«Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им академика А. П. Крылова ОАО «вниинефть»

Вид материала

Автореферат диссертации

Содержание ОбЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ содержание РАБОТЫ Основные результаты и выводы

Подобный материал:

• Методические рекомендации по проектированию разработки нефтяных и газонефтяных месторождений, 2540.51kb.
• Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных, 3650.22kb.
• «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им акад. А. П. Крылова», 789.97kb.
• Рао «еэс россии» безопасность гидротехнических сооружений. Основные понятия. Термины, 272.39kb.
• Свод правил по проектированию и строительству метрополитены дополнительные сооружения, 1496.85kb.
•      согласован мчс россии письмо n 43-95 от 14., 1639.07kb.
• И. Д. Красулин Директор цби ОАО вниист, 911.33kb.
• В. Д. Каминский д г. м н., директор, председатель научного комитета, 34.25kb.
• Федеральный Ядерный Центр - Всероссийский Научно-Исследовательский Институт Технической, 16.21kb.
• Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных, 1859.95kb.

На правах рукописи

УДК 622.276.2

Рогова татьяна сергеевна

Обоснование технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях композициями на основе ЩЕЛОЧНЫХ СИЛИКАТНО-ПОЛИМЕРНЫХ ГЕЛЕЙ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук

Москва, 2007

Работа выполнена в Открытом акционерном обществе «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова (ОАО «ВНИИнефть»).


Научный руководитель – доктор технических наук, профессор С.А. Жданов


Официальные оппоненты – доктор технических наук Г.С. Малютина


кандидат технических наук В.Д. Булавин


Ведущее предприятие – ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»


Защита диссертации состоится «6» апреля 2007 г. в 10 часов на заседании Диссертационного Совета Д.222.006.01 ВАК России при ОАО «Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова» (ОАО «ВНИИнефть») по адресу: 125422, г. Москва, Дмитровский проезд, д.10.


С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «ВНИИнефть».

Автореферат разослан «3» марта 2007 г.


Ученый секретарь диссертационного Совета,

Кандидат геолого-минералогических наук Максимов М.М.

ОбЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Развитие добычи нефти на месторождениях России связано с необходимостью дальнейшего ускоренного вовлечения в доразработку трудноизвлекаемых запасов нефти на поздней стадии эксплуатации. Основным способом разработки нефтяных месторождений в стране является заводнение, при этом способе эффективность извлечения нефти зависит от полноты охвата пласта воздействием закачиваемой воды. Высокая неоднородность продуктивных пластов, связанная с наличием в них высокопроницаемых пропластков, приводит к быстрому прорыву воды в добывающие скважины и, как следствие, ухудшению технико-экономических показателей разработки месторождений и снижению нефтеотдачи пластов.

Дальнейшее совершенствование разработки нефтяных месторождений с применением заводнения связано с перераспределением потоков дренирующей воды в пласте с целью повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади. Этой цели можно достичь следующими способами:

- выравниванием профиля приемистости (ВПП) нагнетательных скважин за счет уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и уменьшения потока воды через них, при этом закачиваемая вода относительно равномерно поступает как в изолированные высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки;

- увеличением охвата пласта заводнением за счет полной или частичной изоляции уже промытых высокопроницаемых зон пласта путем создания потокоотклоняющего барьера на пути фильтрации воды.

В мировой практике водоизоляционных работ широко применяются составы на полимерной основе, образующие водоизоляционный материал во всем объеме с регулируемым сроком схватывания. К ним относятся гипано-формалиновая смесь, вязкоупругие составы на основе полиакриламида и хромокалиевых квасцов или бихромата калия, полимердисперсные системы, гелеобразующие составы на основе трехвалентных солей и другие. Хотя результаты их использования положительны, но имеется ряд недостатков - высокая стоимость и токсичность некоторых компонентов (например, хром-ксантановые и хром-полиакриламидные гели) недостаточная селективность и невысокая эффективность изоляции из-за кратковременности их действия, и, в случае необходимости, отсутствуют способы восстановления первоначальной проницаемости пластов.

Одним из наиболее экологичных и прогрессивных методов увеличения охвата пластов воздействием является применение гелеобразующих составов на основе силиката натрия.

Однако до последнего времени недостаточно изучены следующие вопросы:

- влияние на механизм гелеобразования и свойства получаемого изолирующего материала различных факторов, а именно силикатного модуля, природы и концентрации компонентов гелеобразующей композиции, температуры, пластового давления, минерализации пластовой воды и т.д.;

- изменение фильтрационных характеристик пористой среды после закачки гелеобразующего состава в пласт и образования в пласте силикатно-полимерного геля;

- адаптация состава гелеобразующей композиции к конкретным геолого-промысловым условиям нефтяных месторождений;

- способы приготовления и закачки композиции в пласт.

Цель диссертационной работы – исследование механизма образования силикатных гелей, их физико-химических и фильтрационных свойств и разработка технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин щелочными силикатно-полимерными гелями для повышения эффективности разработки месторождений на поздней стадии эксплуатации.

Основные задачи исследований.

1. Обобщение современных представлений о процессе гелеобразования различных реагентов, возможности их применения для ВПП нагнетательных скважин с целью увеличения нефтеотдачи пластов.
   
2. Обоснование основных критериев, определяющих возможность и эффективность применения щелочных силикатно-полимерных гелей для выравнивания профиля приемистости.
   
3. Исследование механизма образования и формирования силикатно-полимерного геля и изучение влияния различных факторов на его физико-химические свойства.
   
4. Фильтрационные исследования пористой среды до и после закачки силикатно-полимерного геля.
   
5. Разработка, испытание и внедрение технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин щелочными силикатно-полимерными гелями в различных геолого-промысловых условиях.
   

Методы решения поставленных задач.

