Рисунок 1 – Динамика показателей разработки Арланского месторождения во времени

Наибольшее число действующих добывающих скважин было в 2001 году при отборе 65,4% от наименьшего извлекаемого запаса, то есть, несколько позже. Фонд нагнетательных скважин имеет тенденцию к постоянному приросту.

Максимум добычи нефти был достигнут в 2001 году, при отборе 39,8 НИЗ и обводненности 76,6%.

Обводненность на 2007 год в среднем по Арланскому месторождению составляет 95,8% .

2 Расчетно-техническая часть

2.1 Причины поступления посторонних вод в скважину

Обводнение скважин может происходить по разным причинам. Вот несколько из них: негерметичность заколонного цементного кольца, вследствие чего возникает сообщение между нефтеносным и водоносным пластами; подтягивание к фильтру скважины подошвенных вод из-за интенсивного отбора или заводнения; прорыв вод из верхних водоносных горизонтов через дефекты в эксплуатационной колонне.

Наличие заколонного перетока может быть определено закачкой в пласт через фильтр радиоактивных изотопов, растворенных в 1.5…2 м³ воды (радиоактивное железо, цирконий, цинк). Наличие перетока позволит попасть части радиоактивной жидкости в водонасыщенный пласт, что будет отмечено на кривой гамма-каротажа аномальным всплеском по сравнению с аналогичной кривой, снятой до закачки изотопа. Изоляция притоков производится несколькими способами, одним из которых является закачка цементного раствора в трещину с целью ее повторного цементирования, или закачка специальных смол.

Во время проходки пород буровым инструментом при вращательном способе бурения между установленной колонной обсадных труб и породой имеется большой кольцевой зазор. При отсутствии подбашмачной или затрубной цементации по затрубному пространству происходит поступление воды из перекрытых водоносных слоев в эксплуатационный. Вода может поступать по двум путям: под башмак последней колонны обсадных труб, а затем через срез (если вырезана последующая колонна).

Ликвидировать поступление воды в эксплуатационный горизонт через срез обсадной колонны можно отключением рабочей части скважины при помощи временного тампонажа песком до среза обсадной трубы. После заливки цементного раствора состава 1:1 песок извлекают из скважины или вместо тамонажа на срез вырезанной обсадной трубы устанавливают коническую пробку. Эта работа не всегда выполнима.

В практике часто встречаются случаи обводнения путем подтягивания подошвенной воды за счет форсированного отбора. При этом образуются конуса обводнения, высота которых может быть соизмерима с толщиной пласта. В таких случаях прибегают к ограничению отбора жидкости по скважине или изоляции обводнившейся части пласта: устанавливают цементный мост и перекрывают часть пласта, закачивают в подошвенную часть пласта под давлением цементный раствор или различные пластмассы, схватывающиеся в водяной среде и образующие горизонтальный экран.

В связи с обводнением эксплуатирующегося пласта может возникнуть необходимость в переводе скважины на эксплуатацию с другого пласта, если таковой имеется в разрезе месторождения. При этом этот пласт может ниже или выше эксплуатируемого.

Технология перевода состоит в надежной изоляции обводненного пласта посредством закачки в него тампонирующего материала (цемента, смол) под давлением, образовании на забое цементного стакана, его разбуривании и углублении скважины до следующего, продуктивного пласта, спуске эксплуатационной колонны и ее цементировании, простреле фильтра, вызове притока из нового объекта.

2.2 Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих скважин

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции. Поэтому ограничение притока воды к забоям скважин является одним из важнейших мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений. Наиболее широко применяются осадко образующие технологии, которые внедряются в промышленных масштабах в старых нефтедобывающих районах более 20 лет. Большая их часть основана на взаимодействии закачиваемых химических реагентов с компонентами высокоминерализованных вод. Однако данные технологии не всегда дают положительный эффект, а также необратимо изменяют проницаемость нефтяного коллектора. Технологии, базирующиеся на последовательной закачке химических реагентов с расчетом на их смешивание в определенном месте пласта с образованием систем с заданными свойствами, тоже оказываются не всегда эффективными в промысловых экспериментах .

Одним из возможных решений проблем снижения обводненности является применение гидроизоляционного состава с регулируемыми гидрофобными и гидроизоляционными свойствами на основе гидрофобного органического геля. Особенностью его применения является закачка единой, целостной порции технологического раствора геля с заданными свойствами для достижения максимального ограничения водопритока.

Получение гидрофобного органического геля с различными пластическими и гидрофобными свойствами основано на изменении соотношения содержания компонентов в процессе коагуляции коллоидного раствора высокомолекулярного полимера (ВМП) - сополимера этилена с винилацетатом - при взаимодействии с синтетическим компрессорным маслом (СКМ), представляющим собой блоксополимер оксидов этилена и пропилена. Для этого в раствор полимера в этил-бензольной фракции массовой концентрацией 3-20 % вводилось синтетическое компрессорное масло. В результате коагуляции полимера формировалась гетеро-фазная система: органический гель, обладающий определенной механической прочностью, и жидкая фаза - раствор компрессорного масла и/или полимера в этилбензоле. Количество образующегося геля и его пластические свойства зависят от соотношения содержания исходных компонентов. Выход геля при увеличении количества вводимого компрессорного масла сначала монотонно возрастает и при определенном значении достигает максимума. Чем больше исходное содержание полимера в углеводородном растворителе, тем выше выход геля при одинаковом удельном расходе компрессорного масла. Изменяя удельный расход компрессорного масла, можно регулировать количество полимера, используемого для образования геля, и тем самым контролировать выход и свойства получаемого геля.

