МДК в технологиях

УДК 622.276.6

© Коллектив авторов, 2003

Реагент МДК «Кварц» в технологических процессах строительства и эксплуатации скважин

В.Н.Поляков, Ю.С.Кузнецов, М.Г.Сабиров, И.А.Сагидуллин, Н.Ю.Шульгина (ООО «Кварц»), Р.К.Ишкаев, В.М.Хусаинов, Н.И.Хаминов (ОАО «Татнефть»- НГДУ «Азнакаевнефть»), О.Е.Старов (ЗАО «Геология»).

Тенденции повышения сложности природных и техногенных условий при строительстве и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, особенно с переходом месторождений на позднюю и завершающую стадии разработки, существенно снизили качественные и технико-экономические показатели традиционных технологий заканчивания скважин, что обусловило вынужденное развитие методов восстановления рентабельных дебитов нефти, проведение обработок призабойной зоны (ОПЗ), ремонтно-изоляционных работ (РИР) и применение методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Использование в технологических процессах комплекса многочисленных и различных по свойствам реагентов физико-химического воздействия, неудовлетворительная реализация этих механизмов не приводят к устойчивой стабилизации текущего уровня добычи и существенному повышению коэффициенту извлечения нефти (КИН). Кроме того, в процессе разработки часто выявляется невозможность применения в пластах некоторых реагентов.

В нефтедобывающих компаниях продолжаются интенсивные поиски новых технологических процессов разработки залежей нефти и газа для достижения более высокого уровня интенсивности добычи нефти, обеспечивающего нелинейный рост их основных показателей.

Предлагаем материалы, результаты экспериментальных исследований и промысловых испытаний производимого ООО «Кварц» энергетически высокоактивного реагента - модифицированного дисперсного кремнезема (МДК) «Кварц» - в технологических процессах строительства скважин и разработки месторождений.

Технология производства и физико-химические свойства МДК «Кварц».

МДК «Кварц» выпускается в г. Азнакаево (Татарстан) с 2001г. на основании лицензионного договора по патенту РФ № 2152903 «Способ получения модифицированного дисперсного кремнезёма». В качестве кремнезёма используются два продукта различной дисперсности (это показатель является одной из самых важных отличительных характеристик изготавливаемого продукта) в зависимости от цели его применения: ОРИСИЛ (насыпная плотность 40 г/дм3, площадь поверхности до 380 м2/г) или белая сажа (насыпная плотность 160 г/дм3, площадь поверхности до 140 м2/г). На основе патента разработан технологический регламент на изготовление МДК «Кварц».

Технология заключается в активации поверхности абсолютно инертного диоксида кремния гидроксилированием парами воды в присутствии небольшого количества кислоты с последующими активацией карбонатами щелочных металлов и сушкой для снижения остаточной влаги. Уровень модифицирования и свойства зависят от дисперсности кремнезема, количества модификатора и условий протекания химической реакции.

Преимуществом собственного производства является возможность получения продукта с широким спектром модификаций (от гидрофильных до гидрофобных с заранее заданными свойствами).

Высокая гидрофобность получаемого МДК обеспечивает водо - кислотоотталкивающие свойства. Другие модификации реагента «Кварц» обладают свойством твердых эмульгаторов для создания стабильных инвертных эмульсий. Эмульгирующие свойства зависят от гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) модифицированного кремнезёма, т.е. наличия свободных силанольных групп. Нами получены эмульсии с соотношением углеводородной и водной фаз 1:5 (т.е. 10 мл суспензии МДК в нефти удерживают 50 мл воды). При добавлении углеводородной фазы эмульсия разжижается, а при добавлении воды стабилизируется. Кроме того, МДК «Кварц» обладает уникальными адсорбирующими свойствами.

МДК «Кварц» имеет сертификат соответствия ТЭК RU.XП03.245810.00160, включен в Реестр «Перечень химических продуктов, согласованных и допущенных к применению в нефтяной отрасли» от 23.01.02г., безопасен в применении (гигиеническое заключение №169.3.245.П.879.6.00 от 21.06.2000 г.), негорюч, взрывобезопасен. МДК «Кварц» разработан на основе новейших технологий с применением уникального оборудования и предназначен для высокоэффективного использования в нефтедобыче (начиная от защиты продуктивного пласта во время первичного вскрытия и заканчивая третичными методами воздействия на пласт). При разработке технологий использования модифицированных дисперсных кремнезёмов в строительстве нефтяных скважин и нефтедобыче предложены и закреплены патентами РФ решения многих проблем.

МДК «Кварц» имеет различные модификации: свойства изменяются от супергидрофобных до супергидрофильных, и может использоваться в виде различных суспензий и эмульсий на углеводородной основе. Это позволило специалистам ООО «Кварц», НГДУ «Азнакаевскнефть» и ЗАО «Геология» разработать следующие новые технологии физико-химического воздействия на нефтяные пласты, охватывающие все этапы добычи нефти.