1. Анализ современной научно-технической литературы, проведение аналитических исследований по сравнению различных методов и реагентов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
   
2. Физико-химические исследования по обоснованию состава силикатно-полимерных гелей в зависимости от природы силиката натрия, различных кислых агентов, полимеров и инертных наполнителей для различных условий применения композиции.
   
3. Фильтрационные исследования на насыпных моделях пористой среды и натурных кернах.
   
4. Проведение промысловых испытаний технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и отработка оптимальных параметров технологического процесса по приготовлению и закачке гелеобразующего состава на основе силиката натрия в пласт.
   
5. Оценка технологической эффективности проведенных геолого-технических мероприятий по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.
   

Научная новизна.

1. Разработана методика исследования физико-химических свойств гелеобразующих составов на основе силиката натрия.

2. Установлено влияние природы, концентрации и соотношения компонентов гелеобразующей композиции, температуры пласта и минерализации воды на физико-химические свойства щелочного силикатно-полимерного геля и эффективность его применения.

3. Изучены изолирующие свойства силикатных гелей на насыпных моделях пористой среды и на керновом материале.

4. Изучен механизм поведения силикатно-полимерного геля в водо- и нефтенасыщенной пористой среде.

5. Разработан способ приготовления гелеобразующего состава с регулируемыми временем начала гелеобразования и прочностью образующегося силикатно-полимерного геля в лабораторных и в промысловых условиях.

6. Разработан способ изоляции водопритока и зоны поглощения. (Пат. РФ № 1774689, Пат. РФ № 2076203).

Основные защищаемые положения:

1. Методика исследования физико-химических и реологических свойств гелеобразующих композиций и результаты влияния свойств силиката натрия, природы и концентрации различных компонентов композиции, температуры и минерализации воды на механизм гелеобразования.

2. Механизм поведения силикатно-полимерных гелей в пористой среде.

3. Способ приготовления гелеобразующего состава с регулируемым временем начала гелеобразования и прочностью непосредственно перед закачкой в пласт.

4. Технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением силикатных гелей и ее модификации в различных геолого-физических условиях.

Практическая ценность работы.

1. Разработана и обоснована технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей в карбонатных и терригенных коллекторах с различной проницаемостью, пластовой температурой до 90^оС и минерализацией воды до 300 г/л.
   
2. Разработан метод приготовления гелеобразующей композиции на основе силиката натрия непосредственно перед закачкой в пласт.
   
3. Обоснованы условия наиболее эффективного применения щелочных силикатно-полимерных гелей для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.
   
4. Для практической реализации предложенных технологических решений разработана и утверждена «Инструкция по применению силикатно-полимерных гелей (СПГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах» (РД 153-39Н-020-97).
   
5. Технология реализована на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области и Республики Коми с различными геолого-физическими условиями при непосредственном участии автора во внедрении и промысловых испытаниях. В результате обработок, проведенных на 189 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто более 460 тыс.т нефти, удельный технологический эффект составил более
   2,4 тыс.т нефти на 1 скважино-операцию при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.
   

Апробация работы.

Результаты диссертационной работы и основные положения докладывались и обсуждались на заседаниях технического совета НГДУ «Белозернефть» и «Нижневартовскнефть» (г. Нижневартовск), XIV Губкинских чтениях «Развитие идей И.М.Губкина в теории и практике нефтегазового дела», научно-практической конференции «Состояние и перспективы научных и производственных работ в ОАО «РМНК «Нефтеотдача» (пос. Новоспасское, г. Самара), I-ой международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования новых методов увеличения нефтеотдачи в Казахстане» (г. Алматы), 1-ой международной научной конференции «Современные проблемы нефтеотдачи пластов. Нефтеотдача-2003.» (Россия, Москва, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина), научных семинарах лаборатории и секции Ученого Совета ОАО «ВНИИнефть».

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 13 работ, в том числе 2 патента,
7 статей и составлен руководящий документ на технологический процесс.

Структура и объем работы.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав и заключения, содержащего основные результаты и выводы. Общий объем работы составляет 154 страницы, в том числе 28 таблиц, 37 рисунков. Список литературы включает 114 источника.


Автор выражает свою благодарность научному руководителю д.т.н., профессору Жданову С.А.; д.т.н., профессору Горбунову А.Т.; к.т.н. Кряневу Д.Ю.; к.х.н. Старковскому А.В.; к.т.н. Петракову А.М.; к.т.н. Зискину Е.А.; Дзюбенко Е.М. за научные консультации и ряд ценных идей, использованных в работе. Автор благодарит сотрудников Центра ПНП ОАО «ВНИИнефть» за помощь и поддержку, оказанные в процессе подготовки диссертационной работы.

содержание РАБОТЫ

Во введении обоснованы актуальность проблемы, цель, основные задачи исследований, сформулированы научная новизна и практическая ценность диссертации, а также указана реализация результатов исследований в нефтедобывающей промышленности.

В первой главе рассмотрено состояние проблемы разработки месторождений, вступающих в позднюю стадию их разработки и характеризующихся снижением добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции, что связано в основном с опережающей выработкой наиболее высокопроницаемых пластов. Для решения данной задачи первостепенное значение приобретает применение методов по выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.

Важный вклад в развитие и изучение различных аспектов этой проблемы внесли Алмаев Р.Х., Алтунина Л.К., Амиян В.А., Баишев А.Б., Блажевич В.А., Боксерман А.А., Бученков Л.Н., Газизов А.Ш., Глущенко В.Н., Горбунов А.Т., Девятов В.В., Жданов С.А., Желтов Ю.В., Ибрагимов Л.Х., Крянев Д.Ю., Маляренко А.В., Мищенко И.Т, Поддубный Ю.А., Сидоров И.А., Сургучев М.Л., Умрихина Е.Н., Хлебников В.Н. и многие другие.

