ИЗУЧЕНИЕ СЕЛЕКТИВНЫХ СВОЙСТВ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА ПРИ ОГРАНИЧЕНИИ ПРИТОКА ВОДЫ В УСЛОВИЯХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Шагиахметов А.М.¹, Петраков Д.Г.²

¹ Аспирант кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», ² кандидат технических наук, декан нефтегазового факультетата, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

ИЗУЧЕНИЕ СЕЛЕКТИВНЫХ СВОЙСТВ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩЕГО СОСТАВА ПРИ ОГРАНИЧЕНИИ ПРИТОКА ВОДЫ В УСЛОВИЯХ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

Аннотация

Статья посвящена решению задачи ограничения притока воды в добывающую скважину. Авторами рассмотрены основные особенности коллекторов, которые способствуют преждевременному обводнению. В данной работе представлена основная классификация тампонажных селективных составов, указаны преимущества и недостатки каждого вида. Разработан гель, состоящий из карбоксиметилцеллюлозы, ацетата хрома и сульфата меди для проведения водоизоляционных работ. Предложен альтернативный способ определения оптимальной концентрации реагентов тампонажного состава – по изменению общей пористости и рентгеновский плотности, замеренных на рентгеновском томографе. Была получена динамика изменения эффективной вязкости от величины зазора, моделирующего трещину – вязкость уменьшается по логарифмической зависимости. Проведением фильтрационных экспериментов подтверждены селективные свойства гелеобразующего состава.

Ключевые слова: ремонтно-изоляционные работы, гелеобразующий состав, реологические свойства, селективность, карбоксиметилцеллюлоза, ограничение водопритока, рентгеновская плотность, карбонатный коллектор.

 

Shagiakhmetov A.M.¹, Petrakov D.G.²

¹ Postgraduate Student of the Chair “Development and Operation of Oil and Gas Fields”, ² PhD in Engineering, Associate Professor of the Chair “Development and Operation of Oil and Gas Fields”, National Mineral Resources University” (Mining University)

INVESTIGATION OF SELECTIVE PROPERTIES OF THE GEL-FORMING COMPOSITION IN THE LIMITATION OF WATER INFLOW IN CARBONATE RESERVOIRS CONDITIONS

Abstract

Article is devoted to the problem of limiting water inflow in a production well. The authors consider the main features of the reservoir, which contribute to premature flooding. This paper presents the basic classification of backfill selective compositions, outlines the advantages and disadvantages of each type. Gel composed of carboxymethylcellulose, chromium acetate and copper sulfate was developed for water production restraining. An alternative way was offered to determine the optimal concentrations of oil-well compositions on the change in the total porosity and x-ray density measured in the x-ray tomograph. Dynamics of the effective viscosity on the magnitude of the gap, simulating the crack was obtained – the viscosity decreases logarithmically. Filtration experiments confirmed the selective properties of the gel-forming composition.

Keywords: squeeze cementing, gel-forming composition, rheological properties, selectivity, carboxymethyl cellulose, water production restraining, x-ray density, carbonate reservoir.

 

Современный период нефтяной добычи обусловлен быстрым переходом основных эксплуатационных объектов на заключительную стадию разработки, отличающуюся от предыдущих стадий уменьшением темпов отбора, низкими дебитами и высокой обводненностью. В связи с этим в последнее десятилетие все чаще стали разрабатывать месторождения с неоднородными коллекторами, высоковязкой и высокосернистой нефтью. Разработка осложненных месторождений сложна как с технической точки зрения, так и зачастую оказывается экономически нерентабельной. Целесообразней устранить проблемы, возникающие при разработке старых месторождений. Преждевременные прорывы воды и в связи с этим высокая обводненность является одной из таких проблем. Решение данного осложнения, а именно ограничение попутно добываемой воды, является актуальной задачей нефтедобычи.

Особенно актуальна данная проблема для неоднородных трещинно-поровых коллекторов, которые зачастую представлены карбонатными породами. В таких коллекторах нефти и газа, в силу высокой проводимости, трещины служат, как правило, основными путями фильтрации пластовых флюидов, в то время как большая часть запасов углеводородов может быть сосредоточена в матрице c относительно низкой проницаемостью[2,3].