  1. Комплексная технология заканчивания скважин - упрочнение стенки скважины при бурении и изоляция водонасыщенных пластов до вторичного вскрытия продуктивного пласта.
  2. Изоляция водонасыщенных пластов и заколонных перетоков при эксплуатации скважин.
  3. Новые технологии обработки призабойной зоны пластов с применением модифицированного дисперсного кремнезема МДК «Кварц».
  4. Технология увеличения охвата вытеснением заводненных пластов воздействием вязко-упругих систем (ВУС).

При реализации технологий с применением МДК «Кварц» используется стандартное нефтепромысловое оборудование; технологии эффективны для широкого диапазона геолого-технических условий, различных типов коллекторов, разработки многопластовых разнонапорных объектов.

Технология упрочнения стенки скважин в процессе бурения и заканчивания при использовании гидрофобного МДК «Кварц» предусматривает формирование в приствольной зоне кольматационного экрана, изолирующего флюидонасыщенные пласты от ствола скважины. Это позволяет сохранить природные коллекторские свойства продуктивных пластов в призабойной и удаленной зонах; предупредить осложнения (поглощения бурового раствора, нефтегазоводопроявления, осыпи и обвалы стенок скважин) при бурении; снизить кавернообразование (толщина глинистой корки не более 4 мм); уменьшить срок и затраты на освоение скважины; улучшить тиксотропные свойства промывочных жидкостей.

С начала внедрения новых решений по первичному вскрытию (1998-2003гг.) пробурено более 350 скважин на 27 площадях Ромашкинского месторождения и 5 малых месторождениях Татарстана, в том числе в НГДУ «Азнакаевскнефть» - более 160 скважин, НГДУ «Джалильнефть»-60 скважин.

Как показал опыт внедрения этой технологии, ее преимуществами по сравнению с традиционно применяемой технологией репрессионного бурения являются:

  • эффективное сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов независимо от действующих в скважине репрессий;
  • первичное вскрытие продуктивных отложений при отрицательном дифференциальном давлении 1,5-4,0 МПа;
  • в определенных геологических условиях вовлечение в разработку продуктивных прослоев (содержащих высоковязкие окисленные нефти), не вовлекаемых при традиционной технологии;
  • предупреждение флюидопроявлений при цементировании обсадных колонн, заколонных и межпластовых перетоков, а также улучшение качества крепления за счет минимизации кавернообразования;
  • комбинированное разобщение пластов;
  • предупреждение гидроразрыва горных пород и поглощений;
  • возможность повышения гидродинамического совершенства конструкций забоя скважин.

Отмеченное обусловило нелинейный рост эффективности и качества заканчивания скважин. Средний дебит скважин, в которых технология реализована с полным соблюдением режима обработки, увеличивается в 1,7-2,3 раза, коэффициент удельной продуктивности на 1 м нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта - в 3,0-3,6 раза, коэффициент совершенства вскрытия скважин - в 2,0-2,4 раза, обводненность продукции снижается в 2,6 раза.

Технология изоляции водопритоков (СИВ) предназначена для создания водоизолирующего экрана закачиванием в терригенные или карбонатные пласты комплексного изолирующего состава, как при строительстве, так и при ремонте скважин (можно использовать фильтры и специальное скважинное оборудование).

В добывающих скважинах технология позволяет долговременно изолировать водопритоки (воды нижних, верхних пластов, подошвенные и закачиваемые воды); снизить обводненность продукции, при проведении работ до вторичного вскрытия сохранить естественную продуктивность нефтенасыщенных пластов, продлить безводный период эксплуатации; в нагнетательных скважинах - эффективно ликвидировать заколонную циркуляцию и обеспечить производительное использование вытесняющих агентов. Результаты промысловых испытаний и внедрения технологии СИВ, показали ее достаточно высокую эффективность при РИР в процессе эксплуатации скважин. Наибольшая эффективность получена при предварительной изоляции объектов водопритока на этапе первичного вскрытия продуктивной толщи, так как в этом случае обработка проводится в более благоприятных гидродинамических условиях.

С начала внедрения технологии в 2000 г. обработано более 130 скважин на 12 площадях и 5 залежах Ромашкинского месторождения и 4 малых месторождениях Татарстана, в том числе 78 скважин в НГДУ «Азнакаевскнефть».

При строительстве скважин (СИВ-2) с предварительной изоляцией подошвенной воды по сравнению с базовыми начальная средняя обводненность снизилась на 30,6 % . Дебит нефти базовых скважин составил 3,9 т/сут, дебит жидкости -51,7 т/сут; опытных скважин – соответственно 7,6 и 20 т/сут.

При капитальном ремонте добывающих скважин (СИВ-1) при изоляции водопритоков дополнительная добыча составляет более 300 т на одну скважино–обработку, обводненность снижается на 5% (при средней обводненности продукции по ОАО «Татнефть» 88 %); в нагнетательных скважинах после ликвидации заколонных перетоков непроизводительная закачка сокращается в среднем с 80-85 % общих объемов до 5-7 %, средний прирост нефти на одну скважино-обработку составляет 2,0-3,2 т/сут.

