Файл: Дипломная работа Анализ характеристик обводнения нефтедобывающих скважин на ЮжноСосновском месторождении Гомель.doc
Добавлен: 07.11.2023
Просмотров: 171
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
подвижностью и очень малой усадкой при твердении, хорошо проникать в каверны и трещины произвольной формы и плотно заполнять их; при контакте с пористой средой мало обезвоживаться и не терять свою подвижность; обладать малой водоотдачей (по методике АНИ примерно 50 см3 за 30 мин при перепаде давления 70 атм.), обеспечивающей образование прочной цементной корки на поверхности пористой среды.
Состав цементного раствора с малой водоотдачей следующий:
) тампонажного цемента - 1 т, воды - 550 л, бентонитовой глины - 110 кг, сульфитспиртовой барды (ССБ) - 2,5 кг (гель-цемент);
) тампонажного цемента - 1 т, воды - 500 л, карбоксиметилгидроэтилцеллюлозы (КМГЭЦ) - 4,5 кг
) тампонажного цемента - 1 т, гидрофильной водонефтяной эмульсии - 1 т. Водонефтяную эмульсию приготовляют путем интенсивного смешивания (при совместной прокачке через 10-мм штуцер) 555 л нефти и 560 л водного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего 2,8 кг ОП-10 и ОП-7 ;
) тампонажного тонкодисперсного цемента 1 т, воды 670 л, глинопорошка 115 кг, поверхностно-активного вещества 14 кг (ОП-7). Тонкодисперсный цемент получается путем домола стандартного тампонажного цемента на вибромельнице СМ-515, а также образуется на цементных заводах при помоле портланд-цемента в виде цементной пыли, улавливаемой рукавными фильтрами. Через сито с количеством отверстий 16000 на см2 проходит 97-98% тонкодисперсного цемента.
Для изоляционных работ в скважинах могут применяться полимерцементные растворы. Их основными преимуществами являются малая водоотдача, хорошая подвижность, способность образовывать цементный камень, обладающий повышенной сопротивляемостью растяжению и динамическим нагрузкам, хорошим сцеплением с металлом и породой, низкой водопроницаемостью и хорошей коррозийной стойкостью.
Полимерцементный раствор состоит из:
) тампонажного цемента - 1 т, воды - 385 л, латекса 68 кг, некаля БХ (натриевой соли дибутилнафталинсульфокислоты) 4,5 кг (латекс-цемент);
) тампонажного цемента 1 т, воды 440 л, фурилового спирта 10 кг, солянокислого анилина 1,2 кг;
) тампонажного цемента 1 г, воды 265 л, смолы ФР-12 150 л, формалина 85 л.
2.2.5 Изоляция пластовых вод цементными растворами
Цементные растворы на водной или углеводородной основе в настоящее время не широко распространены как тампонирующие материалы при проведении водоизоляционных работ на месторождениях Татарии. В течение последних лет использование цементных растворов намного сократилось за счет применения полимерных и других нецементных тампонирующих материалов. Доля цементных растворов в общем количестве изоляционных материалов не очень высока.
При выборе скважин для анализа проведения изоляционных работ исключались скважины:
- эксплуатирующие угленосные горизонты и обводненные водой этих горизонтов;
- где плотность воды была ниже 1,18 г/см3,
После отбрасывания скважин указанных категории, для анализа были взяты материалы изоляционных работ по ЖЛ скважинам.
Цементные растворы, как на водной, так и на углеводородной основе общеизвестны. Отметим лишь, что цементные растворы на водной основе приготавливают смешением обычного тампонажного цемента с пресной технической водой. Водоцементный фактор растворов колеблется в пределах 0,45-0,5.
Растворы на углеводородной основе на промыслах Татарии приготавливают, смешивая дизельное топливо с обычным тампонажным цементом. В качестве ПАВ применяют дисолван, добавляя его до 2% объема к смеси.