Для снижения повышенной обводненности продукции скважин зачастую производят ремонтно-изоляционные работы (РИР). В основном, в обосновании технологии ремонтно-изоляционных  работ лежит выбор тампонажных материалов. В последнее время при ограничении притока воды часто применяются методы, основанные на селективной изоляции обводненных интервалов. Данный метод заключается в избирательной модификации фазовой проницаемости (гидрофобизации) коллекторов, за счёт чего фазовая проницаемость по воде значительно снижается при сохранении фазовой проницаемости по нефти или газу. Существует несколько классификаций реагентов при селективном методе ограничения притока воды. Основным видом является «по типу действия»[5,7]. По данной классификации составы делятся на отверждающие, осадкообразующие и гелеобразующие. Недостатками первых двух типов являются дороговизна, дефицитность, малая зона смешивания и слабая устойчивость в трещинах. Для ограничения притока воды в неоднородных и трещинно-поровых коллекторах чаще других применяют закачку гелеобразующих составов.

Гелеобразующий состав основан на совместном действии двух и более реагентов, выполняющих различную функцию (сшиватель, катализатор, деструктор). Гели на основе органических реагентов (полиакриламид, карбоксиметилцеллюлоза и «Гипан») позволяют создавать большие водоизолирующие экраны, позволяя производить изоляцию трещиноватых пластов.

Объектом для исследования является турней-фаменский комплекс Мензелинского нефтяного месторождения. Данный объект сложен карбонатными коллекторами, характеризующимися сильной расчлененностью, высокой неоднородностью и трещиноватостью. Отличительной особенностью данного месторождения является высокая минерализация пластовых вод.

В качестве решения проблемы высокой обводненности на базе Горного университета был разработан гелеобразующий состав, состоящий из  карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), органической соли хрома (III) и водного раствор сульфата меди. Данные реагенты нетоксичны, общедоступны и имеют низкую стоимость.

Экспериментальные исследования по определению оптимальных концентраций реагентов, а также реологических, селективных и фильтрационных свойств гелеобразующего состава проводились на современном и уникальном оборудовании лаборатории повышения нефтеотдачи пластов Национального Минерально-сырьевого университета. В данной работе определялись следующие параметры: рентгеновская плотность, общая пористость геля, динамика изменения эффективной вязкости, фактор остаточного сопротивления и коэффициент селективности.

Для определения оптимальной концентрации сульфата меди в составе был проведен эксперимент по определению рентгеновской плотности и общей пористости состава. Исследования проводились на рентгеновском томографе Skyscan 1174 компании Skyscan. Сканнер содержит закрытый металло-керамический источник рентгеновского излучения с длительным сроком службы, сцинтилляционный экран, ПЗС камеру, zoom-объектив, манипулятор для позиционирования и вращения объекта с электронной системой для питания источника рентгеновского излучения и камеры и для управления манипулятором. На данном томографе можно построить трехмерную модель изучаемых образцов (керна, геля и другое), изучить структурные характеристики гелеобразующих составов.

Для проведения эксперимента готовился состав и заливался в пластмассовый сосуд объемом 20 мл. Далее состав сканировался, строилась трехмерная модель геля по всему объему сосуда. Затем на основании построенной трехмерной модели программа вычисляла показатель открытой пористости. Также с помощью программы определялись верхний и нижний пределы светопоглощения, их разница давала число Хаусфилда. После сшивки состава действия по определению общей пористости и плотности повторялись.

 Число Хаусфилда используется для количественной оценки рентгеновской плотности веществ. В физическом смысле число Хаусфилда показывает ослабление рентгеновского излучения по отношению к дистиллированной воде. Результаты исследований по определению оптимальной концентрации сульфата меди представлены на рисунках 1 и 2.

Рисунок 1 – Зависимость разницы верхнего и нижнего пределов чисел Хаунсфилда от концентрации сульфата меди

Как видно из рисунка 1, наибольшее изменение показателя Хаусфилда между приготовленным составом и уже сшившимся достигается при концентрации сульфата меди, равной 0,7% масс. Следовательно, можно предположить, что при данной концентрации сульфата меди состав будет иметь наибольшую пластическую прочность.

