Закачка газа в газовую шапку Ю.Шапкинского месторождения, для вытеснения нефти

В качестве наполнителей-модификаторов используют производные целлюлозы, органические производные кремния (аэросилы), кислый гудрон, смолы ФР-12 и ТС-10. К стабилизаторам относят производные целлюлозы и поверхностно-активные вещества типа ДС-РАС, КССБ и сульфанол.

Таблица 3.1

Химическая природа основного вещества	Вспомогательный компонент
	Класс вещества	Характер ввода вещества в ПЗП
Осадкообразование
Латексы	Отвердители	В составе закачиваемого рабочего раствора
Полимеры кислот акрилового ряда	Осадители
Полиолефины	Стабилизаторы
Нефтепродукты	Наполнители модификаторы
Металлы	Катализаторы
Гелеобразование
Полимеры кислот акрилового ряда	Соли пластовой воды	В составе пластовой воды
Кремнийсодержащие неорганические соединения
Затвердевание
Полиуретаны
Мономеры
Фенолформальдегидные смолы
Мочевиноформальдегидные смолы
Эпоксидные смолы
Олигоорганохлорсилоксаны

 

Для ограничения водопритока разработано значительное количество сочетаний химических реагентов. Каждое из этих сочетаний связано с соответствующим способом использования. Основная масса этих методов по технологической эффективности располагается в следующем порядке (методы названы по определяющим реагентам):

•    гипан;
•    водорастворимые фенолформальдегидные смолы ТСД-9, ТС-10;
•    полиакриламид;
•    крепитель М с соляной кислотой;
•    пеноцементы;
•    гипанформальдегидная смесь (ГФС);
•    смола СФЖ с ПАВ и соляной кислотой;
•    гидрофобный тампонажный материал ГТМ-3.

Водоизолирующие составы основаны на двух классах веществ – производных акриловых кислот, синтетических смолах.

Более 60 % всего количества выпускаемых для целей ограничения водопритока химических реагентов приходится на долю производных акриловых кислот, сополимеров метакриловой кислоты и их композиций с другими химическими веществами.

Разработанные тампонажные растворы на полимерной основе в зависимости от состава обладают гаммой свойств, которые должны соответствовать технико-экономическим требованиям и конкретным пластовым условиям. К тампонажным растворам предъявляются требования технологического характера:

• легко прокачиваться насосами агрегатов;
• иметь небольшой удельный вес;
• обладать легко регулируемыми реологическими свойствами;
• не давать усадки при коагуляции или твердении в пластовых условиях;
• обладать хорошей адгезией с породой пласта;
• не изменять изолирующих свойств при отрицательных температурах;
• позволять регулировать темпы набора прочности при образовании структуры;
• быть устойчивыми к размывающему действию пластовых вод;
• не изменять изолирующих свойств при отрицательных температурах, не быть токсичными и иметь длительный срок хранения.

Соблюдение указанных требований во многом обуславливает технико-экономическую эффективность использования тампонажных полимерных растворов. Однако, получить изолирующие растворы, удовлетворяющие всем требованиям, практически невозможно. Удовлетворяя то или иное требование, необходимо следить за тем, в какой мере будут соблюдаться другие геолого-технические особенности месторождения обычно диктуют основные требования и второстепенные, которые могут соблюдаться не столь строго. Степень удовлетворения раствора тем или иным требованиям определяется в результате измерения его свойств. Изолирующие растворы характеризуются широким диапазоном параметров, однако, для практики наибольший интерес представляют следующие параметры: плотность, подвижность или вязкость, сроки схватывания, прочность структуры, седиментационная устойчивость. Для замера параметров в промысловых условиях имеется комплект стандартной полевой лаборатории ЛГР-3, включающей ареометр, консистометр, прибор Вика, ВМ-6 и другое оборудование. Методика измерения параметров подробно описана в литературе и соответствующих инструкциях к приборам.

Наиболее перспективным для обработок призабойной зоны пласта скважин Южно-Шапкинского месторождения являются разбавленные растворы силиката натрия. Важным преимуществом разбавленных растворов этого полимера является небольшая вязкость(2-5 мПа·с), хлопьевидный (дискретный) характер образования тампонирующего осадка при смешивании с пластовой водой, возможность равномерного снижения проницаемости в зоне обработки, низкая вероятность блокирования притока нефти за счет кольматационных явлений.