Создание водоизолирующего экрана решается с помощью химических реагентов, которые в течение определенного времени формируют в поровом (или трещинном) пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую массу, которая образуется селективно лишь в пространстве, занятом водной или преимущественно водной фазой. Основными факторами, определяющими выбор реагента для получения в пласте водоизолирующих материалов, эффективно ограничивающих фильтрацию воды, являются:

• химический состав и свойства пластовых вод,
  
• пластовая температура,
  
• состав и свойства нефти,
  
• минералогический состав пород,
  
• химическая активность закачиваемого реагента относительно состава и компонентов продуктивного пласта.
  

Для образования изолирующего материала необходимо как минимум наличие двух компонентов: основного компонента, называемого водоизолирующим реагентом, и вспомогательного. Рассмотрено значительное число химических реагентов, для каждого из которых уточнена область наиболее эффективного применения, а также их преимущества и недостатки. В зависимости от химической природы реагента и способа приготовления процесс образования изолирующей массы может идти по следующим механизмам:

• осадкообразование,
  
• гелеобразование,
  
• затвердевание,
  
• коагуляция и т.д.
  

Наиболее распространенными методами для выравнивания профиля приемистости скважин и увеличения охвата пластов заводнением являются способы с использованием композиций, обладающих повышенной вязкостью, в основном, растворов полимеров. Достаточно широко в качестве полимера используют различные полиакриламиды (ПАА), а также различные модификации полимерных растворов: вязко-упругие составы (ВУС), полимердисперсные системы (ПДС), сшитые полимерные системы (СПС) и др.

Основным недостатком применения растворов на основе ПАА является механическая и термическая деструкция полимера при повышенной температуре, а также незначительное время действия водоизоляции (2-3 месяца). Этих недостатков лишены биополимеры. В НПО «ИТИН» разработана технология обработок нагнетательных скважин композицией на основе биополимера - продукта БП-92.

В настоящее время для ВПП нагнетательных скважин широко применяется закачка обратных эмульсий (ОЭ). Перспективность и эффективность их использования обусловлена способностью фильтроваться в высокопроницаемые каналы пласта и трещины, структурироваться при перемешивании с пластовой водой, гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением его фазовой проницаемости для нефти. Основным недостатком ОЭ является их термодинамическая нестабильность.

Силикатный гель применяется в нефтяной промышленности с 1935 года как добавка к цементным растворам, связывающим веществам, защитным покрытиям и др. Силикат натрия является дешевым и экологически безопасным реагентом, поэтому идея его использования для изоляции пластов высказывалась давно. В 1949-54 гг. на Туймазинском месторождении были проведены опытные испытания технологии с применением силикатных гелей для изоляции подошвенной воды. Однако из-за низкой эффективности и недостаточной изученности метод не получил широкого практического применения.

В США на основе силиката натрия разработана и применяется система «Zonelock» фирмы Dowell, представляющая собой кислый силикатный гель. Система успешно используется в песчаных, известковых и доломитовых пластах при температуре до 80^оС. Основным недостатком ее является повышенная кислотность, поэтому в состав композиции необходимо вводить ингибиторы коррозии для защиты скважинного оборудования.

Была также предложена технология, основанная на последовательной закачке двух оторочек растворов (силиката натрия и кислого агента), которые при смешении в пласте образуют гель. Но эта технология имеет существенный недостаток: в пористой среде растворы плохо перемешиваются, в результате гель не образуется или образуется не во всем объеме.

В результате анализа данных (опубликованных в литературе) по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин было установлено, что в сильно расчлененных песчаных и карбонатных коллекторах с развитой трещиноватостью в призабойной зоне применение гелеобразующих материалов дало отрицательные результаты. В коллекторах, где отсутствовали открытые трещины в призабойной зоне пласта, гелеобразующие составы были эффективны.

Анализ литературного материала показал, что для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин на нефтяных месторождениях применялось много различных технологий, отличающихся механизмом воздействия, свойствами получаемого изолирующего продукта, сроком действия и т.д. На основании литературного обзора были сформулированы следующие основные требования, определяющие возможность и эффективность применения силикатно-полимерных гелей:

- селективность изоляционных работ;

- прочность и стабильность во времени изоляционного материала;

- способность разрушаться после выполнения задачи;

- технологичность приготовления и закачки состава в пласт;

- низкая стоимость и экологичность используемых реагентов;

- технологическая эффективность применения технологии.

Однако проведенные ранее немногочисленные промысловые испытания технологии на основе силиката натрия показали невысокую технологическую эффективность выполненных работ. Недостаточная информативность по этим работам не позволила выявить все причины низкой технологической эффективности проведенных работ.

Наиболее вероятно, что основными причинами низкой технологической эффективности являются недостаточная изученность физико-химических и реологических свойств гелеобразующих составов, механизма образования и разрушения силикатного геля в пористой среде, влияния различных природных факторов на процесс приготовления, закачки и механизм гелеобразования. На основании вышеизложенного были сформулированы основные задачи исследований.

Во второй главе приведены результаты исследований состава и свойств композиций на основе силиката натрия, влияния различных факторов на физико-химические характеристики силикатного геля, механизм процесса гелеобразования, поведения и разрушения. Исследования проводились по стандартным и разработанным автором методикам.

При взаимодействии силиката натрия с кислым агентом выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гелеобразное состояние. Если золь представляет собой водный высокодисперсный легко текучий раствор, то гелеобразное состояние системы характеризуется образованием прочной пространственной сетки из частиц дисперсной фазы, в петлях которой находится дисперсионная среда, и практически полным отсутствием текучести. Наибольший практический интерес представляет щелочной гелеобразующий состав с рН больше 7, поскольку он обладает низкой коррозионной активностью.

Основная задача исследований состояла в разработке оптимального состава силикатно-полимерного геля, обладающего длительным временем начала гелеобразования и достаточно высокой прочностью, чтобы выдерживать значительные градиенты давления. Длительное сохранение низкой исходной вязкости гелеобразующей композиции способствует закачке без осложнений больших объемов состава.