Рисунок 2 – Динамика изменения общей пористости в процессе сшивания геля

Показание общей пористости напрямую влияет на показание плотности и прочности геля – чем ниже пористость, тем выше прочность, так как во всем объемном пространстве геля будет наименьшее количество воздушных глобул, тем самым гель будет являться более цельным. Как видно из графика 2, с увеличением концентрации сульфата меди показатель пористости уменьшается и достигает наименьшее значение при концентрации 0,7% масс. Дальнейшее увеличение пористости связано с перенасыщением сульфата меди, что указывает на оптимальность концентрации сульфата меди, равной 0,7% масс. для состава с содержанием КМЦ 5,5%, ацетата хрома 1,0-1,2%.

Для возможности прогнозирования реологических свойств в реальных трещинах и порах был проведен эксперимент, изучающий динамику изменения эффективной вязкости от величины устанавливаемого зазора. Исследования проводились на уникальном реометре MCR 102 компании AntonPaar, отличающийся высокой точностью при изучении свойств различных жидкостей. Устройство прибора детально описано в работах [4,9]. На данной установке имеется возможность изменения зазора в системе «плита – плита» для имитирования течения жидкости в трещине с раскрытостью до 1 мм. В данном случае такая возможность была использована для изучения поведения гелеобразующего состава в трещинах пласта различной раскрытости.

Эксперимент проводился следующим образом. На плиту дозатором помещался образец гелеобразующего состава, устанавливался определенный зазор и пластовая температура 25°С. Далее задавалась скорость сдвига 5 с^-1, характеризующая скорость движения в пласте, и проводился замер эффективной вязкости. В ходе эксперимента устанавливались следующие зазоры: 0,2; 0,3; 0,5; 0,7; 1,0; 1,5 и 2,8 мм.

На рисунке 3 представлена динамика изменения эффективной вязкости от величины зазора.

Рисунок 3 – Динамика изменения эффективной вязкости от величины зазора.

На представленном графике отображена логарифмическая зависимость эффективной вязкости от величины зазора. Достоверность аппроксимации больше 99%, что указывает на высокую возможность прогнозирования таких параметров, как индукционный период гелеобразования и эффективная вязкость для реальных размеров пласта.

Предложенный водоизоляционный состав большей частью состоит из воды, отсюда высока вероятность того, что гель будет проникать в высокопроницаемые пропластки, создавая там непреодолимый экран, тем самым вовлекая в разработку низкопроницаемую часть пласта, насыщенную нефтью. Для подтверждения данной теории был проведен фильтрационный эксперимент по оценке селективных свойств состава. Исследования проводились на стенде, состоящем из двух параллельно соединенных кернодержателей и фильтрационной установки FDES-645 компании Coretest System. В кернодержатели помещались два керна Турней-фаменского пласта Мензелинского нефтяного месторождения. Один керн насыщался нефтью, другой – пластовой водой [6, 8].

Исследование проводилось в несколько этапов: определение фазовых проницаемостей по воде и нефти, общая закачка водоизоляционного состава в размере 5 поровых объемов, выдержка кернов в состоянии покоя 24 часа, повторный замер фазовых проницаемостей по нефти и воде, закачка деструктора и конечный замер фазовых проницаемостей по нефти и воде. По окончании эксперимента высчитывались следующие параметры: фактор остаточного сопротивления, коэффициент селективности и ухудшение проницаемости [1].

Результаты фильтрационных исследований представлены на рисунках 4-5 и в таблице 1.

Рисунок 4 – Зависимости градиентов давления от поровых объёмов прокачки воды при проведении эксперимента по оценке селективности

Рисунок 5 – Зависимости градиентов давления от поровых объёмов прокачки нефти при проведении эксперимента по оценке селективности

Для нефтенасыщенного керна фактор остаточного сопротивления после закачки геля составил 1,24 ед., для водонасыщенного керна он составил 19,83 ед. Таким образом, гелеобразующий состав в большей степени снижает проницаемость водонасыщенного трещинно-порового керна, что подтверждает его селективность.

Таблица 1 – Результаты фильтрационного эксперимента по оценке селективного воздействия водоизоляционного состава

Коэффициент селективности после закачки состава равен 16 ед., после разрушения геля деструктором – 12,78. Это лишний раз подтверждает избирательную способность водоизоляционного состава.