Цементные растворы закачивают в пласт по насоснокомпрессорным трубам, при этом цементный раствор на водной основе закачивают последовательно за пластовой водой и продавливают ею же, а при закачке цементного раствора на углеводородной основе применяют жидкости-разделители до и после цементного раствора. Объем разделительной жидкости берут в пределах 0,5-1,0 м3, что предотвращает преждевременное затвердение цементного.
При задавливании цементных растворов в пласт использовались давления, значительно превышающие допустимое давление на эксплуатационную колонну. Поэтому в большинстве случаев закачки цементного раствора проводили по заливочным трубам, оборудованным пакером, предохраняющим эксплуатационную колонну от действия избыточного давления. В связи с этим около 70% изоляционных работ проводят с использованием пакеров высокого давления.
Тщательное изучение материалов водоизоляционных работ показывает, что наряду с различными способами задавливания цементных растворов в пласт существуют два отличных друг от друга способа изоляции путей водопритоков.
По первому способу закрытие путей водопритоков достигается перекрытием цементным мостом фильтра скважины, эксплуатирующей нижний пласт, частично обводненный. Метод, применяется для изоляции как нижней, так и подошвенной воды - неселективная изоляция вод.
По второму способу изоляция вод достигается за счет перекрытия обводненной части пласта цементным мостом, закрытия путей водопритоков, вследствие кольматации их частицами цементного раствора или под действием других сил при выполнении операции по задавливанию цементного раствора. Данный способ применяется при изоляции нижней и подошвенной воды. Работы по изоляции выполняются как с применением пакера, так и без него и складываются из следующих операций.
При изоляции подошвенной воды:
- перекрывается фильтр предполагаемой обводненной части пласта цементным мостом, а нефтеносная часть пласта вскрывается снова;
- цементный мост разбуривается до нижних перфорационных отверстий старого фильтра, и дополнительно вскрывается кровля нефтеносной части пласта;
цементный мост после изоляционных работ устанавливается ниже старого фильтра и дополнительно вскрывается нефтеносная часть пласта.
При изоляции нижних вод:
- цементный мост устанавливается на уровне нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта и последний вскрывается снова;
- цементный мост устанавливается глубже нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта, а нефтеносный пласт вскрывается снова.
Данный случай в отличие от первого будем называть селективной изоляцией вод. Неселективный и селективный методы изоляции нижних и подошвенных вод схематически показаны на рисунке 2.12.
При селективной изоляции подошвенной воды успешность работ выше, чем при изоляции нижней воды, с использованием цементного раствора как на водной, так и на углеводородной основе. При неселективной изоляции успешность работ в случае изоляции нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе выше, чем на углеводородной.
А - в скважине, обводненной нижней водой;
Б - в скважине, обводненной подошвенной водой;
а - перекрытие обводненного пласта цементным мостом;
б - наращивание искусственного забоя;
в - перекрытие цементным мостом обводненной части пласта;
г - создание цементной оторочки в зоне ВНК или заполнение затрубного пространства цементным раствором.
Рисунок 2.12 Закрытие путей водопритоков с использованием цементного раствора
Следует отметить, что после проведения изоляционных работ достигается снижение обводненности на некоторую величину, т. е. происходит частичная изоляция вод.
При неселективной изоляции нижних вод с использованием цементного раствора на водной основе дебит нефти более чем в 3 раза выше дебита до изоляционных работ и при изоляции подошвенной воды - примерно в 2 раза. В случае использования цементного раствора на углеводородной основе прирост дебита нефти при изоляции подошвенной воды выше, чем при изоляции нижней воды, и отмечается значительное снижение обводненности с использованием цементного раствора на водной основе (по 30 скважинам более чем в 2 раза).
Значительное снижение обводненности отмечается при изоляции нижней воды с использованием цементных растворов на водной и углеводородной основе
Периодом восстановления обводненности называется тот промежуток времени после проведения изоляционных работ, в течение которого содержание воды в продукции при эксплуатации скважины становится равным зафиксированному перед изоляционными работами.