На рис.1 представлены кривые изменения вязкости гелеобразующих составов во времени. Как видно, исходная вязкость растворов составляет 1,2 мПа*с, т.е. существенно не отличается от вязкости воды; затем по прошествии определенного времени она резко возрастает, что связано с образованием геля. Это время называется временем начала гелеобразования.



Рис. 1 Изменение вязкости гелеобразующего раствора (6% силиката натрия, 0,9 (№1) и 0,8% (№2) соляной кислоты) во времени при температуре 20^оС

С увеличением времени выдержки наблюдается увеличение прочности геля, и только при времени выдержки больше трехкратного времени начала гелеобразования прочность геля практически не меняется (рис.2). Максимальная величина напряжения сдвига характеризует прочность образовавшегося силикатного геля.



Рис.2 Зависимость прочности силикатного геля (6% силиката натрия, 0,7% соляной кислоты) от времени выдержки при различной температуре

На физико-химические свойства гелеобразующего состава и силикатного геля влияют следующие факторы:

1. концентрация исходных компонентов,
   
2. силикатный модуль,
   
3. температура,
   
4. минерализация воды,
   
5. природа кислого агента (разные кислоты, соли и т.д.),
   
6. добавка различных наполнителей (полимер и твердые наполнители).
   

В качестве основных компонентов гелеобразующего состава использовались водные растворы силиката натрия и соляной кислоты. На рис.3 представлена зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации соляной кислоты в 6% растворе силиката натрия. Как видно, при увеличении содержания кислоты в растворе прочность геля увеличивается, но при этом время начала гелеобразования уменьшается. Для получения достаточно прочных гелей с большим временем гелеобразования необходимо выбирать оптимальную концентрацию кислоты.




Рис.3 Зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации соляной кислоты в 6% растворе силиката натрия при 20^оС

На рис.4 представлена зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации силиката натрия в гелеобразующем растворе, содержащем 0,6% соляной кислоты. Максимальное время гелеобразования и высокая прочность геля наблюдаются при концентрации силиката натрия 3%. На основании результатов экспериментов по изучению сорбционных характеристик силиката натрия на размолотом керне из полимиктового песчаника и кварцевом песке, а также фильтрационные исследования, чтобы обеспечить данную концентрацию силиката натрия в гелеобразующем составе, необходимо использовать 6% раствор силиката натрия.



Рис.4 Зависимость времени начала гелеобразования и прочности геля от концентрации силиката натрия в 0,6% растворе соляной кислоты при 20^оС

В настоящее время отечественная промышленность в основном производит силикат натрия с модулем от 2,0 до 35,0. Силикатным модулем называется коэффициент, показывающий отношение числа грамм-молекул двуокиси кремния к числу грамм-молекул окиси натрия. Были проведены исследования влияния силикатного модуля на физико-химические свойства силикатного раствора и образующегося из него геля.

Обнаружено, что высокомодульный силикат натрия обладает фазовой нестабильностью, т.е. наблюдается увеличение вязкости во времени, что затрудняет с ним работу, силикат натрия с модулем менее 5,0 сохраняет вязкость в течение 1 года и более и образует стабильные гели. При этом с уменьшением модуля время начала гелеобразования увеличивается, а прочность геля уменьшается, и при модуле менее 2,5 силикатный гель образуется в течение месяца и прочность его невелика. Таким образом, наиболее предпочтительным для получения гелеобразующей композиции является силикат натрия с модулем 2,5-4,5.

Существенное влияние, как на скорость гелеобразования, так и на свойства получаемого геля оказывает температура.

На рис.5 представлена зависимость времени начала гелеобразования 6% раствора силиката натрия от концентрации соляной кислоты при различной температуре. Установлено, что с повышением температуры скорость процесса гелеобразования возрастает. При этом прочность образующегося силикатного геля увеличивается. Для получения геля с длительным временем начала гелеобразования и высокой прочностью при высокой пластовой температуре необходимо уменьшить концентрацию соляной кислоты в гелеобразующем растворе.



Рис.5 Зависимость времени начала гелеобразования 6% раствора силиката натрия от концентрации соляной кислоты при различной температуре

Влияние минерализации воды на процесс гелеобразования аналогично температуре: с увеличением минерализации воды время начала гелеобразования уменьшается, а прочность возрастает. При минерализации воды более 14 г/л наблюдается резкое повышение прочности геля за счет образования нерастворимых солей кремниевой кислоты (кальция, магния, стронция и др.), которые укрепляют структуру образующегося геля. Для приготовления гелеобразующего раствора необходимо применять пресную или слабоминерализованную воду.

С целью расширения диапазона применяемых кислых агентов проводились исследования по замене соляной кислоты на другие кислые агенты – «сшиватели». Для исследования были использованы адипиновая (СН₂)₄(СООН)₂, щавелевая (СООН)₂, уксусная (СН₃СООН), лимонная (С₆Н₈О₇), серная (Н₂SО₄), борная (Н₃ВО₃) кислоты, гидрохинон (С₆Н₄(ОН)₂), кислый углекислый натрий (NaНСО₃), однозамещенный фосфат калия (КН₂РО₄), а также моносульфитный щелок (МСЩ), в состав которого входят лигносульфонаты аммония, летучие кислоты, азото- и серосодержащие соединения, фурфурол и целлюлоза. Установлено, что со всеми вышеперечисленными реагентами образуется прочный силикатный гель.

