Изоляция водопритока в нефтяных скважинах методом газодиффузионного воздействия

   При эксплуатации скважин по добыче нефти возникают ситуации, когда из отдельных пластов или их интервалов в скважину начинает поступать вода, которая смешивается с нефтью. Очистка от воды нефти, добытой из таких скважин, является трудоемкой и дорогостоящей процедурой. Поэтому приток воды из таких слоев или интервалов перфорации стараются изолировать.

   В ФНПЦ "Алтай" ведутся работы по созданию бескорпусного твердотопливного газогенератора (ГГ) для направленной изоляции водопритоков в скважинах, отключения отдельных пластов или их интервалов путем газодиффузионного воздействия.

   Газогенератор опускается в скважину на каротажном кабеле в зону водопритока и воспламеняется. При сгорании топлива выделяется большое количество конденсата, который вместе с газами попадает в обводненные пласты, химически реагирует с составляющими горных пород и образует с ними прочное адгезионное соединение, слабо разрушающееся под воздействием кислот. Таким образом образуется водонепроницаемый экран, выдерживающий большое противодавление.

Нефтеносные пласты до и после обработки ПГДБК
Рис.1.
Результаты изоляции водопритока газодиффузионным методом
до обработки (слева) и после обработки (справа)

   Основные нефтеносные пласты находятся в песчаниках (50 - 80 % SiO2) и известняках (30 - 80 % CaO), поэтому конденсат, образованный при горении топлива ГГ (оксиды металлов), может взаимодействовать с этими составляющими горных пород. Расплавленный оксид металла переносится газообразными продуктами сгорания топлива в перфорационные каналы и трещины, взаимодействует с SiO2 и СаО и дает на границе соприкосновения с пластом более низкотемпературный эвтектический расплав, способный при кристаллизации обеспечить адгезию между оксидом металла и горной породой. В области температур 650 - 1600 oС имеется достаточное количество систем, способных давать расплав с кремниевой и кальциевой основой горных пород, которые после охлаждения будут образовывать прочное сцепление с этими породами. Температура плавления оксидов для этих систем лежит ниже 2000 oС, т.е. синтезированные в процессе горения топлива, они будут находиться в расплавленном состоянии. Необходимо также учитывать, что скважинная жидкость представляет собой смесь нефти, пресной или минерализованной воды, и, кроме этого, возможны кислотные обработки соседних пластов, поэтому системы оксидов должны быть кислотостойкими.

   Выбор порошкообразных металлов для топлива ГГ ограничен как наличием их производства в стране, так и калорийностью самих металлов. Используемый в смесевых топливах для получения высоких температур алюминий непригоден из-за нестойкости его оксидов в кислотах и щелочах. Наиболее оптимальным вариантом конденсата оказалась двуокись титана (TiO2), образующая относительно низкоплавкие системы с SiO2 (1540 oС) и СаО (1410 oС),что ниже температуры горения топлива, и имеющая достаточную кислотостойкость. В качестве окислителя топлива выбран перхлорат аммония, стабильная сырьевая база для промышленного производства которого имеется.

   Массовая доля конденсированной фазы в продуктах сгорания топлива на основе углеводородного связующего, перхлората аммония и металлического порошкообразного титана составляет не менее 40 %. По термостойкости и характеристикам безопасности разработанное топливо находится на уровне топлива БК-8, которое в составе газогенераторов ПГДБК-150 широко применяется в нефтяной промышленности и не требует каких-либо специальных мер безопасности.

   Для подтверждения работоспособности данного метода изоляции водопритока модельный образец, представляющий собой цилиндрическую шашку из разработанного топлива, сжигался в стендовой установке, а образующиеся при этом продукты сгорания пропускалась через фильтр из прессованного песка, имитирующий горную породу. Испытания показали, что при горении шашки образуется большое количество конденсата оксида титана, который вместе с газами переносится к фильтру, частично проникает в поры и трещины, но в основном осаживается и застывает на его поверхности, образуя твердый и достаточно прочно скрепленный с породой экран, но в то же время он пористый и не задерживает воду полностью. Микроструктурный и спектральный анализ образцов фильтра после испытаний показал, что глубина проникновения TiO2 в тело фильтра составляет от 2,5 до 5,0 мм и более (при проницаемости около 40x10-3 мкм2). После двойных обработок продуктами продуктами сгорания топлива фильтров с начальной проницаемостью 40x10-3 7700x10-3 мкм2 их проницаемость уменьшилась в 4,3 и 116 раз соответственно. Причем для фильтра с меньшей проницаемостью наибольший эффект дала вторая обработка.