Технология обработки призабойной зоны добывающих и нагнетальных скважин суспензией МДК позволяет интенсифицировать добычу нефти. Адсорбция ультрадисперсных (субнано -) систем на стенках поровых каналов приводит: к гидрофобизации стенок и их очистке от АСПО; при определенных гидродинамических условиях к ограничению водопритока; снижению гидродинамического сопротивления при фильтрации углеводородов и его увеличению для воды.

Внедрение технологии ОПЗ с применением МДК на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Азнакаевскнефть» проводится с 1996г. За это время обработано 150 скважин на восьми площадях и трех залежах Ромашкинского месторождения. По скважинам с законченным эффектом дополнительно добыто более 334,6 тыс. т нефти. В среднем дополнительная добыча составляет более 900 т на скважино-обработку, среднесуточный прирост нефти -66 %, средняя продолжительность эффекта -16 мес. Наиболее успешными являются обработки скважин с обводненностью до 95 %.

Технология глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов с применением МДК предназначена для увеличения продуктивности призабойной зоны нефтесодержащего карбонатного пласта за счет восстановления его природных коллекторных свойств и создания в нем новой пористой структуры путем растворения кислотой карбонатных соединений. Технология позволяет обеспечить глубокую, по всей толщине, обработку пласта, исключить проникновение закачиваемой кислоты к зоне водонефтяного контакта, предупредить прорыв пластовой воды к забою добывающей скважины, кратно снизить вероятность разрушения цементного кольца за эксплуатационной колонной за счет предварительной обработки призабойной зоны кислото- и водоотталкивающим материалом МДК «Кварц».

Призабойную зону нефтяной скважины обрабатывают последовательно в несколько этапов тонкодисперсным водо - и кислотооталкивающим материалом и кислотой (или ее раствором), которая глубоко проникает в карбонатный нефтесодержащий пласт, в результате чего образуется пористая структура.

Призабойную зону нефтяной скважины обрабатывают тонкодисперсным гидрофобным материалом на такую глубину и в течение такого времени, чтобы предотвратить проникновение закачиваемой кислоты или ее раствора к зоне водонефтяного контакта и прорыв пластовой воды к забою скважины.

Технологию глубоконаправленной солянокислотной обработки нефтесодержащих карбонатных пластов с применением МДК «Кварц» на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Азнакаевскнефть», внедряют с 1996 г. Обработано более 70 скважин на двух месторождениях и пяти залежах Ромашкинского месторождения. По скважинам с законченным эффектом дополнительно добыто более 23 тыс. т нефти. В среднем дополнительная добыча нефти составляет более 300 т на скважино-обработку, среднесуточный прирост добычи нефти -48 %, средняя продолжительность эффекта – 11 мес. Наиболее успешными являются обработки скважин с обводненностью до 70%.

Технология увеличения охвата вытеснением заводненных пластов с использованием комплексной вязко-упругой системы нагнетания (КВУСН) предназначена для повышения нефтеотдачи пластов за счет использования потенциала потокоотклоняющих технологий и охвата вытеснением пластовых флюидов при заводнении с применением комплекса реагентов и материалов. КВУСН обеспечивает образование в межскважинном пространстве продуктивных пластов многофазной системы. Это позволяет создать в межскважинном пространстве устойчивый и подвижный многофазный экран; повысить фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта и селективно воздействовать на пластовые флюиды; перераспределить в пласте фильтрационные потоки; увеличить охват заводнением; вырабатывать запасы нефти из низкопроницаемых прослоев. Даже при высоких приемистостях (коэффициент приемистости 1000 м3/(сут*МПа) и более) требуется не более двух циклов при относительно небольших объемах (50-80 м3) закачиваемых реагентов.

Технологию КВУСН на месторождениях, разрабатываемых НГДУ «Азнакаевскнефть», внедряют с 1999 г. За этот период обработано более 50 скважин на семи площадях и трех залежах Ромашкинского месторождения. По скважинам с законченным эффектом дополнительно добыто более 26,5 тыс. т нефти, т.е. более 4000 т на одну скважино-обработку, по реагирующим добывающим скважинам -1500 т/скв, прирост добычи нефти 1,9-2,4 т/сут. Непроизводительная закачка (по режиму работы от КНС) снижается в 2,3 раза. Продолжительность эффекта составляет более 2 лет. Текущая технологическая эффективность применения в 2002г. технологии в скважинах, по данным «ТатАСУнефть» на 01.06.03 г., составила 20431 т нефти, т.е. более 511 т/скв. По большинству обработанных в 2002 г. скважин эффект продолжается, прогнозный эффект в течение 2 лет – до 1500 т дополнительно добытой нефти на одну обработку.

Представленные технологии с применением МДК «Кварц» являются новым, динамично развивающимся и перспективным направлением строительства и эксплуатации скважин, а реагент обладает полифункциональными свойствами, многие из которых, несмотря на значительный объем выполненных экспериментальных и промысловых исследований, еще недостаточно изучены. Научно-исследовательские работы по изучению МДК продолжаются как в области его применения в различных областях промышленности, в том числе нефтяной, так и в области получения МДК с требуемыми (заранее заданными) свойствами.

Источник информации:

1. Нефтяное хозяйство, август 8/2003- с.130