В результате коагуляции полимера в растворе при разном соотношении содержания компонентов образуется гель с различной структурно-механической прочностью. В табл. 4 представлена динамическая вязкость составов при различной скорости сдвига. При увеличении массовой концентрации полимера в растворе от 3 до 20 % динамическая вязкость возрастает. Как видно из табл. 4, все составы обладают достаточно высоким предельным напряжением сдвига.

Для исследований наряду с чистым компрессорным маслом применялось отработанное компрессорное масло. При определенных соотношениях содержания компонентов, которым соответствует максимальный удельный выход геля, наблюдается максимальная динамическая вязкость. Снижение ее после достижения экстремума объясняется разбавлением системы компрессорным маслом, не участвующим в образовании геля.

В зависимости от соотношения содержания высокомолекулярного полимера, синтетического компрессорного масла и углеводородного растворителя образуется гель с различными содержанием и структурой ассоциатов. Чем выше исходная концентрация полимера в растворе, тем меньшее количество компрессорного масла необходимо для образования геля, при этом образующийся гель становится более структурированным. В зависимости от типа компрессорного масла образуются гели с различной структурно-механической прочностью: при одинаковом удельном расходе более структурированный гель получается при использовании чистого масла.

Таблица 4 – Динамическая вязкость составов при различной скорости сдвига

Тип СКМ	Удельный расход СКМ, г/г	Динамическая вязкость, мПа*с, при температуре 250 С и скорости сдвига с-1					Предельное напряжение сдвига, Н/м3
		0,9	2,9	7,4	14,7	35,3
Массовая концентрация ВМП равна 10 %
Чистое	1,5	4481	1439	571	274	141	3733
	3,0	8078	4050	1785	1000	493,5	9493
	5,0	2873	1433	744	347,5	131	3127
Отработанное	1,5	174	174	151	80	68	25
	3,0	2205	658	415	218	171	1620
	5,0	1664	614	277	243	134	1415
Массовая концентрация ВМП равна 12 %
Чистое	1,5	306	231	156	82	72	272
	3,0	43044	10337	5231	2732	1046	31073
	5,0	11295	3395	1572	1017	354	7917
Отработанное	1,5	4097	1490	1185	647	264	3321
	3,0	10260	3900	1883	1655	967	8720
	5,0	2193	330	309	203	154	1013

Одним из основных требований к реагентам является технологичность их применения. Для использования гидроизоляционного состава необходимо получение такой формы, которую можно было бы применять в промысловых условиях. Исследования эксплуатационных характеристик составов показали, что растворы высокомолекулярного полимера с массовой концентрацией более 10 % существенно повышают вязкость\температуру застывания. Это может затруднить использование геля в промысловых условиях (табл. 5). Поэтому при дальнейших исследованиях массовая концентрация полимера в этилбензольной фракции составляла 10 %.

Гидроизоляционный состав целесообразно использовать в виде технологического раствора в углеводородных растворителях, что позволяет снизить его температуру застывания и вязкость, а также применять стандартное промысловое оборудование при обработке скважин.

Таблица 5 – Зависимость динамической вязкости от температуры застывания и от массовой концентрации ВМП

Массовая концентрация ВМП, %	Температура застывания, 0 С	Динамическая вязкость, мПа*с, при температуре 250 С и скорости сдвига, с-1
		1,8	7,4	14,7	36,0
3	-12	4	3	3	3
5	-12	4	3	3	4
7	-9	9	8	7	7
10	-8	28	24	21	18
12	-6	22	22,8	23,4	24
15	-1	260	180	120	60
20	3	730	560	610	680

Использование гелей в нефтепромысловой практике для уменьшения обводненности основано на блокирование промытых водой участков. Вместе с тем часто причиной преждевременной обводненности добывающих скважин является капиллярно-концевой эффект (ККЭ), затрудняющий вытеснение нефти из проницаемых коллекторов. Его физическая сущность заключается в образовании на выходе из пласта зоны повышенной обводненности. Если пористая среда гидрофильна, то при вытеснении нефти водой часть прискважинной зоны добывающих скважин может быть заблокирована водой в результате ККЭ, что снижает дебит скважин.

Для уменьшения ККЭ необходима обработка прискважинной зоны пласта реагентами-гидрофобизаторами принцип действия которых основан на физической адсорбции ПАВ на границе раздела фаз жидкость - твердое тело с образованием гидрофобной молекулярной пленки, изменяющей смачиваемость гидрофильной поверхности породы. Это приводит к снижению водонасыщенности пристеночного слоя скважины, в результате увеличивается приток нефти в скважину и уменьшается фазовая проницаемость для воды.