   Таким образом, результаты испытаний модельного образца показали работоспособность газодиффузионного метода изоляции водопритока, но окончательный вывод можно было сделать только после натурных испытаний в нефтяных скважинах.

   Подготовленная для проведения натурных испытаний опытная партия ГГ представляла собой комплект из нескольких цилиндрических канальных шашек из разработанного твердого топлива с защитным покрытием по торцам и боковой поверхности (рис.2). Шашки закреплялись на алюминиевых трубках, выполняющих одновременно роль воспламенителей. Конструкция ГГ для изоляции водопритока унифицирована с ГГ ПГДБК-150, который показал высокую надежность при транспортировке и эксплуатации.

Газогенератор для изоляции водопритока
Рис.2
Газогенератор для изоляции водопритока

   Газогенератор транспортируется и хранится в разобранном виде, собирается непосредственно у скважины перед эксплуатацией и спускается в нее на геофизическом кабеле. Инициируется от электрического импульса. При сгорании ГГ полностью разрушается, что предотвращает засорение обсадной колонны скважины.находившейся в бездействии 5 лет из-за 100%-го обводнения. До испытаний скважина была введена в пробную эксплуатацию: дебит жидкости 40 м3/сут., обводнение 100 %, Нд = 622 м (Нд - динамический уровень). По техническим причинам в скважину был спущен только один генератор из 5 зарядов, поэтому обработать весь планируемый интервал (5,5 м) не удалось. После обработки скважина введена в работу. Обводненность составила 97 - 98 % при Нд = 702 - 661 м, дебит по жидкости около 30 м3/сут., т.е. скважина работала с меньшим динамическим уровнем по сравнению с контрольным до обработки и меньшей обводненностью.

   Второе испытание проведено на скважине № 2430/104, которая до обработки имела дебит нефти 3 т/сут., дебит жидкости 20 т/сут., обводненность 82 %. В ходе испытаний проведено сжигание двух ГГ из 6 и 7 зарядов в зоне перфорированного коллектора, из которого по данным геофизических исследований скважины (ГИС) поступала вода с нефтью и газом. При последующем освоении скважины притока флюида из обработанных интервалов практически не было, что позволило сделать вывод об изоляции обводненного пласта более чем на 90 % его продуктивности. Однако в дальнейшем параметры работы скважины вернулись к исходным значениям, что связано с нарушением плана испытаний и проведением перфорации части изолируемого интервала и, таким образом, нарушением чистоты эксперимента.

   На Самотлорском месторождении скважина № 16255/1573 находилась в бездействии также из-за высокой обводненности (99 %). До обработки приток по кривой восстановления уровня составил 7,2 м3/сут. При снижении уровня жидкости в скважине до 660 - 460 м. В скважине двумя ГГ из 5 и 7 зарядов обработан нижний пласт, из которого поступала вода с нефтью, дополнительно перфорирован верхний нефтяной пласт. Исследования по определению профиля притока и источника обводнения после газодиффузионного воздействия показали в процессе свабирования, что приток по кривой восстановления уровня составил 1,6 м3/сут. при снижении уровня жидкости в скважине до 540 - 450 м, т.е. уменьшился в 4,5 раза. Обводненность в конце свабирования составила 74 - 80 %. В целом можно констатировать, что обработка прошла успешно.

   Таким образом, на всех трех скважинах в ходе испытаний получены в разной степени положительные результаты. Подтверждена работоспособность ГГ в реальных условиях, надежность конструкции и комплектующих узлов, простота и безаварийность эксплуатации.

   При использовании технологии спуска ГГ на каротажном кабеле в контролируемый интервал фильтра на порядок сокращается время проведения работ по изоляции водопритока или отключения отдельных пластов (интервалов), особенно интервалов, находящихся в верхней и средней части разреза (пласта). Затраты на проведение такого рода работ в 3 - 4 раза меньше, чем по существующим методам. Данная технология предусматривает в непрерывном цикле работ проведение интенсификации притока с применением изделий-аналогов (типа ПГДБК) для воздействия на малодренируемые или неработающие пласты.

   В то же время необходимо отметить, что рассматриваемый газодиффузионный метод требует дальнейшей отработки технологии использования и возможной доработки ГГ. Основные направления модернизации - уменьшение температуры плавления конденсата (возможно переходом на двухкомпонентные системы типа Al2O3-PbO), увеличение температуры горения топлива, изменение конструкции ГГ для уменьшения несгораемых остатков, а также дополнительной фиксации в зоне изоляции.




Лучше всего просматривать в Internet Explorer 5.xx, 1024x768 и выше.