ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ОТКРЫТОМ ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ ЖИДКОГО ПАКЕРА

Мирсаетов О.М.¹, Насибуллин Р.М.², Ахмадуллин К.Б.³

¹доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Альметьевского государственного нефтяного института, кандидат технических наук, доцент, ²ведущий инженер ОАО «Удмуртнефть»,  ³ведущий инженер ООО «Нефтетрейд-Удмуртия»

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В ОТКРЫТОМ ГОРИЗОНТАЛЬНОМ СТВОЛЕ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ ЖИДКОГО ПАКЕРА

Аннотация

Статья посвящена задачам совершенствования технологии водоизоляционных работ в открытом горизонтальном стволе нефтяных скважин при отсутствии информации о расположении интервалов водопритока. Установлено, что структурирование водоизоляционных материалов и блокирующих жидкостей на основе полиакриамида и обратных нефтекислотных эмульсий позволяет повысить селективность воздействия водоизолирующей массы и обеспечить полное разложение блокирующей жидкости на две исходные фазы без остаточного загрязнения пласта. Приведены результаты исследования изменений остаточного фактора сопротивления водоизолирующей массы и времени саморазрушения блокирующей жидкости при  их обработке.

Ключевые слова: водоизоляционные работы, горизонтальная скважина, открытый ствол, селективность воздействия, остаточный фактор сопротивления, жидкий пакер, нефтекислотная эмульсия, время жизни.

Mirsayetov O.M.¹, Nasibullin R.M.², Akhmadullin K.B.³

¹Associate Professor, Department of Development and Operation of Oil and Gas Fields, Almeyevsk State Oil Institute, PhD in Engineering, Associated Professor, ²Chief Engineer of company “Udmurtneft” OJSC, ³Chief Engineer of company “Neftetrade-Udmurtia” LLC

IMPROVING THE EFFICIENCY OF WATER-SHUTOFF WORKS IN THE OPEN HORIZONTAL BORE OF OIL WELLS USING LIQUID PACKER

Abstract

The article is dedicated to the problems of the technology improvement of water-shutoff works in the open horizontal bore of oil wells in the absence of information on the location of water inflow intervals. It was found that the structuring of waterproofing materials and poliacrylamide-based blocking liquids and return oil-acid emulsions allows improving the selectivity of the impact of water shutoff mass and ensuring full decomposition of the blocking fluid into two initial phases without the formation of residual contamination. The paper provides the results of the study of changes of the residual resistance factor of water shutoff mass and self-destruction time of the blocking fluid during their processing.

Keywords: water-shutoff works, horizontal well, open bore, exposure selectivity, residual resistance factor, liquid packer, oil-acid emulsion, lifetime.

Обводнение продукции горизонтальных скважин, особенно в карбонатных коллекторах является серьезным осложнением, так как технология изоляции водопритоков в открытом горизонтальном стволе включает в себя комплекс сложнейших работ по выявлению водоносных и нефтенасыщенных участков, блокированию нефтенасыщенных участков на период водоизоляционных работ, изоляции водопритоков, удалению (разрушению) устройств или реагентов, блокирующих нефтеносные зоны.

Эффективность технологии водоизоляции в значительной мере зависит от точного определения интервала водопритока, что до сих пор является серьезной технической задачей. Задача существенно осложняется при наличии двух и более интервалов водопритока по длине горизонтального ствола.

Многообразие причин обводнения и оценка существующих технологий не позволяют говорить о том, что задача изоляции водопритока в открытых стволах горизонтальных добывающих скважин решена на сегодняшний день. Например, применение цементов, пеноцементов и полимерцементов в горизонтальных участках ствола скважины приводит, при их отвердении, к образованию моста клинообразной формы. Как показывает промысловый опыт, при разбуривании такой формы моста долото уходит из основного ствола и образует второй ствол. Кроме того, нельзя исключать возможности снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Использование технических устройств типа разбуриваемых пакеров не отличается высокой надежностью. Применение самоуплотняющихся пакеров [1] требует предварительных исследований изменения времени разбухания материалов втулок пакера в зависимости от физико-химических свойств скважинной продукции. Спуск в скважину и установка металлических перекрывающих устройств существенно снижают технологичность технологии.