Для модифицирования или армирования структуры силикатного геля и создания геля повышенной прочности были изучены следующие водорастворимые полимеры: гидролизованный полиакрилонитрил (гипан), полиакриламид (ПАА) марки CS-141, CS-151, Цепан и DKS-ORP-F40NT, биополимер БП-92. Результаты исследования процесса гелеобразования силикатных растворов с добавкой в них полимера показали, что с увеличением концентрации полимера в растворе время начала гелеобразования уменьшается незначительно, в то же время прочность образовавшегося геля увеличивается в 1,5-2 раза для гипана и ПАА, и остается постоянной для БП. Оптимальная концентрация полимера в растворе лимитируется исходной вязкостью гелеобразующего раствора, которая влияет на объем закачки раствора в пласт.

Для повышения прочности силикатно-полимерных гелей в гелеобразующий раствор вводились добавки твердых наполнителей: бентонитовый глинопорошок (БГ) и опилочная мука (ОМ). Экспериментальным путем установлена оптимальная концентрация твердых наполнителей в растворе. Проведенные исследования показали, что бентонитовый глинопорошок и опилочная мука в гелеобразующем растворе со временем набухают, их объем увеличивается в несколько раз. Введение твердых наполнителей не влияет на время начала гелеобразования, однако прочность образующихся гелей в несколько раз выше, чем у гелей без наполнителей.

Проведенный комплекс физико-химических исследований позволил сделать следующие выводы:

1. С увеличением концентрации кислого агента в растворе, температуры и минерализации воды время начала гелеобразования силикатно-полимерного раствора уменьшается, а прочность силикатного геля увеличивается.

2. Максимальная прочность силикатно-полимерного геля достигается после выдержки его более трехкратного времени начала гелеобразования.

3. Физико-химические свойства силикатно-полимерного геля зависят от значения силикатного модуля. Наиболее предпочтительным для получения гелеобразующей композиции является силикат натрия с модулем 2,5-4,5.

4. Для приготовления гелеобразующего раствора необходимо применять пресную или слабоминерализованную воду.

5. Силикатно-полимерные гели с добавкой твердых наполнителей могут быть рекомендованы для изоляции суперколлекторов с проницаемостью более 10 мкм² и трещин в трещиновато-поровых коллекторах.

В третьей главе изложены результаты экспериментальных исследований фильтрационных характеристик пористой среды до и после закачки щелочного силикатно-полимерного геля, проведено исследование механизма образования, формирования и разрушения силикатного геля в пористой среде.

Основная цель исследований сводилась к решению следующих задач:

• изоляция водо- и нефтенасыщенных пластов силикатно-полимерными гелями при различной температуре и градиентах давления;
  
• изучение влияния физико-химических свойств гелеобразующих составов на механизм образования и свойства геля в пористой среде;
  
• изучение возможности разрушения геля в пористой среде и восстановление проницаемости пористой среды как гидродинамическим (путем повышения давления нагнетания), так и химическим (закачка раствора щелочного реагента) методами;
  
• выравнивание фронта вытеснения нефти в неоднородном пласте путем закачки оторочки силикатно-полимерного раствора на примере двухслойной модели пласта различной проницаемости.
  

В ходе решения поставленных задач изменялся состав силикатно-полимерного раствора и объем его закачки в пористую среду для обеспечения необходимого снижения проницаемости пористой среды.

Для проведения фильтрационных исследований использовалась лабораторная установка фирмы «Core Laboratories». Данная установка предназначена для изучения нефтевытесняющих и фильтрационных свойств композиций различных химреагентов в условиях, близких к пластовым. Эксперименты проводились на насыпных моделях пласта и на образцах керна. В ходе проведения исследований моделировались как однослойные, так и двухслойные пласты различной проницаемости. Подготовка образцов керна, пористой среды и моделей пласта осуществлялась на основании стандартных методик.

В ходе выполнения исследований определялись следующие основные параметры, отражающие эффективность применения гелеобразующих составов на основе силиката натрия:

- степень снижения проницаемости пористой среды после закачки гелеобразующего состава и образования геля (т. н. коэффициент изоляции),

- максимальная величина давления (градиент давления), при котором гель еще сохраняет свою структуру.

Порядок проведения опытов по изучению фильтрационных характеристик пористых сред был предусмотрен следующий:

- определение проницаемости водонасыщенной пористой среды;

- закачка гелеобразующего состава;

- технологическая выдержка в течение 72-240 часов для образования геля;

- фильтрация воды через пористую среду, заполненную гелем.

После выдержки системы в модель пласта закачивалась пресная вода при ступенчатом увеличении давления нагнетания. Регистрировались объемный расход Q и соответствующий ему перепад давления ΔР, на основании которых по формуле Дарси определяли проницаемость при фильтрации гомогенной фазы через образец или подвижность Q/P при фильтрации воды через образец и гель, сформировавшийся в пористой среде. Степень изоляции определялась как отношение проницаемостей или подвижностей при фильтрации воды через образец, заполненный гелем, и водонасыщенный образец. Давление нагнетания увеличивалось до момента прорыва геля водой, то есть резкого увеличения скорости фильтрации жидкости через образец, или предельно возможных значений в условиях проведения опытов.

Объем закачки гелеобразующего раствора в опытах менялся от долей единицы до одного порового объема образца. В опытах с двуслойными моделями задавался объем оторочки раствора, закачиваемый в высокопроницаемый образец. Предполагалось, что количество раствора, поступающего в низкопроницаемый образец, будет пропорционально соотношению проницаемостей образцов, образующих модель пласта.

В опытах с нефтенасыщенными однослойными моделями пласта порядок проведения эксперимента был аналогичен опытам с водонасыщенными моделями, за исключением начальной стадии, когда через водонасыщенный образец прокачивается несколько поровых объемов нефти и определяются начальная нефтенасыщенность и количество связанной воды.

При проведении исследований с нефтенасыщенными двухслойными моделями пласта гелеобразующий раствор закачивался в образец после полного вытеснения нефти из высокопроницаемого пласта. Таким методом моделировались условия изоляции хорошо промытых высокопроницаемых зон пласта.

