Применение пенной нанотехнологии на нефтяных месторождениях для повышения КИН

При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекто­рами основное влияние на эффективность заводнения оказывает про­рыв воды от нагнетательных скважин к добывающим. Одной из при­чин остановки добывающих скважин является высокая обводнен­ность продукции. Таких скважин - десятки тысяч.

Когда неоднородность коллектора не очень большая - различие проницаемости кернов коллектора 5-7 раз, то могут быть применены полимерные технологии. При различии проницаемости кернов кол­лектора более 500 раз, применение полимерных технологий стано­вится экономически невыгодным из-за необходимости применять вы­сококонцентрированные растворы, а это очень дорого.

Пенные системы, регулируемые наноявлениями на контакте во­да-газ, обеспечивают высокие вязкостные характеристики при малых расходах поверхностно-активных веществ, снижая подвижность фаз в высокопроницаемых дренах при закачке пен в нагнетательные сква­жины. При продвижении пены из ближней призабойной зоны в пласт, где давление существенно ниже забойного, газовые ячейки пены уве­личиваются в объеме и перекрывают дрены фильтрации, в которые они попали. Наличие ПАВ и газа в пенной системе не уменьшает скорость капиллярной пропитки в блок (матрицу), как это имеет ме­сто в случаях применения загущающих воду технологий (полимеры, гели). Поэтому пенная система удовлетворяет основным требованиям к технологиям поддержания пластового давления (ППД) для неодно­родных и блочно-трещиноватых коллекторов.

Обоснованная, а затем модифицированная и защи­щенная патентом РФ, технология применения пенных систем для снижения обводненности продукции скважин вначале была при­менена на терригенных трещинно-поровых коллекторах ряда место­рождений Пермской области: Москудьинском, Гожанском и других в 1990-1996гт.

Рис.5. Показатели работы реагирующей добывающей скважины после закачки пенной системы в нагнетательную скважину

 

Как видно из рис. 5, обработка нагнетательной скважины (на рис. 5 - в конце третьего месяца) привела к резкому улучшению работы добывающей скважины - увеличился дебит по нефти за счет уменьшения дебита воды. Увеличение минерализации добываемой воды свидетельствует об увеличении коэффициента охвата Техноло­гический эффект на одну обработку значительно превысил 10000 т., что многократно окупило затраты на проведение работ.

Сейчас огромное число месторождений находится на поздней стадии с обводненным коллектором и высокой обводенностью про­дукции скважин. Поэтому применение пенной нанотехнологии с ре­гулируемыми параметрами, соответствующими геолого-физическим условиям нагнетательной или добывающей скважинам, может стать весьма эффективным направлением повышения КИН и снижения ко­личества добываемой воды. А подъем воды и отделение воды от неф­ти стоит весьма значительные суммы, снижение объемов которой даст дополнительный экономический эффект.

 

7.2. Применение пенной нанотехнологии

на газовых месторождениях

Вопросы эксплуатации газовых скважин в неустойчивых кол­лекторах всегда были предметом особого внимания, поскольку при разрушении призабойной зоны происходил вынос песка - пескопроявления (ПП), приводящие к осложнениям в работе скважин, подземно­го и наземного оборудования. Ежегодно расходуются десятки мил­лионы рублей на очистку скважин от пластового песка и на устране­ние осложнений, связанных с его выносом - средняя продолжитель­ность капитального ремонта (простоя скважины) по удалению песчано-глинистых пробок в скважинах составляет 30 сут.

Разрушение коллектора связано с водопроявлениями. Кроме по­дошвенной воды, на забой газовых скважин попадает еще и конден­сированная вода минерализации до 1 г/л (в 80% фонда скважин), по­скольку в газе всегда находится примерно 0,4-0,8 кг/1000м³ дисперс­ной воды (влагосодержание). Взаимодействие пресных вод с породой в призабойной зоне приводит к разрушению коллектора, и как следствие - к пескопроявлениям.

Рассмотрена возможность использования пенных систем для изоляции по­дошвенных вод. Опытно-промышленные работы (ОПР) по ис­пытанию этой нанотехнологии были проведены в ООО «Уренгойгазпром» в 2004-2005гг. Схема технологии представлена на рис.6.

Ввиду того, что удельный вес пенной системы на два порядка выше удельного веса газа и почти в пять раз ниже удельного веса подстилающей воды, пенный барьер радиально распределяется по границе ГВК.

Промысловые испытания проводились на 5 скважинах ОАО «Уренгойгазпром».

Расчет экономической эффективности на основе внутрикорпо­ративных «Правил оценки эффективности НИОКР» ОАО «Газпром» по фактическим данным показал, что интегральный эффект за 2 года превысил 40 млн. руб.

 

Рис. 6 Изменение гидрогеологических характеристик призабойной зоны газовой скважины после закачки пенных систем:

а - до ОПЗ; б - после ОПЗ.

 

Глава 8

 

НЕОБХОДИМОСТЬ УЧЕТА НАНОЯВЛЕНИЙ

ДЛЯ МОНИТОРИНГА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ. БУДУЩИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ НАНОТЕХНОЛОГИИ

 

Традиционные математические модели много­фазной фильтрации в пористых средах основаны на крупномасштаб­ном описании пористых сред с характерным размером элемента по­ристой среды от сантиметра и более. Капиллярными эффектами как таковыми пренебрегается и считается, что они усреднено учитыва­ются в, так называемых, фазовых проницаемостях, которые различны для воды и нефти. Различие давлений в фазах за счет «учета» капил­лярного давления практически мало отличается от расчетов без тако­го учета. Определение зависимости фазовых проницаемостей от про­ницаемости коллектора и ПСС весьма сложная многопараметриче­ская задача. Но применение одинаковых фазовых проницаемостей для зон с различной проницаемостью и с разной ПСС означает пре­небрежение влиянием ПСС на КИН в гидродинамических расчетах.

Расчетные оценки в программных комплексах (ПК) по традиционным моделям без учета наноявлений будут давать иска­женные прогнозы КИН.

Наноявления смачивания определяют подвижность нефти и газа в заводненной части пластов.

Наноявления необходимо учитывать при созда­нии ПК для мониторинга разработки.