УДК 622.276:7:622.245.43
© Коллектив авторов,1998
Ю.Л.Вердеревский, С.Н.Головко, Н.Х.Борисова, Ю.Н.Арефьев, Р.Р.Галимов, М.Ф.Соколова, Н.Л.Кучерова (ОАО "НИИнефтепромхим"), Р.Х.Муслимов, А.Т.Панарин (АО "Татнефть")
Y.L.Verderevskiy, S.N.Golovko, N.H.Borisova, Y.N.Arefiev, R.R.Galimov, M.F.Sokolova, N.L.Kutcherova (OAO "Nllneftepromhim"), R.H.Muslimov, A.T.Panarin (AO "Tatneft")
Разработка и испытания селективного изолирующего состава и технологии его применения
Development and tests of selective isolating composition and technologies for its application
Composition and technology for water influx selective isolation in oil producing wells have been developed. Their high efficiency in conditions of clastic rocks at NGDU "Almetievskneft" fields is stated, which makes it possible to recommend technology in question for broad scale field pilot tests.
а основу разработки селективного изолирующего состава ДНПХ-8700 была взята способность образования высоковязких эмульсий при смешивании углеводородного раствора ПАВ с пластовыми и закачиваемыми водами различной минерализации. В качестве углеводородной составляющей исследовались продукты установок комплексной подготовки нефти (дистилляты) и тяжелый дистиллят Шугуровского нефтебитумного завода. В качестве ПАВ применяли масло и водо-маслорастворимые неионогенные
ПАВ.
С целью подбора оптимального состава были изучены зависимости вязкости получаемых эмульсий от концентрации и типа ПАВ, минерализации пластовых вод и соотношения фаз углеводород-вода. Критерием отбора состава являлась кинематическая вязкость более 10 000 мм2/с, т.е. вязкость, при которой эмульсия становится нетекучей.
Вязкость эмульсий «углеводородный раствор водо-маслорастворимого ПАВ -минерализованная вода концентрацией 270 г/л», приведена в табл.1.
Как видно из табл. 1, водо-маслораствори-мый ПАВ концентрацией 6-12% при смешивании с водой минерализацией 270 г/л и при соотношениях от 1:1 до 1:20 не дает высоковязких эмульсий (вязкость более 10 000 мм2/с). Лишь при массовой доле 13% и выше и соотношениях 1:19 и 1:20 образуются высоковязкие эмульсии, но только после длительного встряхивания. Дальнейшее увеличение содержания ПАВ нецелесообразно из-за его высокой стоимости.
При использовании в качестве углеводорода тяжелого дистиллята высоковязкие эмульсии образуются при меньшем содержании ПАВ (10%), но эти эмульсии нестабильны: через несколько часов разжижаются и текут, при встряхивании вновь восстанавливаются.
Таблица1
Соотношение фаз Вязкость эмульсий, мм2/с при массовой доле ПАВ, %
углеводород-вода 6 8 10 12 13
1:1 Эмульсии не образуются
1:4 17,1 21,4 47,2 214,4 322,1
1:8 34,3 96,5 235,8 373,0 428,6
1:12 Расслоение 184,4 772,9 1050,3 600,3
1:16 - «» - 214,4 705,4 1768,8 1393,6
1:19 - «» - 310,9 621,7 1850,0 >10000
1:20 - «» - 300,1 536,0 2033,0 >10000
Результаты испытания маслорастворимо-го ПАВ в тяжелом шугуровском дистилляте (табл. 2) показывают, что образование высоковязких эмульсий происходит значительно легче при соотношениях с водой, начиная с 1:8, при более низких концентрациях и в широком диапазоне минерализации воды. С ростом ее минерализации высоковязкие эмульсии образуются при меньшем
Таблица 2
содержании воды, т.е. при более низких соотношениях фаз. Такая же зависимость наблюдается и для концентрации маслорас-творимого ПАВ в углеводороде: чем выше минерализация воды, тем при более низких концентрациях ПАВ образуются эмульсии.
На основе проведенных исследований выбраны оптимальные концентрации мас-лорастворимого ПАВ в углеводороде.
Соотношение фаз Вязкость эмульсий,мм2/с, при массовой доле ПАВ, %
углеводород-вода 8 9 10
Минерализация воды 130 г/л
1:1 Расслоение Расслоение Расслоение
1:3 235 128 227
1:5 1608 643 428
1:6 2830 >10000 >10000
1:8 4180 >10000 >10000
1:10 >10000 >10000 >10000
| Минерализация воды 200 г/л |
1:1 Расслоение Расслоение Расслоение
1:3 246 128 111
1:5 2251 889 763
1:6 2830 >10000 >10000
1:7 >10000 >10000 >10000
1:20 >10000 >10000 >10000
2/1ЭЭ8
29
Рис.1. Фильтрационные характеристики изолирующего состава ДНПХ-8700 при его закачке по различным технологиям:
1 - 0,5 V - ДНПХ-8700, 0,25 V - минерализованная вода; 2 - 0,5 V -ДНПХ-8700, 0,25 Vпор - нефть; 3 - 0,15 V - ДНПХ-8700, 0,15 Vпор - минерализованная вода; 0,15 V - ДНПХ-8700, 0,"Г5 V - минерализованная вода
Рис.2. Показатели эксплуатации скв.20007 после проведения изоляционных работ с применением состава ДНПХ-8700
Получаемые эмульсии легко образуются и стабильны во времени. Разработанный состав ДНПХ-8700 был рекомендован для селективной изоляции притоков воды в добывающих скважинах при минерализации воды больше 100 г/л.
