Диссертация (1172962), страница 13

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 13)

Компания «Schlumberger» разработала и успешноприменяет технологию «активного» цементного камня «Futur». Технологияпредставляет собой герметик, содержащийся в тампонажном цементе, которыйликвидируетнегерметичностивкамнеприобразованииперетоковуглеводородных газов или жидкостей (нефть, конденсат).В последнее время появились различные тампонажные смолы [332, 357],преимущества которых заключаются в упругости получаемого изоляционногоматериала, позволяющей ему сохранять контакт с колонной и с породой после64проведения в скважине повторной перфорации. Одним из направленийповышения эффективности тампонажных работ в скважинах в условияхвысокотемпературных пластов является применение материалов на основефеноло-формальдегидных олигомеров, например, резорцино-формальдегиднойсмолы ФР-12. В свое время широкое применение получили тампонажные смолыТСД-9 и ТСД-10 с замедленным отверждением (4,0 − 4,5 ч).

Для РИР такжеиспользуются смолы: ацетоноформальдегидная («АЦФ 3М-75», «Софит»),фенолрезорциноформальдегидная («Гранит», «Пластик КС», «Смола ФРФ»),карбамидоформальдегидная (СНПХ-8345), фенолформальдегидная («Резойл Ф1а») и др.

Для условий повышенных пластовых температур в институтеБашНИПИнефть разработаны изоляционные материалы [210] на основе латексаСКМС – 30 АРК [211], стирола [212] и смолы КФЖТ [213, 214, 215].Одна из новых технологий ликвидации негерметичности цементногокольца или обсадной колонны в скважине базируется на использовании составов– герметиков, полимеризующихся при высоком перепаде давления [358].1.7 Гидродинамические методы повышения КИНКлассификация гидродинамических методов повышения КИН впервыебыла представлена О.Э. Цинковой [98] и включала следующие мероприятия:1.Выводобводнившихсяскважинизэксплуатациисцельювосстановления пластового давления и перераспределения градиентов давленияпо пласту в сторону необводненных скважин.2.Форсирование отборов жидкости из добывающих скважин снижениемв них забойного давления.3.Увеличение объемов нагнетаемой воды.4.Снижение скорости фильтрации в продуктивном пласте для интенси-фикации межпластового обмена фазами за счет капиллярных и гравитационныхсил, а также для опускания конусов воды.5.

Периодическое снижение объемов закачки воды в проницаемостно65неоднородный пласт с целью снижения притока воды в добывающих скважинахизвысокопроницаемыхпропластковблагодаряихболеевысокойпьезопроводности.5.Искусственное снижение пластового давления в нефтяной залежи довеличины давления насыщения нефти газом с целью разгазирования остаточнойнефти и уменьшения остаточной нефтенасыщенности пласта.6.Периодическое повышение давления нагнетания воды в пласт.Из гидродинамических методов наибольшее распространение на нефтяныхместорождениях РФ в последние годы получило форсирование отборов жидкости(ФОЖ) путем снижения забойного давления в скважинах ниже давлениянасыщения нефти газом и/или путем их стимуляции методом ГРП или ОПЗ.Такие мероприятия в скважинах планируются обычно с расчетом на отсутствиепоследующих изменений обводненности продукции. Однако такие измененияимеют место почти всегда после проведения в скважинах указанных ГТМ, а вслучаях, когда обводненность снижается, речь может идти о применениигидродинамического метода повышения КИН.

В связи с этим актуальнымявляется вопрос о влиянии данных мероприятий на конечный КИН залежи нефти.И.М. Муравьев и А.П. Крылов [216] указывают, что чем меньше скоростьвытеснения нефти водой из пласта, тем выше конечный КИН. О.В. Мартынцевымэкспериментально выявлено, что в условиях неоднородности пласта попроницаемости и по вязкости пластовых флюидов оптимальная скоростьвытеснения нефти водой должна быть в 2 − 4 раза ниже скорости капиллярнойпропитки [217]. В.Д.

Лысенко [218] указывает, что снижение забойного давленияниже давления насыщения нефти газом приводит к уменьшению продуктивностискважины по нефти из-за выделения из нее газа и в результате повышения еевязкости, а также за счет выпадения в ПЗП парафинов, асфальтенов и смол.С другой стороны И.Г. Пермяков и Н.С.

Гудок [219] анализомпромыслового материала старых месторождений отметили, что чем выше темпотбора жидкости и закачки воды, тем выше конечный КИН. Э.М. Халимов иМ.М. Саттаров [220] указали, что ФОЖ позволяет рентабельно эксплуатировать66скважины до более высокой обводненности продукции и тем самым увеличитьКИН. Э.М. Халимовым [221] показано, что при увеличении темпа отборажидкости из пласта до 10,0 % в год от начальных извлекаемых запасов нефтивременная динамика обводненности продукции выполаживается.

А.А. Казаковсвязывает экономическую целесообразность форсирования отборов жидкости изскважин с сокращением срока эксплуатации залежи [222].ФизическаясущностьФОЖкакгидродинамическогоМУНсформулирована в работах В.Н. Щелкачева [5, 88]. Механизм положительногодействия ФОЖ приобретает ясную физическую природу когда пластовая нефтьимеет градиент давления сдвига.

В работе [98] О.Э. Цинковой отмечено что ростскорости фильтрации по пласту при нижнем расположении высокопроницаемыхпропластков может снизить долю перетоков закачиваемой воды по разрезу вниз.Этим же объясняется целесообразность применения ФОЖ на ЗПВ и в ВНЗ.Механизм положительного действия ФОЖ на эффективность разработкизалежи нефти, представленный С.Т. Овнатановым [41], основывается нанеравномерности распределения пластового давления по разнопроницаемымпропласткам в ПЗП скважины, в результате чего высокое значение забойногодавления может не обеспечить необходимой депрессии на низкопроницаемыепропластки, что делает его снижение целесообразным. Кроме того, припроведении ФОЖ пластовое давление наиболее быстро снижается в обводненныхвысокопроницаемых пропластках, в результате чего нефть начинает перетекатьтуда из низкопроницаемых [41].В.П.