Сравнительно короткий период восстановления обводненности при использовании цементных растворов на углеводородной основе, очевидно, связан с явлением медленного отверждения этого раствора. Вследствие этого при создании определенной депрессии на забой происходит прорыв воды, что приводит к резкому восстановлению обводненности до величины, которая отмечалась перед изоляционными работами.
2.2.6 Жидкое стекло
Ограничение притока воды в скважины основано на закачке композиций на базе силиката натрия (стекло натриевое жидкое) и формирования в зоне изоляции стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы.
Интерес, к жидкому стеклу значительно возросший в последние годы в нашей стране и за рубежом определяется, наряду с его высокими водоизолирующими свойствами, экологической чистотой применения, негорючестью и нетоксичностью.
В качестве отвердителя в силикат натрия вводится натрий кремнефтористый.
Технология направлена на изоляцию вод, поступающих в добывающие скважины за счёт герметизации крепи скважин, или блокирования наиболее промытых высокопроницаемых зон пласта и вовлечение в разработку участков трудноизвлекаемых запасов нефти.
Областью применения технологии является ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод, как в терригенных, так и в карбонатных пластах.
Технология может быть использована как в добывающих, так и нагнетательных скважинах независимо от вида и степени минерализации изолируемых или закачиваемых вод.
Технология обработки скважин предназначена для ограничения добычи попутной воды добывающих скважин и оптимизации режимов работ нагнетательных скважин.
Применяется для ограничения притока подошвенных, пропластковых и закачиваемых вод, изоляции заколонных перетоков добывающих скважин, ликвидации нарушений цементного кольца, а также для выравнивания профилей приемистости и изоляции заколонных перетоков нагнетательных скважин.
Технология основана на закачке композиций на базе силиката натрия (стекло натриевое жидкое) и формирования в зоне изоляции стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы. В качестве структурообразователя в силикат натрия вводится натрий кремнефтористый.
Технология обработки скважин композициями на основе силиката натрия применима в условиях терригенных и карбонатных коллекторов, пластовых температур до 150°С и удельной приемистости скважин 0,6-5,0 м3/ч·МПа.
Условия применения жидкого стекла в нефтедобывающих скважинах:
тип коллектора - терригенный, карбонатный;
коэффициент нефтенасыщенности продуктивного пласта более 50%;
первоначальная нефтенасыщенная часть пласта не менее 3-4 м;
накопленный отбор нефти не более 15 усл. ед./м;
проницаемость коллектора более 0,1 мкм2;
интервал перфорации не менее 2-3 м;
температура пласта 20-150°С;
обводненность добываемой продукции не лимитируется;
плотность добываемой воды не регламентируется;
приемистость скважины по воде 0,6-5,0 м3/ч·МПа;
отношение коэффициентов проницаемостей водного и продуктивного пластов (пропластков) более 2;
удаленность от нагнетательной скважины более 600 м;
закачка тампонирующей композиции в зону изоляции осуществляется через существующий эксплуатационный фильтр;
башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) должен быть установлен в интервале поступления воды в ствол скважины;
давление закачки тампонирующей композиции в зону изоляции не должно превышать 10-12 МПа для девонских горизонтов и 6-8 МПа для верхних горизонтов;
необходимый объем тампонирующей композиции 3-5 м3 на I м толщины изолируемой зоны пласта;
допустимая депрессия на пласт при освоении и эксплуатации скважины после обработки не более 6-8 МПа;
Условия применения жидкого стекла в водонагнетательных скважинах:
тип коллектора - терригенный, карбонатный;
мощность продуктивного пласта не менее 4-5 м;
проницаемость коллектора не менее 0,4-0,5 мкм2;