Наиболее предпочтительным является применение в открытых стволах горизонтальных скважин водоизолирующих реагентов на основе полимеров. При их использовании в пласте возникает остаточный фактор сопротивления R_ост. Он определяется как отношение подвижности воды до и после обработки пористой среды раствором полимера  [2]. Селективность характера закупорки водонасыщенных пор продуктивного пласта растворами полимеров акриловых кислот определяется тем, что остаточный фактор сопротивления R_ост в нефтенасыщенных породах до 8 раз меньше, чем в водонасыщенных [3]. Эффективное применение полиакриламида в качестве селективного водоизолирующего материала подтверждено отечественной и зарубежной нефтепромысловой практикой.

Достаточно хорошие результаты показывают водоизолирующие составы на основе полисахаридов. Физико-химические и реологические свойства растворов микробных полисахаридов не уступают свойствам растворов полиакриламида, а устойчивость к температурным и сдвиговым нагрузкам даже выше, чем у полиакриламида. Применение микробных полисахаридов несколько сдерживает лишь более высокая стоимость по сравнению с полиакриламидами (ПАА).

Основным недостатком ПАА является неустойчивость водоизолирующей массы во времени, связанная недостаточно высокой стойкостью раствора ПАА к воздействию гидродинамического поля нагнетаемой воды. В работе [4] предложен и обоснован способ структурирования раствора ПАА, обеспечивающий повышение стойкости полимерного экрана к воздействию водой. Кроме того, выявлено, что создаваемый структурированным раствором ПАА остаточный фактор сопротивления в нефтенасыщенных породах в 10 раз ниже, чем в  водонасыщенных в отличие от разницы в величинах остаточного фактора для обычного раствора ПАА, равной 8 (рис.1).

Рис.1 - Изменение остаточного фактора сопротивления в зависимости от объема прокачки раствора ПАА через водонасыщенную (1) и нефтенасыщенную (2) карбонатную пористую среду (пористость 28%; проницаемость 0,148 мкм² ): 1.1.; 2.1. - закачка структурированного раствора ПАА; 1.2.; 2.2. - закачка обычного раствора ПАА.. Вязкость нефти 5мПа•с

 

Для регулирования вязкостной стойкости вязкоупругих систем на основе полиакриламида, в раствор полимера, как правило, добавляют дополнительные сшивающие вещества: ацетат хрома; алюмохлорид и другие реагенты. Полученные результаты доказывают, что применение структурированного раствора ПАА в качестве водоизолирующего реагента в большей мере обеспечивает соблюдение принципа селективности воздействия и вносит существенный вклад в решение  задачи повышения эффективности водоизоляционных работ.

Блокирование нефтенасыщенных участков горизонтальной скважины на период водоизоляционных работ и последующее удаление (разрушение)  блокирующих устройств или реагентов относятся к задачам, оказывающим большое влияние на эффективность работ в целом, и приковывающим постоянное внимание многих исследователей и промысловых инженеров.

Задачу временного блокирования нефтеносных участков, в какой-то мере, позволяют решить надувные пакеры, однако их установка требует дополнительной подготовки ствола скважины. Наиболее эффективно задачи блокирования и деблокирования нефтенасыщенного участка в открытом стволе горизонтальной скважины решает применение жидкого пакера.  Жидкий пакер представляет собой блокирующую жидкость, физико-химические свойства препятствуют ее фильтрации в пласт. Установка жидкого пакера, в отличие от надувного, не требует дополнительной подготовки ствола скважины. Задача удаления блокирующей жидкости из скважины решается за счет саморазрушения.

Применение селективных водоизолирующих реагентов и блокирующих жидкостей, не фильтрующихся в пласт и обладающих свойством саморазрушения, позволили  создать технологию ограничения водопритоков в открытых стволах горизонтальных скважин в условиях отсутствия информации о расположении интервалов водопритока [5].

Одним из перспективных путей повышения эффективности данной технологии и целью данной работы является совершенствование свойств  реагентов на эмульсионной основе для временного блокирования нефтенасыщенных участков в открытом стволе горизонтальной скважины. По мнению автора работы [6] временноблокирующие составы должны быть адаптированы к пластовым условиям и обладать хорошими адгезионными свойствами, повышенными вязкоупругими характеристиками, тампонирующей способностью при возможно малых объемах закачки, регулируемым временем разрушения и повышенными значениями остаточного фактора сопротивления.