В результате опытов на однослойных водонасыщенных моделях пласта с проницаемостью от 0,141 до 10,1 мкм² было получено, что применение силикатных гелей позволяет снизить подвижность жидкости в пористой среде от 1000 до 10000 раз. Поскольку состав гелеобразующего раствора во всех случаях был одинаков, а коэффициенты изоляции значительно отличались, то можно сделать вывод, что изолирующая способность геля зависит от проницаемости порового пространства. Тем не менее, можно однозначно сказать, что градиент давления прорыва геля водой снижается с увеличением проницаемости образца и с уменьшением объема оторочки.

В следующей серии опытов определялось давление разрушения геля различной прочности. Объем прокачанного через образец гелеобразующего раствора был больше порового объема на 25-35%, что обеспечивало распределение его по длине образца во всем объеме. Результаты опытов показали, что гель, прочность которого составляла 5 Па, был разрушен при давлении нагнетания 0,08 МПа, а гель с прочностью 7 и 15 Па при достижении давления 2,3-2,4 МПа разрушить не удалось.

Для изучения поведения силикатного геля в пористой среде были проведены эксперименты на модели пласта длиной 1 м, по длине которой сделано 6 отводов для отбора жидкости и замера давления. Эта модель позволяет определить местонахождение оторочки геля по длине модели и давление прорыва оторочки. Оторочка силикатного геля создавалась путем закачки расчетного количества объема гелеобразующего раствора и передвигалась водой по модели пласта. Эксперименты проводились на водонасыщенных моделях проницаемостью 0,115 и 1,2 мкм². Исследовался характер распределения давления в пористой среде при различных ступенях действующего на модель постоянного градиента давления (от 1,5 до 5,0 МПа/м). Обнаружено, что область образования геля значительно больше теоретического объема, занимаемого раствором, то есть в процессе фильтрации происходит размывание оторочки на переднем и заднем фронтах. В ходе проведения опытов подтвердился ранее сделанный вывод о том, что через гель фильтруется жидкость, при этом с увеличением проницаемости количество протекающей жидкости повышается.

Эксперименты по закачке гелеобразующего раствора в двухслойные водонасыщенные модели пласта, имеющие значительно отличающиеся по проницаемости пласты (3,0 и 0,56 мкм²) не дал ожидаемого результата. В низкопроницаемый образец поступило в 2 раза больше объема гелеобразующего раствора по сравнению с расчетным. С увеличением давления фильтрации воды через оторочку геля прорыв геля произошел в высокопроницаемом образце, а не в низкопроницаемом.

Исследования, проведенные на двухслойных нефтенасыщенных моделях пласта, показали, что закачка гелеобразующего раствора должна осуществляться в момент, когда нефтенасыщенность низкопроницаемого пласта достаточно высока, а высокопроницаемый пласт выработан достаточно полно. В этом случае силикатный раствор в высокопроницаемом пласте имеет более высокую подвижность и образовавшийся гель занимает больший объем пласта по сравнению с низкопроницаемым пластом одинаковой проницаемости.

Было установлено, что в экспериментах на двухслойных нефтенасыщенных моделях пласта прорыв оторочки геля вначале произошел в низкопроницаемом пропластке, причем при достаточно низких давлениях, и затем в высокопроницаемом пропластке. Проницаемость после прорыва геля в высокопроницаемой модели пласта стала меньше, чем в низкопроницаемой, то есть произошло перераспределение потоков фильтрации воды.

Для исследования влияния структуры порового пространства на процесс гелеобразования и изменение фильтрационных свойств реальной пористой среды, были проведены эксперименты на натурных кернах, отобранных из пласта Д₁ Ромашкинского месторождения. Из представленных результатов видно, что наиболее высокая степень изоляции достигается на образце керна, имеющем большую проницаемость, что подтверждает результаты, полученные на насыпных моделях пористых сред о более высокой степени изоляции высокопроницаемых пропластков. При этом необходимо отметить, что даже при депрессии 10 МПа/м (максимально возможное значение депрессии, достигаемое в экспериментах) не происходило полного разрушения геля и восстановление проницаемости пористой среды, однако при этом степень изоляции уменьшилась.

На рис. 6 представлены результаты экспериментальных исследований, проведенных на керне с проницаемостью 0,079 мкм². Изучение процесса фильтрации воды через гель осуществлялось при ступенчатом изменении расхода рабочего агента, в результате которого был выявлен ряд особенностей, которые характерны для сформировавшейся гелевой структуры.



Рис.6 Зависимость проницаемости керна (начальная проницаемость 0,079 мкм²), заполненного гелем, от объема прокачки пресной воды при различной депрессии

После образования прочного геля в пористой среде он представляет собой не жесткий водоупорный экран, а систему, способную фильтровать через себя жидкость без нарушения однородности структуры. При увеличении расхода жидкости (перепада давления) до некоторой граничной величины проницаемость практически не изменяет своего значения, т. е. процесс носит стационарный характер (зона стабильного геля).

После увеличения давления выше некоторой критической величины происходит частичное разрушение геля в породе и проницаемость гелевой оторочки резко увеличивается, а степень изоляции пористой среды соответственно снижается (зона нестабильного геля).

С дальнейшим ростом градиента давления гель начинает разрушаться, а проницаемость соответственно увеличивается, но первоначальная проницаемость пористой среды не достигается даже при градиентах давления порядка 8-10 МПа/м.

1. В водонасыщенных образцах гель распределяется по всей толщине модели, что приводит к более значительному снижению их проницаемости, чем в нефтеводонасыщенных, где распределение и образование геля происходит только в зонах, промытых водой.

2. Степень снижения проницаемости пористой среды зависит от прочности геля и объема закачиваемого раствора.

3. При применении силикатно-полимерных гелей для выравнивания профиля приемистости в неоднородных по проницаемости коллекторах закачка силикатного раствора должна осуществляться на стадии высокой нефтенасыщенности низкопроницаемой части коллектора и достаточно высокой выработки высокопроницаемой.