- интервал перфорации не менее 3-4 м;
- эксплуатационная колонна выше интервала перфорации - герметична;
приемистость скважины по воде 1,2-5,0 м3/ч·МПа;
исследован профиль приемистости;
величина приемистости высокопроницаемых пропластков в три и более раз превышает величину приемистости низкопроницаемых пропластков - в случае выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта
Состав цементного раствора с малой водоотдачей следующий:
) тампонажного цемента - 1 т, воды - 550 л, бентонитовой глины - 110 кг, сульфитспиртовой барды (ССБ) - 2,5 кг (гель-цемент);
) тампонажного цемента - 1 т, воды - 500 л, карбоксиметилгидроэтилцеллюлозы (КМГЭЦ) - 4,5 кг
) тампонажного цемента - 1 т, гидрофильной водонефтяной эмульсии - 1 т. Водонефтяную эмульсию приготовляют путем интенсивного смешивания (при совместной прокачке через 10-мм штуцер) 555 л нефти и 560 л водного раствора поверхностно-активного вещества, содержащего 2,8 кг ОП-10 и ОП-7 ;
) тампонажного тонкодисперсного цемента 1 т, воды 670 л, глинопорошка 115 кг, поверхностно-активного вещества 14 кг (ОП-7). Тонкодисперсный цемент получается путем домола стандартного тампонажного цемента на вибромельнице СМ-515, а также образуется на цементных заводах при помоле портланд-цемента в виде цементной пыли, улавливаемой рукавными фильтрами. Через сито с количеством отверстий 16000 на см2 проходит 97-98% тонкодисперсного цемента.
Для изоляционных работ в скважинах могут применяться полимерцементные растворы. Их основными преимуществами являются малая водоотдача, хорошая подвижность, способность образовывать цементный камень, обладающий повышенной сопротивляемостью растяжению и динамическим нагрузкам, хорошим сцеплением с металлом и породой, низкой водопроницаемостью и хорошей коррозийной стойкостью.
Полимерцементный раствор состоит из:
) тампонажного цемента - 1 т, воды - 385 л, латекса 68 кг, некаля БХ (натриевой соли дибутилнафталинсульфокислоты) 4,5 кг (латекс-цемент);
) тампонажного цемента 1 т, воды 440 л, фурилового спирта 10 кг, солянокислого анилина 1,2 кг;
) тампонажного цемента 1 г, воды 265 л, смолы ФР-12 150 л, формалина 85 л.
2.2.5 Изоляция пластовых вод цементными растворами
Цементные растворы на водной или углеводородной основе в настоящее время не широко распространены как тампонирующие материалы при проведении водоизоляционных работ на месторождениях Татарии. В течение последних лет использование цементных растворов намного сократилось за счет применения полимерных и других нецементных тампонирующих материалов. Доля цементных растворов в общем количестве изоляционных материалов не очень высока.
При выборе скважин для анализа проведения изоляционных работ исключались скважины:
- эксплуатирующие угленосные горизонты и обводненные водой этих горизонтов;
- где плотность воды была ниже 1,18 г/см3,
После отбрасывания скважин указанных категории, для анализа были взяты материалы изоляционных работ по ЖЛ скважинам.
Цементные растворы, как на водной, так и на углеводородной основе общеизвестны. Отметим лишь, что цементные растворы на водной основе приготавливают смешением обычного тампонажного цемента с пресной технической водой. Водоцементный фактор растворов колеблется в пределах 0,45-0,5.
Растворы на углеводородной основе на промыслах Татарии приготавливают, смешивая дизельное топливо с обычным тампонажным цементом. В качестве ПАВ применяют дисолван, добавляя его до 2% объема к смеси.
Цементные растворы закачивают в пласт по насоснокомпрессорным трубам, при этом цементный раствор на водной основе закачивают последовательно за пластовой водой и продавливают ею же, а при закачке цементного раствора на углеводородной основе применяют жидкости-разделители до и после цементного раствора. Объем разделительной жидкости берут в пределах 0,5-1,0 м3, что предотвращает преждевременное затвердение цементного.
