Ключевые слова: ремонтно-изоляционные работы, ограничение водопритока, пенно-полимерный состав, гранулярные, трещиноватые коллекторы.
Применение гидрогелей для водоизоляции скважин является перспективной и быстро развивающейся технологией [1]. Водоизоляция скважин с применением гидрогелей в зависимости от геолого-физических условий пласта и технического состояния скважин может легко трансформироваться в варианты внутрипластового образования пеногелей, гелей, армированных дисперсными и волокнистыми наполнителями [2, 3].
Цель работы – испытание технологии водоизоляции в гранулярных и трещиноватых коллекторах.
В результате проведения ОПИ технологии ОВП предполагается образование изоляционного барьера в обводненных интервалах пласта, что приводит к ограничению притока воды в ствол скважины. Отличительной особенностью работ является то, что данный вид РИР проводится без использования цемента, через существующий интервал перфорации (без создания спецотверстий).
В качестве изоляционных материалов для ОВП были применены ППС и вспомогательный гидрогелевый состав «NGT-Chem-3». ППС представляет собой двухкомпонентную систему, в состав которой входит высокомолекулярный полимер, сшиватель и газогенерирующие компоненты. ППС обладает повышенной проникающей способностью в пласт и селективным снижением проницаемости по отношению к воде. Образуя пенно-гелевую систему непосредственно в призабойной зоне пласта, состав создает более протяженные экраны в заданных интервалах пласта в сравнении с известными полимерными композициями, а наличие в нем пены повышает эффективность изоляции газа и воды. Состав «NGT-Chem-3» представляет из себя смесь низкомолекулярного полимера и органических сшивателей, которая при растворении в воде образует гелант и после закачивания в пласт превращается в гель с прочной сшитой структурой. Полимерный гель в пластовых условиях обладает начальным градиентом давления и создает высокие гидравлические сопротивления при фильтрации воды. На скважинах с высокой приемистостью, для борьбы с поглощением рабочего раствора, в состав «NGT-Chem-3» вводится наполнитель – полипропиленовая фибра (ППФ).
Лабораторное тестирование
Осцилляционные исследования состава «NGT-Chem-3» проводили с применением ротационного вискозиметра Rheotest RN5.1 (Rheotest Medingen GmbH, Германия) с измерительной системой «плоскость – пластина» при 24 °С. Диаметр измерительной пластины 36 мм, зазор между пластинами 1 мм.
Осцилляционные исследования выполняли с разверткой по напряжению сдвига при частоте колебаний в 1 Гц. Основные измеряемые параметры: модуль упругости (G´), модуль вязкости (G´´), комплексный модуль (G*), точка кроссовера (точка пересечения G´ и G´´), соответствующая пределу текучести, а также линейный диапазон измерений. В ходе экспериментов производили несколько замеров, результаты которых затем усредняли и рассчитывали стандартное отклонение. В таблице 1 приведены реологические параметры базового и модифицированного ППФ состава «NGT-Chem-3».
Как видно из таблицы 1, добавка ППФ от 0,05 до 0,25 % плавно увеличивает все реологические показатели, при этом модуль упругости увеличивается от 23,07 Па (для БС) до 28,63 Па. Дальнейшее увеличение концентрации ППФ к существенному изменению реологических свойств не приводит.
Определение показателя фильтрации проводили на фильтр-прессе низкого давления марки ФЛР-2. В ячейку фильтр-пресса ФЛР-2 загружали исследуемый состав после 48 часов созревания. Объем ячейки фильтр-пресса составляет 156 мл, тампонажный состав загружали в объеме 150 мл и подавали рабочее давление 0,7 МПа. В исследованиях использовался щелевой тип фильтра (параметры щели фильтра: ширина 300 мкм, длина 30 мм). Температура проведения тестов +20 °С. В ходе тестирования определяли объем фильтрата за 30 мин (таблица 2).
Как видно из таблицы 2, добавка ППФ в количестве 0,05 % привела к фильтрации через щель 80 мл композита за 30 мин. Увеличение содержания этих волокон до 0,15 % уменьшило прохождение композита через щель (30 мл композита за 30 мин). Доведение содержания ППФ до 0,20 % и 0,25 % снизило объем фильтрата до 5 мл композита за 30 мин.
Опытно-промысловые испытания РИР по ОВП
С ноября по декабрь 2024 г. ООО «Уфимский НТЦ» провело ОПИ РИР по ОВП в двух добывающих скважинах на Демкинском и Зюзеевском месторождениях в Поволжье.