Раствор силиката натрия дает наиболее объемный осадок, которого вполне достаточно для блокирования поровых каналов. Размер частиц осадка 5%-ного раствора силиката натрия составляет 0,2 мм; а 20%-ного составляет 1 мм. Объем осадка составляет 85-95% от объема раствора силиката натрия. Характерно также и то, что величину частиц осадка можно регулировать концетрацией раствора реагента. Лабораторные исследования показывают, что 1,5-10%-ные растворы силиката натрия имеют эффект водоизоляции 90-95% при проницаемостях до 0,10 мкм², 11-15%-ные - при 0,1-1 мкм², 40-50%-ные - свыше 1 мкм².

Положительным свойством силиката натрия является его высокая активность – осадкообразование идет при содержании в воде ионов многовалентных металлов => 1 г/л.

Понятно, что, начиная с определенной величины проницаемости, концетрации и размера частиц, осадка становится недостаточно для блокирования фильтрации. Одна зона смешения дает изолирующий эффект при проницаемости до 1-1,5 мкм². Характерно, что при проницаемости ~ 4 мкм² в начальной стадии эффект водоизоляции отмечался, но осадок выносился из модели при градиентах всего 0,1 МПа/м, а проницаемость восстанавливалась до исходной.

Следует отметить, что из перечисленных осадкообразующих материалов лишь растворы силиката натрия дают аморфный осадок с пластовой водой, остальные кристаллический. Особенностью аморфных осадков является их выпадение и удерживание на месте смешения. Образование же кристаллического осадка связано со временем роста кристаллов, поэтому осадок выпадает на некотором удалении от места смешения и образования зоны смешения.

 

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РАСХОДА РЕАГЕНТОВ И ОБЪЕМА ЗАКАЧКИ

 

Исходные данные для расчёта представлены в таблице 4.1

Таблица 4.1

Давление закачки	Pc	МПа	25
Давление пластовое	Pпл	МПа	19,3
Радиус оторочки	R0	м	5
Радиус скважины	rc	м	0,1
Вязкость раствора	m	мПа×с	2,5
Пористость	m	%	0,143
Проницаемость породы	k	мкм2	1,5
Толщина пласта	h	м	39,5

 

Для проведения изоляционных работ необходимо знать объемы закачки растворов и их расходы. Объем водоизоляционного раствора определяют исходя из условия оптимального радиуса проникновения в водонасыщенную часть пласта минимум на 5м в глубь.

Расход водоизолирующих агентов определим из уравнения стационарной фильтрации по формуле Дюпюи:

,                                             (4.1)

где   Q – расход жидкости, м3/с;

Pпл, Pc – соответственно давление пластовое и закачки;

R0 – радиус оторочки, м;

rc – радиус скважины, м;

m – вязкость раствора, Па·с.

Для определения объема водоизолирующих веществ в первую очередь необходимо найти объем порового пространства пласта для радиуса обработки 5 м. Объем порового пространства определяется по следующей формуле:

Vполр=p×m×h×(R02 – rc2)                                         (4.2)

Расчетная часть.

 

Расход водоизолирующих агентов:

 м3/с;

Объем водоизолирующих веществ:

 

Vполр=p×m×h×(R02 – rc2)=3,14×0,143×39,5× (52-0,12)=443 м3.

 

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

 

Из всего вышесказанного можно сделать следующие выводы.

Наиболее эффективным в условиях Безымянного месторождения будет применение водных растворов силиката натрия и в то же время они являются дешевыми и недифицитными. Они имеют ряд преимуществ перед растворами гипана и полиакриламида. Это их небольшая вязкость (2-5 мПа·с), хлопьевидный (дискретный) характер образования тампонирующего осадка при смешении с пластовой водой, возможность равномерного снижения проницаемости в зоне обработки, низкая вероятность блокирования притока нефти за счет кольматационных явлений.

Рекомендуемые радиусы обработки водонасыщенных интервалов 5-10 м. Принять значение давления продавки на 30% больше значения забойного. Чтобы свести к минимуму объем вытесняемого обратно в скважину материала необходимо при освоении и эксплуатации установление такой депрессии при которой водоизолирующий состав в нефтяной части остается подвижным, а в водоносной за счет проявления структурно-механических свойств остается неподвижным.

В связи с малой минерализацией пластовых вод рекомендуется закачка с раствором жидкого стекла раствора хлористого кальция выступающего в роли осадителя.