При задавливании цементных растворов в пласт использовались давления, значительно превышающие допустимое давление на эксплуатационную колонну. Поэтому в большинстве случаев закачки цементного раствора проводили по заливочным трубам, оборудованным пакером, предохраняющим эксплуатационную колонну от действия избыточного давления. В связи с этим около 70% изоляционных работ проводят с использованием пакеров высокого давления.
Тщательное изучение материалов водоизоляционных работ показывает, что наряду с различными способами задавливания цементных растворов в пласт существуют два отличных друг от друга способа изоляции путей водопритоков.
По первому способу закрытие путей водопритоков достигается перекрытием цементным мостом фильтра скважины, эксплуатирующей нижний пласт, частично обводненный. Метод, применяется для изоляции как нижней, так и подошвенной воды - неселективная изоляция вод.
По второму способу изоляция вод достигается за счет перекрытия обводненной части пласта цементным мостом, закрытия путей водопритоков, вследствие кольматации их частицами цементного раствора или под действием других сил при выполнении операции по задавливанию цементного раствора. Данный способ применяется при изоляции нижней и подошвенной воды. Работы по изоляции выполняются как с применением пакера, так и без него и складываются из следующих операций.
При изоляции подошвенной воды:
- перекрывается фильтр предполагаемой обводненной части пласта цементным мостом, а нефтеносная часть пласта вскрывается снова;
- цементный мост разбуривается до нижних перфорационных отверстий старого фильтра, и дополнительно вскрывается кровля нефтеносной части пласта;
цементный мост после изоляционных работ устанавливается ниже старого фильтра и дополнительно вскрывается нефтеносная часть пласта.
При изоляции нижних вод:
- цементный мост устанавливается на уровне нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта и последний вскрывается снова;
- цементный мост устанавливается глубже нижних перфорационных отверстий нижнего нефтеносного пласта, а нефтеносный пласт вскрывается снова.
Данный случай в отличие от первого будем называть селективной изоляцией вод. Неселективный и селективный методы изоляции нижних и подошвенных вод схематически показаны на рисунке 2.12.
При селективной изоляции подошвенной воды успешность работ выше, чем при изоляции нижней воды, с использованием цементного раствора как на водной, так и на углеводородной основе. При неселективной изоляции успешность работ в случае изоляции нижней воды с использованием цементного раствора на водной основе выше, чем на углеводородной.
А - в скважине, обводненной нижней водой;
Б - в скважине, обводненной подошвенной водой;
а - перекрытие обводненного пласта цементным мостом;
б - наращивание искусственного забоя;
в - перекрытие цементным мостом обводненной части пласта;
г - создание цементной оторочки в зоне ВНК или заполнение затрубного пространства цементным раствором.
Рисунок 2.12 Закрытие путей водопритоков с использованием цементного раствора
Следует отметить, что после проведения изоляционных работ достигается снижение обводненности на некоторую величину, т. е. происходит частичная изоляция вод.
При неселективной изоляции нижних вод с использованием цементного раствора на водной основе дебит нефти более чем в 3 раза выше дебита до изоляционных работ и при изоляции подошвенной воды - примерно в 2 раза. В случае использования цементного раствора на углеводородной основе прирост дебита нефти при изоляции подошвенной воды выше, чем при изоляции нижней воды, и отмечается значительное снижение обводненности с использованием цементного раствора на водной основе (по 30 скважинам более чем в 2 раза).
Значительное снижение обводненности отмечается при изоляции нижней воды с использованием цементных растворов на водной и углеводородной основе
Периодом восстановления обводненности называется тот промежуток времени после проведения изоляционных работ, в течение которого содержание воды в продукции при эксплуатации скважины становится равным зафиксированному перед изоляционными работами.
Сравнительно короткий период восстановления обводненности при использовании цементных растворов на углеводородной основе, очевидно, связан с явлением медленного отверждения этого раствора. Вследствие этого при создании определенной депрессии на забой происходит прорыв воды, что приводит к резкому восстановлению обводненности до величины, которая отмечалась перед изоляционными работами.