4. Пористая среда, занятая гелем, обладает некоторой проницаемостью для воды.

5. В случае срыва геля в пористой среде он начинает фильтроваться по наиболее крупным порам, снижая проницаемость коллектора в отдельных случаях до полного прекращения фильтрации.

6. При разрушении геля водой в пористой среде удавалось лишь частично восстановить ее проницаемость. Значительно восстановить фильтрационные свойства коллектора можно было только путем разрушения геля 10% раствором щелочи. Однако достигнуть начальной проницаемости пористой среды после закачки гелеобразующего раствора ни в том, ни в другом случае не удалось.

В четвертой главе изложены результаты промысловых испытаний технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерных гелей, представлены разные способы приготовления и закачки гелеобразующих растворов в скважину, приведены результаты технологической эффективности от промысловых работ.

Технология предназначена для повышения нефтеотдачи пластов за счет перераспределения потока нагнетаемой воды по мощности и вытеснения нефти из низкопроницаемых зон пласта, не охваченных ранее процессом фильтрации.

Последовательность осуществления технологии сводится к закачке предоторочки пресной воды, приготовлению гелеобразующей композиции определенного состава и объема непосредственно перед закачкой в пласт и закачке его в пласт, последующей продавке пресной водой и необходимой выдержке для гелеобразования.

Объект для проведения промысловых работ выбирался на основании следующих данных: неоднородность пласта, высокая обводненность окружающих добывающих скважин и наличие остаточных запасов нефти.

Основными критериями подбора нагнетательной скважины для применения технологии являлись следующие:

- приемистость скважины более 200 м³/сут;

- слоистая неоднородность пласта (количество пропластков не менее 2);

- высокопроницаемый пропласток принимает более 80% воды от объема закачки;

- наличие глинистых перемычек толщиной более 0,5 м.

Одним из важнейших элементов технологии является приготовление гелеобразующей композиции при достаточно точной дозировке каждого из компонентов гелеобразующего состава.

В процессе проведения промысловых работ были рассмотрены различные схемы приготовления гелеобразующего состава и дозировки компонентов.

Промысловые испытания технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочного силикатно-полимерного геля выполнялись на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области и Республики Коми. Работы проводились в следующих объединениях: ОАО «Красноленинскнефтегаз» (Талинское месторождение), ОАО «Нижневартовскнефтегаз» (Ершовское, Самотлорское, Мыхпайское месторождения), ТПП «Урайнефтегаз» (Даниловское, Мортымья-Тетеревское месторождения), ОАО «Ноябрьскнефтегаз» (Западно-Ноябрьское, Муравленковское, Пограничное месторождения), ТПП «Лангепаснефтегаз» (Урьевское, Лас-Еганское, Южно-Покачевское и др.), ОАО «Мегионнефтегаз» (Аригольское, Мегионское месторождения), ОАО «Татнефть» (Ромашкинское месторождение) и др.

Количество скважино-операций и результаты технологической эффективности промысловых работ в различных объединениях приведены в таблице 2.

Анализ технологической эффективности технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерного геля проводился по методическому руководству (РД-153-39.1-004-96).

Для оценки технологической эффективности была использована программа «Эффект», в основе которой лежит программа «STATIC». Поскольку обводненность реагирующих добывающих скважин составляла более 60%, то оценка эффективности осуществлялась по характеристикам вытеснения. За основу бралось среднее значение по трем характеристикам вытеснения с максимальным коэффициентом корреляции.

Таблица 2

Результаты технологической эффективности внедрения технологии ВПП нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерных гелей в различных объединениях

Объединение	Кол-во операций	Успешность, %	Доп. добыча нефти, т	Уд. доп. доб. нефти, т
ОАО «Красноленинскнефтегаз»	16	100	39500	2469
ОАО «Нижневартовскнефтегаз»	27	100	119051	4409
ТПП «Урайнефтегаз»	11	100	99300	9027
ОАО «Сургутнефтегаз»	16	100	65850	4116
ОАО «Ноябрьскнефтегаз»	21	93	14724	701
ТПП «Лангепаснефтегаз»	21	100	34145	1626
ОАО «Татнефть»	22	73	17179	781
ОАО «Лукойл-Пермнефть»	31	94	31000	1000
ОАО «Мегионнефтегаз»	11	100	27750	2523
ОАО «Тэбукнефть»	13	95	12612	970
ИТОГО:	189		461076	2439,6

Всего по технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе силикатно-полимерных гелей было проведено 189 скважино-операций и получено порядка 460 тыс. т дополнительно добытой нефти. В целом, успешность обработок составила 95%. Наиболее высокая удельная дополнительная добыча нефти получена на месторождениях ТПП «ЛУКОЙЛ-Урайнефтегаз» и составила 9027 т нефти на 1 скважино-операцию. Наиболее низкая удельная дополнительная добыча нефти получена на месторождениях ОАО «Ноябрьскнефтегаз» и составила 701 т нефти на скважино-операцию. Максимальная дополнительная добыча нефти от проведенной обработки по данной технологии получена на скважине № 489 на Мыхпайском месторождении (ОАО «Нижневартовскнефтегаз») составила 33 тыс. дополнительно добытой нефти.

Удельные показатели применения технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин: обработки без эффекта составляют 5,0% от всех проведенных обработок, с эффективностью до 500 т дополнительной добычи нефти составляют 17,1% от всех проведенных обработок по данной технологии, с эффективностью от 500 до 1000 т – 34,9%, более 1000 т – 48%. Средняя удельная дополнительная добыча нефти составила более 2,4 тыс. т дополнительной нефти на скважино-операцию.