Перспективным является применение в качестве блокирующих жидкостей обратных эмульсий на углеводородной основе. Потенциальные возможности их эффективного применения обусловлены малокомпонентностью, экологической чистотой, совместимостью с природными флюидами и низкой степенью влияния на процессы подготовки нефти. Они характеризуются способностью к сохранению, восстановлению и повышению естественных коллекторских свойств пласта, широким спектром плотностей, структурно-реологических, фильтрационных и других технологических параметров, а также доступностью составляющих компонентов. При этом в качестве внутренней фазы таких эмульсий используют не только различные по составу воды, но и растворы кислот, щелочей, минеральных солей, полимеров и поверхностно-активных веществ (ПАВ), а в качестве внешней среды нефть и нефтепродукты. При использовании в качестве внешней среды дизельного топлива регулирование стабильности (времени жизни) эмульсии производится изменением концентрации ПАВ [7].

Если в качестве внешней среды используется нефть,  время жизни эмульсии регулируется подкислением воды [8]. На рис.2  из работы [8] приведена зависимость изменения стабильности эмульсии от концентрации соляной кислоты в минерализованной воде.

Рис.2 - Изменение стабильности эмульсии в зависимости от концентрации соляной кислоты в минерализованной воде [8]

 

Отсутствие специальных ПАВ-эмульгаторов обуславливает практически полное разложение эмульсии на две исходные фазы без остаточного загрязнения пласта, что является существенным преимуществом данного способа. Вместе с этим, из графика следует, что время жизни эмульсии, в течение которого происходит формирование водоизолирующей массы на основе полиакриламида в пластовых условиях, равное одним суткам, достигается при концентрации соляной кислоты 2 %. Очевидно, что при этом не  исключаются процессы кольматации продуктивной части порового пространства за счет растворения породы карбонатного пласта.

В работе [9] предложен метод регулирования времени жизни обратных нефтекислотных эмульсий при изменении объемного содержания соляной кислоты в воде, превышающем 2%. В рамках настоящей работы исследована возможность регулирования времени жизни эмульсий при низких объемных содержаниях соляной кислоты в воде, при которых процессы кольматации незначительны.

Водный раствор соляной кислоты получали путем растворения соляной кислоты в пластовой воде. Пластовую воду, предварительно, экспонировали в слабоминерализованной воде, подвергнутой  электрохимической обработке, до достижения и стабилизации максимального значения величины ее окислительно-восстановительного потенциала. При этом происходит увеличение времени жизни получаемой эмульсии. Регулирование времени жизни нефтекислотной эмульсии до заданной величины осуществляли путем ее экспонирования в слабоминерализованной воде, подвергнутой  электрохимической обработке. Цикл экспонирования повторяли до достижения заданного значения времени жизни эмульсии.

На рис. 3 представлен график изменения стабильности нефтекислотной эмульсии в зависимости от количества циклов экспонирования в электрохимически обработанной воде с минерализацией 6 г/л.

Рис.3 - Изменение стабильности эмульсии в зависимости от количества циклов экспонирования водонефтяной эмульсией в электрохимически обработанной минерализованной воде при объемном содержании соляной кислоты в пластовой воде 0,2%

Было установлено, что время жизни, равное 1 суткам может быть достигнуто при объемном содержании соляной кислоты в пластовой воде до 0,2% и 35 циклах экспонирования нефтекислотной эмульсии.

Выводы

• Установлено, что условиями, определяющими эффективность технологии водоизоляционных работ в открытом горизонтальном стволе нефтяных скважин при отсутствии информации о расположении интервалов водопритока, являются селективность и стабильность во времени водоизолирующей массы, а также регулируемость величины времени жизни, малокомпонентность, экологическая чистота, совместимость с природными флюидами жидкого пакера.
• Экспериментально доказано, что водоизолирующая масса, полученная на основе структурирования раствора полиакриламида, обладает повышенными значениями остаточного фактора сопротивления в водонасыщенной карбонатной пористой среде до 10 ед.
• Предложен метод регулирования времени жизни жидких пакеров, полученных на основе обратных нефтекислотных эмульсий при низких до 0,2% объемных содержаниях соляной кислоты в воде, при которых процессы кольматации пласта незначительны.
• Комплексирование полученных результатов исследований позволяют в большей мере соблюдать принципы селективности воздействия водоизолирующей массы на водонасыщенные зоны пласта, полного разложение блокирующей жидкости на две исходные фазы без остаточного загрязнения пласта, что обеспечивает повышение эффективности технологии водоизоляционных работ в открытом горизонтальном стволе нефтяных скважин при отсутствии информации о расположении интервалов водопритока.