2.2.6 Жидкое стекло
Ограничение притока воды в скважины основано на закачке композиций на базе силиката натрия (стекло натриевое жидкое) и формирования в зоне изоляции стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы.
Интерес, к жидкому стеклу значительно возросший в последние годы в нашей стране и за рубежом определяется, наряду с его высокими водоизолирующими свойствами, экологической чистотой применения, негорючестью и нетоксичностью.
В качестве отвердителя в силикат натрия вводится натрий кремнефтористый.
Технология направлена на изоляцию вод, поступающих в добывающие скважины за счёт герметизации крепи скважин, или блокирования наиболее промытых высокопроницаемых зон пласта и вовлечение в разработку участков трудноизвлекаемых запасов нефти.
Областью применения технологии является ликвидация нарушений эксплуатационной колонны в зонах с высокой и низкой проницаемостью, изоляция притока подошвенных, нижних и верхних вод, как в терригенных, так и в карбонатных пластах.
Технология может быть использована как в добывающих, так и нагнетательных скважинах независимо от вида и степени минерализации изолируемых или закачиваемых вод.
Технология обработки скважин предназначена для ограничения добычи попутной воды добывающих скважин и оптимизации режимов работ нагнетательных скважин.
Применяется для ограничения притока подошвенных, пропластковых и закачиваемых вод, изоляции заколонных перетоков добывающих скважин, ликвидации нарушений цементного кольца, а также для выравнивания профилей приемистости и изоляции заколонных перетоков нагнетательных скважин.
Технология основана на закачке композиций на базе силиката натрия (стекло натриевое жидкое) и формирования в зоне изоляции стойкой относительно пластовых и опресненных вод тампонирующей массы. В качестве структурообразователя в силикат натрия вводится натрий кремнефтористый.
Технология обработки скважин композициями на основе силиката натрия применима в условиях терригенных и карбонатных коллекторов, пластовых температур до 150°С и удельной приемистости скважин 0,6-5,0 м3/ч·МПа.
Условия применения жидкого стекла в нефтедобывающих скважинах:
тип коллектора - терригенный, карбонатный;
коэффициент нефтенасыщенности продуктивного пласта более 50%;
первоначальная нефтенасыщенная часть пласта не менее 3-4 м;
накопленный отбор нефти не более 15 усл. ед./м;
проницаемость коллектора более 0,1 мкм2;
интервал перфорации не менее 2-3 м;
температура пласта 20-150°С;
обводненность добываемой продукции не лимитируется;
плотность добываемой воды не регламентируется;
приемистость скважины по воде 0,6-5,0 м3/ч·МПа;
отношение коэффициентов проницаемостей водного и продуктивного пластов (пропластков) более 2;
удаленность от нагнетательной скважины более 600 м;
закачка тампонирующей композиции в зону изоляции осуществляется через существующий эксплуатационный фильтр;
башмак насосно-компрессорных труб (НКТ) должен быть установлен в интервале поступления воды в ствол скважины;
давление закачки тампонирующей композиции в зону изоляции не должно превышать 10-12 МПа для девонских горизонтов и 6-8 МПа для верхних горизонтов;
необходимый объем тампонирующей композиции 3-5 м3 на I м толщины изолируемой зоны пласта;
допустимая депрессия на пласт при освоении и эксплуатации скважины после обработки не более 6-8 МПа;
Условия применения жидкого стекла в водонагнетательных скважинах:
тип коллектора - терригенный, карбонатный;
мощность продуктивного пласта не менее 4-5 м;
проницаемость коллектора не менее 0,4-0,5 мкм2;
- интервал перфорации не менее 3-4 м;
- эксплуатационная колонна выше интервала перфорации - герметична;
приемистость скважины по воде 1,2-5,0 м3/ч·МПа;
исследован профиль приемистости;
величина приемистости высокопроницаемых пропластков в три и более раз превышает величину приемистости низкопроницаемых пропластков - в случае выравнивания профиля приемистости продуктивного пласта