В результате можно сделать вывод, что предлагаемый тампонажный состав значительно воздействует на обводненные пропластки, снижая фазовую проницаемость по воде.На основании выполненных исследований возможно сделать следующие выводы:

1. Предложена альтернативная методика определения оптимальных концентраций реагентов гелеобразующего состава, основанная на динамике изменения общей пористости и рентгеновский плотности в зависимости от соотношения концентраций компонентов состава.
2. Установлена зависимость реологических свойств гелеобразующих составов от величины зазора, моделирующего трещину. Динамика изменения эффективной вязкости состава от величины зазора происходит по логарифмическому закону с высоким показателем достоверности.
3. Подтверждена селективность водоизоляционного состава – гель уменьшает фазовую проницаемость в водонасыщенном интервале пласта в большей степени, чем в нефтенасыщенном.

Авторы статьи выражают благодарность ассистенту, к.т.н. Рощину П.В. и аспиранту Литвину В.Т. кафедры  РНГМ Горного университета за помощь в проведении и планировании реологических исследований на ротационном вискозиметре Anton Paar MCR 102 и рентгеновском томографе  SkyScan 1174.

Литература

1. Балакин В. В., Власов С. А., Фомин А. В. Моделирование полимерного заводнения слоисто-неоднородного пласта //Нефтяное хозяйство. – 1998. – №. 1. – С. 47-48.
2. Литвин В.Т.  Особенности строения и интенсификации притоков нефти в сложных коллекторах баженовской свиты Пальяновского месторождения/ Стрижнев К.В., Рощин П.В.//Нефтегазовая геология. Теория и практика. -2015. -Т.10. -№3. -www.ngtp.ru/rub/11/36_2015.pdf.
3. Никитин М. Н. Обоснование технологии повышения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах с применением гелеобразующего состава на основе силиката натрия :дис. – СПб.: Никитин Марат Николаевич, 2012.
4. Никитин М. Н., Петухов А. В. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах //Нефтегазовое дело. – 2011. – №. 5. – С. 143-154.
5. Петраков Д.Г., Изучение зависимости реологических свойств гелеобразующих составов от раскрытости трещины при моделировании их течения на ротационном вискозиметре [Электронный ресурс]/ Литвин В.Т., Рощин П.В., Шагиахметов А.М.,// Международный научно-исследовательский журнал. - 2015. -- URL: http://research-journal.org/?p=21786(дата обращения: 20.01.2016)
6. Петров Н.А. Ограничение притока воды в скважинах / Н.А. Петров, А.В. Кореняко, Ф.Н. Янгиров, А.И. Есипенко. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. – 65 с.
7. Рощин П.В. Обоснование комплексной технологии обработки призабойной зоны пласта на залежах высоковязких нефтей с трещинно-поровыми коллекторами: дис. канд. техн. наук. -СПб., 2014. -112 с.
8. Рощин П.В.  Исследование реологических свойств высоковязких и высокопарафинистых нефтей месторождений Самарской области/ Петухов А.В., Васкес Карденас Л.К., Назаров А.Д., Хромых Л.Н.// Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 1. С. 12.
9. Рощин П.В. Исследование кернового материала Печерского месторождения природного битума с помощью рентгеновского компьютерного микротомографа SkyScan 1174V2/Рогачев М.К., Васкес Карденас Л.К., Кузьмин М.И., Литвин В.Т., Зиновьев А.М.//Международный научно-исследовательский журнал. 2013. № 8-2 (15). С. 45-48.
10. Стрижнев К.В. Ремонтно-изоляционные работы в скважинах: Теория и практика / К.В. Стрижнев. – СПб.: «Недра», 2010. – 560 с.
11. Стрижнев К. В., Стрижнев В. А. Выбор тампонажного материала для обоснования технологии ремонтно-изоляционных работ //Нефтяное хозяйство. – 2006. – №. 9. – С. 108-111.
12. Сургучев М.Л., Кеманов В.И., Гавура Н.В. и др. Извлечение нефти из карбонатных коллекторов. М.: Недра, 1987. - 230с.
13. Orlov M.S.  The Application of X-ray Micro Computed Tomography (Micro-CT) of Core Sample for Estimation of Physicochemical Treatment Efficiency/ Roschin P. V., Struchkov I. A.,Litvin V. T.//SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2015. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-176600-MS
14. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Международный научно-исследовательский журнал. 2015. № 6-1 (37). С. 120-122.