Скважина W-1 Демкинского месторождения представляет собой эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, спущенную до глубины 1342 м. Перфорацией вскрыт бобриковский горизонт. Пласт терригенный, поровый, характеризуется следующими параметрами: Кпр – 668 мД, Кп – 21,3 %. Дата ввода скважины в эксплуатацию: 09.2003 г. (с параметрами Qж = 24,1 м3/сут, Qн = 22 т/сут, обводненность 1 %). Обводненность скважины начала быстро расти с 40 % в 2017 г. до 90 % в конце 2023 г. и на момент проведения РИР достигла 99 %. По данным промысловых геофизических исследований от 22.11.2024 г., отмечались приток воды из интервала перфорации и заколонное движение воды снизу вверх, с глубины на 10 м ниже интервала перфорации. РИР на скважине W-1 были проведены в ноябре 2024 г. Закачивание составов осуществляли через компоновку насосно-компрессорных труб с пакером. Перед проведением работ приемистость интервала обработки составила 120 м3/сут при давлении 70 атм. В обрабатываемый интервал было закачано 15 м3 ППС и 3 м3 докрепляющей композиции «NGT-Chem-3» (без наполнителей). Начальное давление закачивания составило 100 атм, конечное – поднялось до 120 атм. Технологическая схема проведения РИР на скважине W-1 приведена на рисунке 1.
Скважина W-2 Зюзеевского месторождения представляет собой эксплуатационную колонну диаметром 168 мм, спущенную до глубины 1204 м. Перфорацией вскрыт башкирский ярус. Пласт карбонатный, трещиноватый, характеризуется следующими параметрами: Кп – 17,2; Кгл – 0,8. После ввода в эксплуатацию из бурения скважины длительное время работала с обводненностью 0 %. С 2017 г. наблюдается резкий рост обводненности продукции до 40 %, в 2023 г. обводненность также резко выросла с 70 до 96 %. При сопоставлении РК-каротажа и данных по профилю приемистости близлежащей скважины поддержания пластового давления (ППД) видно, что вода в добывающую скважину может поступать как по подошве перфорированной мощности пласта, так и снизу по ЗКЦ – от ЗКЦ нагнетательной скважины. По данным промысловых геофизических исследований 24.12.2024 г. до проведения РИР выявлена ЗКЦ небольшой интенсивности с глубины на 10 м ниже интервала перфорации. РИР на скважине W-2 были проведены в декабре 2024 г. Перед началом проведения работ остановили скважину ППД, вплоть до ВНР после РИР в добывающей скважине. Закачивание составов осуществляли через компоновку насосно-компрессорных труб с пакером. Перед проведением работ приемистость интервала обработки составила 576 м3/сут при давлении 0 атм. В обрабатываемый интервал было закачано 30 м3 ППС и 5,5 м3 состава «NGT-Chem-3» (для снижения поглощения в качестве наполнителя использовалась полипропиленовая фибра). Начальное давление закачивания составило 0 атм, конечное – поднялось до 100 атм. Технологическая схема проведения РИР на скважине W-2 приведена на рисунке 2.
Результаты
В результате проведенных РИР на скважине W-1 Демкинского месторождения обводненность продукции скважины снижена с 99 до 74 %, дебит по нефти увеличен с 0,2 до 2 т/сут. На текущую дату эффект от обработки наблюдается более четырех месяцев.
В результате проведенных РИР на скважине W-2 Зюзеевского месторождения обводненность продукции скважины снижена с 99 до 35 %, но после запуска близлежащей скважины ППД (была остановлена на момент проведения РИР) обводненность увеличилась до 63 %. Даны рекомендации провести работы по ВПП в скважине ППД: при этом ожидается снижение обводненности скважины на 30–35 %. Дебит по нефти увеличен с 2,0 до 2,1 т/сут. На текущую дату эффект от обработки наблюдается более четырех месяцев.
Задача испытаний тампонажных составов и технологии для ОВП на терригенных и карбонатных коллекторах Демкинского и Зюзеевского месторождений на данном этапе в целом решена. Полученный положительный эффект может быть тиражирован на объектах с близкими геолого-физическими условиями.
Литература
1. Телин А.Г., Стрижнев В.А., Вежнин С.А., Ленченкова Л.Е., Якубов Р.Н., Сафуанова Р.М. Применение гидрогелей для водоизоляции скважин. Сообщение 1 // Нефтегазовое дело. – 2024. – № 1. – С. 65–76. DOI: 10.17122/ngdelo-2024-1-65-76.
2. Байкова Е.Н., Муслимов Р.Х. Опыт применения технологии ограничения водопритока и РИР в трещиноватых карбонатных коллекторах // Георесурсы. – 2016. – 18 (3). – С. 175–185. DOI: org/10.18599/grs.18.3.6.
3. Каразеев Д.В., Вежнин С.А., Стрижнев В.А., Левадский А.М., Мамыкин А.А., Олейник А.А., Широбоков А.В., Миннебаев Б.Р., Беловус П.Н., Муллагалин И.З. Ограничение притока газа в горизонтальных скважинах Восточно-Мессояхского месторождения с помощью самогенерирующегося пенно-полимерного состава с гидрогелем // Нефтяное хозяйство. – 2024. – № 4. – С. 37–41.