Литература

1. Пат. 2392417 Российская федерация, МПК Е21В33/12, Самоуплотняющийся пакер / Дуглас Дж. Мари (US); патентообладатель Бейкер Хьюз Инкорпорейтед (US).-№2008133473/03; заявл. 18.01.2007; опубл. 20.06.2007.
2. Сургучев М.Л., А.Т. Горбунов, Забродин Д.П. и др. Методы извлечения остаточной нефти.- М.: Недра, 1991.-347 с.
3. Мартос В.Н. Применение полимеров в нефтедобывающей промышленности.- М.:ВНИИОЭНГ, ОЗЛ., 1974.-96 с.
4. Насибуллин Р.М., Мирсаетов О.М., Ахмадуллин К.Б. Повышение стабильности полимерного водоизолирующего экрана в призабойной зоне добывающих скважин // Международный научно-исследовательский журнал.- №9 (51).- Часть 2. - С. 144-149.
5. Пат. 2363841 Российская федерация, МПК Е21В43/32, Способ поинтервальной изоляции и ограничения водопритоков в горизонтальные скважины / Павлов И.В., Акимов Н.И., Казанбаева О.В.; патентообладатель Павлов И.В. (RU).-№200810677/03; заявл. 19.03.2008; опубл. 10.08.2009.
6. Герштанский О.С. Интенсификация добычи нефти путем применения временноблокирующих составов // Нефтяное хозяйство. 2004. № 9. С. 96 - 98.
7. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. 224 с.
8. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов.- Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, 2007.- 424 с.
9. Мирсаетов О.М., Федоров Ю.В. Получение и применение наноструктурированных нефтекислотных эмульсий для интенсификации добычи нефти // II Международный форума по нанотехнологиям / М.: ГК «Роснанотех», 2009. – С. 393-395.

References

1. Pat. 2392417 Rossijskaja federacija, MPK E21V33/12, Samouplotnjajushhijsja paker / Duglas Dzh. Mari (US); patentoobladatel' Bejker H'juz Inkorporejted (US).-№2008133473/03; zajavl. 18.01.2007; opubl. 20.06.2007. [in Russian]
2. Surguchev M.L., A.T. Gorbunov, Zabrodin D.P. i dr. Metody izvlechenija ostatochnoj nefti.- M.: Nedra, 1991.-347 s. [in Russian]
3. Martos V.N. Primenenie polimerov v neftedobyvajushhej promyshlennosti.- M.:VNIIOJeNG, OZL., 1974.-96 s. [in Russian]
4. Nasibullin R.M., Mirsaetov O.M., Ahmadullin K.B. Povyshenie stabil'nosti polimernogo vodoizolirujushhego jekrana v prizabojnoj zone dobyvajushhih skvazhin // Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal [International Research Journal].- №9 (51).- Chast' 2. - S. 144-149. [in Russian]
5. Pat. 2363841 Rossijskaja federacija, MPK E21V43/32, Sposob pointerval'noj izoljacii i ogranichenija vodopritokov v gorizontal'nye skvazhiny / Pavlov I.V., Akimov N.I., Kazanbaeva O.V.; patentoobladatel' Pavlov I.V. (RU).-№200810677/03; zajavl. 19.03.2008; opubl. 10.08.2009. [in Russian]
6. Gershtanskij O.S. Intensifikacija dobychi nefti putem primenenija vremennoblokirujushhih sostavov // Neftjanoe hozjajstvo. 2004. № 9. S. 96 - 98.
7. Orlov G.A., Kendis M.Sh., Glushhenko V.N. Primenenie obratnyh jemul'sij v neftedobyche. M.: Nedra, 1991. 224 s. [in Russian]
8. Musabirov M.H. Sohranenie i uvelichenie produktivnosti neftjanyh plastov.- Kazan': Izd-vo «Fjen» Akademija nauk RT, 2007.- 424 s. [in Russian]
9. Mirsaetov O.M., Fedorov Ju.V. Poluchenie i primenenie nanostrukturirovannyh neftekislotnyh jemul'sij dlja intensifikacii dobychi nefti // II Mezhdunarodnyj foruma po nanotehnologijam [Rusnanotech II] / M.: GK «Rosnanoteh», 2009. – S. 393-395. [in Russian]