References

1. Balakin V. V., Vlasov S. A., Fomin A. V. Modelirovanie polimernogo zavodnenija sloisto-neodnorodnogo plasta //Neftjanoe hozjajstvo. – 1998. – №. 1. – S. 47-48.
2. Litvin V.T. Osobennosti stroenija i intensifikacii pritokov nefti v slozhnyh kollektorah bazhenovskoj svity Pal'janovskogo mestorozhdenija/ Strizhnev K.V., Roshhin P.V.//Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. -2015. -T.10. -№3. -www.ngtp.ru/rub/11/36_2015.pdf.
3. Nikitin M. N. Obosnovanie tehnologii povyshenija nefteotdachi zalezhej vysokovjazkih neftej v treshhinno-porovyh kollektorah s primeneniem geleobrazujushhego sostava na osnove silikata natrija :dis. – SPb.: Nikitin Marat Nikolaevich, 2012.
4. Nikitin M. N., Petuhov A. V. Geleobrazujushhij sostav na osnove silikata natrija dlja ogranichenija vodopritoka v slozhnopostroennyh treshhinnyh kollektorah //Neftegazovoe delo. – 2011. – №. 5. – S. 143-154.
5. Petrakov D.G., Izuchenie zavisimosti reologicheskih svojstv geleobrazujushhih sostavov ot raskrytosti treshhiny pri modelirovanii ih techenija na rotacionnom viskozimetre [Jelektronnyj resurs]/ Litvin V.T., Roshhin P.V., Shagiahmetov A.M.,// Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal. - 2015. -- URL: http://research-journal.org/?p=21786 (data obrashhenija: 20.01.2016)
6. Petrov N.A. Ogranichenie pritoka vody v skvazhinah / N.A. Petrov, A.V. Korenjako, F.N. Jangirov, A.I. Esipenko. – M.: VNIIOJeNG, 1995. – 65 s.
7. Roshhin P.V. Obosnovanie kompleksnoj tehnologii obrabotki prizabojnoj zony plasta na zalezhah vysokovjazkih neftej s treshhinno-porovymi kollektorami: dis. kand. tehn. nauk. -SPb., 2014. -112 s.
8. Roshhin P.V. Issledovanie reologicheskih svojstv vysokovjazkih i vysokoparafinistyh neftej mestorozhdenij Samarskoj oblasti/ Petuhov A.V., Vaskes Kardenas L.K., Nazarov A.D., Hromyh L.N.// Neftegazovaja geologija. Teorija i praktika. 2013. T. 8. № 1. S. 12.
9. Roshhin P.V. Issledovanie kernovogo materiala Pecherskogo mestorozhdenija prirodnogo bituma s pomoshh'ju rentgenovskogo komp'juternogo mikrotomografa SkyScan 1174V2/Rogachev M.K., Vaskes Kardenas L.K., Kuz'min M.I., Litvin V.T., Zinov'ev A.M.//Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal. 2013. № 8-2 (15). S. 45-48.
10. Strizhnev K.V. Remontno-izoljacionnye raboty v skvazhinah: Teorija i praktika / K.V. Strizhnev. – SPb.: «Nedra», 2010. – 560 s.
11. Strizhnev K. V., Strizhnev V. A. Vybor tamponazhnogo materiala dlja obosnovanija tehnologii remontno-izoljacionnyh rabot //Neftjanoe hozjajstvo. – 2006. – №. 9. – S. 108-111.
12. Surguchev M.L., Kemanov V.I., Gavura N.V. i dr. Izvlechenie nefti iz karbonatnyh kollektorov. M.: Nedra, 1987. - 230s.
13. Orlov M.S. The Application of X-ray Micro Computed Tomography (Micro-CT) of Core Sample for Estimation of Physicochemical Treatment Efficiency/ Roschin P. V., Struchkov I. A.,Litvin V. T.//SPE Russian Petroleum Technology Conference. – Society of Petroleum Engineers, 2015. https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-176600-MS
14. Roschin P.V., Zinoviev A.M., Struchkov I.A., Kalinin E.S., Dziwornu C.K. Solvent selection based on the study of the rheological properties of oil. Mezhdunarodnyj nauchno-issledovatel'skij zhurnal. 2015. № 6-1 (37). S. 120-122.