывающих скважин находящиеся в ячейках нагнетательных скважин. Анализ показал что эффект наблюдается в 6-ти ячейках нагнетательных скважин, в остальных 4 ячейках получили отрицательный результат. Снижение обводненности за счет обработки «Темпоскрин» наблюдается на 32 добывающих скважинах, в 2 скважинах остался на прежнем уровне, в остальных скважинах обводненность наоборот выросла.

Выравнивание профиля приемистости не на одной скважине не отмечается. До и после закачки «Темпоскрина» во всех нагнетательных скважинах проводили ГИС. По результатам ГИС  профили приемистости во всех скважинах остались без изменения, только на одной скважине (2640) изменения профиля приемистости очень незначительное.

От закачки ПГС «Темпоскрин» дополнительная добыча составляет 2930,1 тн. при этом среднесуточная добыча нефти от закачки реагента составляет Qсут = 27.4 тн/сут. По 34 добывающим скважинам эффект продолжается, а в остальных 10 добывающих скважинах эффект отсутствует, получили отрицательные результаты.

В итоге можно отметить, что закачка реагента «Темпоскрин» в нагнетательные скважины на месторождении Каламкас дает ощутимых результатов

1. Выбор объектов промысловых испытаний осуществляется  НГДУ с соблюдением следующих геолого-технических требований:

1.1.      Объектом    испытаний    является    терригенный    коллектор, неоднородный по коллекторским свойствам, расчленённый не менее, чем на два пласта (проницаемость 0,02-1,0 мкм2).

1.2.      Эффективная мощность пласта не менее 3-4 м, не более 25 м.

1.3.      В пределах участка отсутствуют нарушения и зоны замещения коллектора неколлектором.

1.4.      Участок   опытных  работ  разрабатывается   с   применением методов заводнения (очагового, блочного и др).

1.5.      Разработка месторождений  вступила в позднюю  стадию  с высокой обводнённостью добываемой продукции до 60-96%.

1.6.      Дебит нефти добывающих скважин не менее  10-20 тонн в сутки.

1.7.      Приемистость нагнетательных скважин достаточно высокая, не менее  150 м3 в сутки. Практически уточняется при выборе скважин, реальная приемистость может отличаться.

1.8.      В     разрезах     нагнетательных     и     добывающих     скважин перфорирован только данный эксплутационный объект.

1.9.      Скважины, подготовленные к работе с герметичным устьевым оборудованием.

2.  По выбранному объекту испытаний (кусту или участку) проводится геолого-техническое обоснование, содержащее:

2.1.   Описание   геологического   строения   и   состояния   разработки объекта испытаний.

2.2. Технологические режимы работы добывающих скважин.

3.  Перед началом промысловых испытаний проводятся промыслово-геофизические    исследования    по   уточнению   технического   состояния нагнетательных    скважин    и    снятию    технологических    характеристик перфорированных интервалов продуктивного разреза.

3.1.   Проверяется техническое состояние арматуры нагнетательных скважин.

3.2.    Проверяется    герметичность   эксплуатационной    колонны   и цементного кольца.

3.3. Определяются профили приемистости нагнетательных скважин, отбор проб  проводят 8 раз в месяц по окружающим - добывающим скважинам.

 

Целью испытаний закачки ПГС «Темпоскрин» на месторождении Каламкас является:

1. Оценка    возможности    снижения    обводненности    продукции.             Изменения   профиля   приемистости   нагнетательных   скважин   и,  увеличения добычи нефти на объектах ОАО «Мангистаумунайгаз»

2.  Освоение технологии приготовления и закачки ПГС «Темпоскрин», в том числе, при использовании морской воды при закачке в пласт, определение параметров процесса, уточнение методики расчета технико-экономической эффективности предлагаемой технологии.

3.   Выявление      неблагоприятных      факторов      (технологических, природных    и    геологических),    ограничивающих    возможности метода и снижающих его эффективность.

4.  Выработка практических рекомендации по дальнейшему ведению    технологии на объектах ОАО «Мангистаумунайгаз».

Для  проведения  промысловых  испытаний  опытная  партия реагента изготовлена НТФ «Атомбиотех».

Разработку и добычу нефти на месторождении Каламкас осложняет выпадение парафина и солей надземных и подземных коммуникациях и оборудовании, увеличивает объём ремонтных и профилактических работ, коррозия оборудования и скважин из-за резкой агрессивности закачиваемой и добываемой вместе с нефтью воды, обводнение добывающих скважин  за счет прорыва закачиваемых вод, а также в ряде отдельных случаев за счет подтягивания подошвенных пластовых вод (конусообразование) все это снижает продуктивность призабойной зоны скважин и приводит к износу оборудования.

Для борьбы с этими осложнениями на месторождении внедряется химизация процессов добычи нефти и обработка скважин различными ингибиторными составами. Подобран ряд химических реагентов и ингибиторов коррозии, солеотложений и парафиноотложений, проведены испытания программы по закачке ПГС «Темпоскрин» с целью ограничения притока воды в добывающие скважины и выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин, с целью улучшения проницаемости ПЗС на месторождении Каламкас проводили гидравлически разрыв пласта на 44 добывающих скважинах, что позволило получить дополнительную добычу в размере 34729,5 тонн.  Это в значительной степени позволило сократить потери в добыче нефти, увеличить срок службы и межремонтный период работы скважин и оборудования.

 

Список использованных литератур

1. Годовой отчет ОАО «Мангистаумунайгаз» за 2001-2002 гг.

2.Руководящие документы по охране недр, и по технике безопасности ОАО «ММГ»

3.Щуров В. И. «Технология и техника добычи нефти» Москва «Недра» 1983 год

4.  Телков А.П., Стеклянин Ю.И. «Образование конусов воды при добыче нефти и газа»

5. Овнатанов «Обработка пласта» Москва «Недра» 1988г.

6. Амиян В.А., Уголев В.С. «Физико-химические методы повышения производительности скважин» Москва Недра, 1970год.