Для оценки водоизолирующих свойств разработанного состава были проведены модельные испытания применительно к Ромашкинскому месторождению на насыпных моделях пористой среды, насыщенных минерализованной водой (содержание солей 130 г/л). Были испытаны три технологии (рис.1):
1) последовательная закачка ДНПХ-8700 и минерализованной воды;
2) последовательная закачка
ДНПХ-8700 и нефти;
3) закачка дробных порций ДНПХ-8700 и минерализованной воды.
Во всех технологиях модели выдерживали 24 ч, затем осуществляли фильтрацию в обратном направлении, вытесняя минерализованной водой.
Как видно из рис.1, при закачке изолирующего состава скорость фильтрации снижается, затем при вытеснении водой по первой технологии восстанавливается на 50-60% (кривая 1). При этом наблюдается кратковременное снижение скорости фильтрации воды примерно в 5 раз. Коэффициент затухания К3 в этот период составляет 70-80%, затем снижается и после прокачки 6 объемов пор воды V достигает 20-30%. пор
При создании небольшой оторочки нефти (0,25 V ) после закачки изолирующего состава (рисЛ, кривая 2) скорость фильтрации снижается в 50-100 раз, т.е. происходит почти полное затухание (Кз=94-99%), которое продолжается при прокачке 2 V минерализованной воды. Затем скорость фильтрации возрастает и восстанавливается на 23% при прокачке 6 V минерализованной воды, при этом К3 = 67-73%.
При закачке по третьей технологии с чередованием создаваемых оторочек (рис.1, кривая 3) скорость фильтрации резко снижается (примерно в 100 раз) и при прокач-
ке минерализованной воды не восстанавливается, К,=99,7-99,9%.
Состав ДНПХ-8700 испытывали также в нефтенасыщенной пористой среде. При этом скорость фильтрации нефти после закачки изолирующего состава несколько увеличивалась (примерно в 1.5 раза), затем быстро восстанавливалась до первоначальной в течение прохождения 0,5 V . Таким образом, затухания фильтрации не произошло, что подтверждает селективность действия состава ДНПХ-8700 в водона-сыщенных каналах.
Важным параметром, характеризующим изолирующие свойства материала, является градиент давления, который выдерживает изолирующий состав. При смешивании с минерализованной водой состав ДНПХ-8700 образует высоковязкую эмульсию, поэтому градиент давления сдвига определяли в опыте на во-донасыщенных моделях. Состав закачивали дробными чередующимися порциями в такой последовательности: насыщение минерализованной водой плотностью
1090-1100 кг/м3 - 0,15 Уор ДНПХ-8700; 0,15 V - минерализованная вода;
0,15 Vпop- ДНПХ-8700; 0,15 V -
пор пор
минерализованная вода.
После выдержки в течение 24 ч проводили вытеснение минерализованной водой и определяли максимальное давление сдвига изолирующего материала. В течение 0,9 ч давление повышалось до 28,2 мПа, затем началась фильтрация жидкости и давление снизилось. Градиент давления сдвига при этом составил 88 мПа/м.
Вследствие того, что в добывающие скважины прорываются от закачки уже опресненные воды, технология предусматривает последовательно чередующуюся закачку пластовой воды минерализацией 270 кг/м3. Так как эмульгирование происходит на заднем фронте, большое значение имеет скорейшее освоение скважины. При этом увеличивается число контактов реагента с минерализованной водой, образуется большая зона эмульсии, что повышает качество изоляции.
Поскольку в составе реагента имеются растворитель и ПАВ, при закачке реагент промывает зону фильтра, за счет этого повышается дебит скважины.
Испытания проводились на девонских (одна скважина) и бобриковско-радаев-ских (пять скважин) отложениях Ромаш-кинского месторождения НГДУ «Аль-метьевнефть». Объем закачиваемого реагента составлял 6,0 - 8,1 т, в равных объемах (кроме продавки) закачивалась минерализованная вода.
По геолого-физическим условиям применения по девонским отложениям нефть менее вязкая, а по отложениям нижнего карбона отмечается большая проницаемость.
Закачка на девонских отложениях проведена 09.95г. по следующей технологии: 1/4 часть расчетного объема минерализованной воды, затем 1/4 часть реагента и т.д. Скважина успешно проработала 420 сут, обводненность снизилась с 98 до 76%, среднесуточный прирост дебита составил 3,6 т/сут, дополнительная добыча нефти - 1485 т.
Пять скважин на бобриковско-радаев-ских отложениях были обработаны в конце 1996 и в 1997г. Обработки проводились без подъема подземного оборудования, что позволило осваивать скважину через 20-24 ч. Успешность обработок составила 100%, обводненность снизилась на 8,0-15,0%, дебиты нефти возросли от 0,99 до 6,94 т/сут (в среднем на 2,7 т/сут).
На рис.2 показана динамика показателей эксплуатации скв.20007. Из него видно, что сразу после обработки резко растут де-биты жидкости и нефти при одновременном снижении обводненности. Затем деби-ты постепенно снижаются (но не до первоначальных), а обводненность растет и достигает 0,95 первоначальной.
Таким образом, разработанные составы и технология селективной изоляции обеспечивают высокую эффективность изоляции притока воды в условиях скважин терри-генных отложений НГДУ «Альметьев-нефть». Это позволяет рекомендовать данную технологию для широких промысловых испытаний.
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.