Основные результаты и выводы:

Представленные в данной диссертационной работе результаты физико-химических исследований гелеобразующих составов на основе силиката натрия, результаты проведенных лабораторных исследований фильтрационных и изолирующих свойств гелей, промысловые испытания технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин композициями на основе щелочных силикатно-полимерных гелей позволяют сделать следующие выводы:

1. Одним из наиболее эффективных методов выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличением охвата пласта заводнением за счет полной или частичной изоляции уже промытых высокопроницаемых зон пласта является применение композиций на основе силиката натрия.

2. Создана методика оценки физико-химических свойств гелеобразующих композиций, по которой проведено исследование влияния силикатного модуля, природы и концентрации различных компонентов гелеобразующего состава, температуры и минерализации воды на механизм гелеобразования. Показано, что физико-химические свойства силикатного геля зависят от значения силикатного модуля жидкого стекла, причем наиболее предпочтительным является силикат натрия с модулем 2,5-4,5; увеличение концентрации кислого агента, полимера, наполнителя, температуры и минерализации воды приводит к уменьшению времени начала гелеобразования, прочность же образовавшегося силикатного геля увеличивается.

3. Комплекс фильтрационных исследований на насыпных моделях пористой среды и на керновом материале различных нефтяных месторождений показал, что применение силикатно-полимерных гелей позволяет снизить проницаемость промытых водой нефтяных пропластков до 10000 раз и практически не влияет на проницаемость нефтенасыщенных.

4. Результаты испытания технологии выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением силикатных гелей на нефтяных месторождениях с терригенным и карбонатным типом коллектора показали, что данная технология эффективна для любого типа коллектора.

5. Обоснована базовая композиция гелеобразующего состава (%): силиката натрия – 6; соляной кислоты - 0,7; полиакриламида - 0,03, пресная вода - остальное. Разработаны модификации технологии в различных геолого-физических условиях, в частности: применение наполнителей при наличии суперколлекторов и трещин; уменьшение концентрации соляной кислоты при повышенных пластовой температуре и минерализации пластовой воды.

6. В реальных промысловых условиях отработана технология приготовления гелеобразующего раствора с регулируемым временем начала гелеобразования и прочностью непосредственно перед закачкой в пласт.

7. Технология ВПП нагнетательных скважин с применением силикатных гелей защищена патентами РФ № 1774689, № 2076203. Составлен технологический регламент РД 153-39Н-020-97 на ее применение.

8. Технология выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с применением гелеобразующих составов на основе силиката натрия испытана на 189 скважинах месторождений ОАО «Красноленинскнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Нижневартовскнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермнефть», ТПП «Урайнефтегаз», ТПП «Лангепаснефтегаз», ОАО «Мегионнефтегаз». Получено более 460 тыс. т дополнительной нефти, причем величина удельного технологического эффекта составила более 2,4 тыс. т на 1 скважино-операцию при средней продолжительности эффекта 12 месяцев.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих работах:

1. Пат. РФ № 1774689 от 21.02.1991 //Способ изоляции водопритока и зоны поглощения. – Горбунов А.Т., Рогова Т.С., Старковский А.В.

2. Бадалянц Г.А., Бученков Л.Н., Рогова Т.С., Старковский А.В. Исследование возможности и эффективности использования силикатно-полимерных гелей для изоляции пластов // М. Труды ВНИИнефть, 1993, вып. 116, с.24-34.

3. Рогова Т.С., Старковский А.В. Влияние различных добавок на физико-химические свойства силикатного геля //М. Труды ВНИИнефть, 1993, вып. 116, стр. 49-58.

4. Пат. РФ № 2076203 от 1.12.1994 г.// Способ разработки водоплавающей нефтяной залежи. Старковский А.В., Рогова Т.С.

5. Горбунов А.Т., Петраков А.М., Старковский А.В., Дзюбенко Е.М., Рогова Т.С. Использование гелеобразующих растворов на основе жидкого стекла с целью ограничения водопритоков и выравнивания профиля приемистости в добывающих и нагнетательных скважинах на месторождениях АООТ «Ноябрьскнефтегаз» //М., XIV Губкинские чтения, тезисы.

6. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С., Петраков А.М. Инструкция по применению силикатно-полимерных гелей (СПГ) для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах //РД 153-39Н-020-97, 13 с.

7. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С. Физико-химические и фильтрационные исследования силикатно-полимерных гелей и их применение для изоляции высокопроницаемых зон пласта в нагнетательных и добывающих скважинах //пос. Новоспасское, Материалы научно-практической конференции, 2000 г., с.124-137.

8. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С. Исследование физико-химических и изолирующих свойств силикатно-полимерных гелей и их применение для изменения фильтрационных потоков флюидов в нагнетательных и добывающих скважинах // М. Труды ВНИИнефть, вып. 125, с. 33-45.

9. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С. Изоляция водопритоков в нефтяных и газовых скважинах силикатно-полимерными гелями// Сб. трудов I международной научно-практической конференции «Состояние и перспективы использования новых методов увеличения нефтеотдачи в Казахстане», Тезисы докладов. Алматы, 2002, с.156.

10. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С., Кручинина Н.Е., Бетев А.А. Гелеобразующие составы на основе нефелинового концентрата для изоляции водопритока и водопоглощения в скважинах нефтяных месторождений // М. Труды ВНИИнефть, вып. 129, с. 35-41.

11. Горбунов А.Т., Старковский А.В., Рогова Т.С. Силикатные гели - уникальная система для изоляционных работ в различных технологиях повышения нефтеотдачи пластов // М. 1-ая международная научная конференция «Современные проблемы нефтеотдачи пластов», тезисы докладов, 2003, с. 54

12. Старковский А.В., Рогова Т.С. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов // М., Нефтяное хозяйство, 2004, № 4, с. 42-44.

13. Старковский А.В., Рогова Т.С. Гелеобразующие составы на основе силиката натрия и их применение для повышения нефтеотдачи пластов // М., Труды ВНИИнефть, 2004, вып. 130, с. 94-103.


Соискатель Т.С.Рогова