Соничем и Н.А. Черемисиным [223] экспериментально исследованоувеличение коэффициента вытеснения нефти водой в результате проведенияФОЖ. Согласно результатам их исследований рост коэффициента вытесненияпроявляется как в гидрофильных, так и в гидрофобных коллекторах. В первомслучае происходит вовлечение в разработку капиллярно защемленной нефти, вовтором – доотмыв пленочно-связанной. С.Т. Овнатановым также показано, чтоувеличение градиента давления облегчает продвижение нефти по пластувследствие повышения дисперсности движущихся капель нефти [41].67Распространенным мероприятием на нефтяных залежах иногда становитсяостановка высокообводненных скважин в сочетании с ФОЖ из малообводненных.В работе [224] представлена методика НК «ЮКОС» по интенсификацииразработки нефтяной залежи с применением данного комплекса ГТМ.Вместе с тем, В.И.

Калгановым, М.Л. Сургучевым и Б.Ф. Сазоновым [13]на примере месторождений Самарской области показана закономерность ростаобводненности продукции оставшихся в работе скважин после временнойконсервации обводненных. С.Т. Овнатанов [41] отмечает, что остановка скважинпервого ряда отбора способствует росту обводненности скважин внутреннихрядов. Анализ заводнения неоднородных пластов месторождений Самарскойобласти позволил М.Л.

Сургучеву обосновать необходимость эксплуатациискважин первого ряда отбора до высокого значения их обводненности [13].По мнению М.М. Ивановой для достижения высокого конечного КИН всескважины следует выводить из эксплуатации при обводненности 0,97 – 0,98 д.ед.[12]. Точное же значение обводненности продукции скважин, при которомвыгодно прекращение их эксплуатации, по мнению Э.М.

Халимова и М.М.Саттарова [225] зависит от степени неоднородности пласта и свойств пластовыхфлюидов, а также величины остаточных запасов нефти.ТакжераспространеннымгидродинамическимметодомнаповышениянефтяныхКИНместорожденияхявляетсянестационарноезаводнение [226, 227], которому посвящено большое количество научных трудов[228, 229, 230, 231, 232, 233, 234]. Данный метод отличается особым механизмомдействия,особымикритериямиприменимостиитребуетотдельногорассмотрения.Представленные в главе материалы позволяют сделать следующие выводы:1. Согласно проанализированной научной литературе на нефтяныхместорождениях существуют следующие источники и механизмы обводненияскважин пластовой водой:68присутствие в пористой среде продуктивного пласта подвижнойреликтовой воды;неудачное вторичное вскрытие в скважине продуктивного пласта,охватившее иеговодонасыщенные интервалы, либо переходную зонунасыщенности залежи нефти с подстилающей водой;прорыв к скважине контурных вод по подошвенной части пласта,либо по наиболее проницаемым пропласткам или трещинам;подъем ВНК к интервалу вскрытия пласта;образование конуса воды в пределах призабойной зоны пласта.2.

Основные механизмы обводнения продукции скважин, обусловленныетехническими и технологическими проблемами:прорыв в скважину воды из невскрытой водонасыщенной частипродуктивногопластапосредствомзаколонныхперетоковвследствиенегерметичности ее цементного кольца, либо присутствия в пласте техногенныхили естественных трещин;прорыввполостьскважинычуждойводыпопричиненегерметичности ее эксплуатационной колонны или забоя;прорыв к скважине закачиваемой в пласт воды по техногенным илиестественным трещинам, либо по его высокопроницаемым пропласткам.3.

Геолого-физические факторы, обусловливающие и усиливающиеопережающее обводнение нефтяных скважин закачиваемой водой:высокая величина соотношения вязкостей пластовой нефти изакачиваемой воды при термобарических условиях пласта;неоднородность пласта по проницаемости или его трещинность;противодействие капиллярных сил вытеснению нефти водой изпласта при его средней насыщенности, усиливающееся со снижением егопроницаемости;набухаемость глинистых составляющих пород продуктивного пласта69при контакте с закачиваемой водой, особенно пресной, процентное содержаниекоторых увеличивается со снижением его проницаемости;кольматацияПЗПнагнетательнойскважинымеханическимипримесями и нефтяными остатками, содержащимися в закачиваемой воде,которая возрастает со снижением проницаемости данного пропластка.4.

Геолого-физическими факторами, обусловливающими и усиливающимиопережающее обводнение скважин подошвенной водой, являются:залежь нефти с подстилающей водой;низкая толщина, либо отсутствие глинистой перемычки междупродуктивной частью пласта и водонасыщенной;низкая анизотропия монолитного пласта по проницаемости.5. Массовый характер обводнения нефтяных скважин и растущаядороговизна проведения в них геофизических исследований ставит задачуразработки аналитической методики оценки механизмов их обводнения.6. Представленные в литературе графо-аналитические методы диагностикимеханизмовобводнениянефтяныхскважиннедостаточныдлярешенияпоставленной задачи, в том числе из-за того, что не позволяют определять ихобводнениеиз-запроблемсгерметичностьюконструкции,чтоделаетнеобходимым проведение дополнительных исследований.7.Влитературеотмечаютсяработы,посвященныекритериямприменимости потокоотклоняющих технологий, однако без достаточного ихобоснования и подтверждающих материалов.8.

Характеристики

Список файлов диссертации