Гидрофобизирующее действие реагентов можно оценить по эффекту капиллярного впитывания воды кварцевым песком, обработанным гидрофобизатором. Проведенными исследованиями было установлено, что растворы высокомолекулярного полимера, применяемого для получения геля, в углеводородных растворителях обладают мощным гидрофобизирующим эффектом. Поэтому была изучена гидрофобизирующая способность растворов жидкой фазы, отделенной от выделившегося органического геля, в результате взаимодействия 10%-ного раствора полимера в этил-бензольной фракции и отработанного компрессорного масла с удельным расходом 0,5 - 4,0 г/г. Эффективность оценивалась по высоте поднятия воды в капилляре по кварцевому песку, обработанному растворами жидкой фазы в бензине при массовой концентрации 2,5-20 %. Чем ниже высота поднятия воды, тем выше гидрофобизирующее действие реагента, поэтому за 100%-ную гидрофобизацию была принята нулевая высота поднятия уровня воды, а за нулевую степень гидрофобизации - 15,6 см, что соответствует поднятию уровня воды по необработанному углеводородом песку (табл. 6). Как видно из табл. 3, все растворы жидкой фазы обладают гидрофобизирующими свойствами, так как степень гидрофобизации выше, чем в моделях без обработки и с обработкой чистым бензином, при которых степень гидрофобизации равнялась соответственно 0 и 20 %.

Таблица 6 – Гидрофибизирующие свойства жидкой фазы

Массовая концентрация жидкой фазы в бензине, %	Степень гидрофобизации, %, при удельном расходе СКМ, г/г
	0,5	1,0	1,5	2,0	2,5	3,0	3,5	4,0
2,5	45	31	26	25	24	24	23	22
5,0	63	37	29	28	27	26	23	22
7,5	67	48	39	33	28	27	26	24
10,0	72	61	46	34	33	32	31	26
12,5	82	70	55	38	34	33	31	26
15,0	82	72	63	47	38	34	31	26
17,5	83	78	67	54	42	37	31	28
20,0	85	76	67	54	46	42	38	31

Поскольку, изменяя соотношение компонентов, можно регулировать степень вовлечения высокомолекулярного полимера в образование геля и соответственно его удельный выход, жидкая фаза в зависимости от исходного содержания полимера в растворе и удельного расхода компрессорного масла будет обладать различными гидрофобизирующими свойствами (см. табл. 6). При малом удельном расходе масла гидрофобизирующий эффект высокий, так как часть полимера не вовлечена в образование геля и остается в растворе. Высокомолекулярный полимер образует гидрофобизирующую пленку на поверхности кварцевого песка, таким образом достигается высокая гидрофобизация. При повышении удельного расхода компрессорного масла снижается степень гидрофобизации, что свидетельствует о низком гидрофобизирующем эффекте. Гидрофобизирующий эффект от обработки растворами жидкой фазы при удельном расходе СКМ, равном 4 г/г, сопоставим с гидрофобизацией кварцевого песка бензином, это косвенно подтверждает вовлечение всего количества полимера в образование органического геля. Таким образом, изменяя соотношение содержания компонентов и контролируя степень вовлечения полимера в образование ассоциата, можно регулировать гидрофобизирующие свойства состава.

Эффективность технологии обработки призабойной зоны пласта с повышенной обводненностью можно оценить по изменению фазовой проницаемости для воды до и после обработки гидроизоляционным составом на моделях пласта, отражающих фильтрацию флюидов по промытому прослою. В модели используется стеклянная трубка внутренним диаметром 20 мм и длиной 350 мм, заполненная прокаленным кварцевым песком фракции 0,140-0,315 мм, через который профильтрован один поровый объем пластовой воды общей минерализацией 150 г/л.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта для воды замеряли время прохождения каждого порового объема воды через пласт. Эксперимент проводили при избыточном давлении 0,2-0,3 МПа. Фазовую проницаемость для воды до и после обработки рассчитывали по закону Дарси.

Установлено, что обработка модели промытого прослоя отработанным компрессорным маслом снижает фазовую проницаемость для воды до 1,5 раз. Компрессорное масло обладает слабым гидрофобизирующим действием, а 10%-ный раствор высокомолекулярного полимера в этилбензольной фракции может снизить фазовую проницаемость в 10-11 раз. Поэтому данная технология позволяет сохранить высокий эффект ограничения водопритока при изменении соотношения содержания компонентов в процессе эксплуатации скважины. Обработка модели пласта разработанным гидроизоляционным составом полностью ограничивает фильтрацию воды через пласт при депрессии равной 0,2 МПа. Таким образом, происходит полное блокирование порового пространства. Следовательно, моделируя состав жидкой фазы, содержащий высокомолекулярный полимер и компрессорное масло можно регулировать изменение фазовой проницаемости за счет соотношения эффектов блокирования и гидрофобизации.