Анализ существующих композиций, применяемых при выравнивании профиля приемистости
Существуют различные методы и химические реагенты для борьбы с обводнением скважин, которые могут быть классифицированы как неселективные или селективные в зависимости от механизма изоляции и используемых материалов.
При неселективной изоляции при помощи химических реагентов практически повсеместно благодаря своей низкой цене применяются цементные растворы [1, 2]. Среди ключевых минусов стоит отменить малую зону охвата, а также невозможность изолировать поры, трещины и каналы малого диаметра [3, 4]. Также немаловажным является и качество самого цемента, так, например, факторы ошибки при перевозке, хранении и подготовке могут существенно ухудшить изоляционные качества цементов. Например, раствор с большой усадкой после затвердевания может не перекрыть целевой интервал либо треснуть, тем самым аннулировав весь эффект или приведя к полной потери добычи из скважины [5].
Также существует технология закачки мелкодисперсного цемента: жидкость на углеводородной основе используется в качестве носителя цемента и поверхностно-активного вещества, что позволяет несколько улучшить данный способ. Поверхностно-активное вещество делает систему стабильной в течение определенного времени в углеводородной среде. Таким образом, состав не схватывается при контакте с нефтяными зонами, сводя к минимуму риск неправильного размещения цемента [6, 7].
Селективные методы изоляции используют такие материалы, которые значительно увеличивают сопротивление в промытой, водонасыщенной зоне пласта. Они направлены на точечную или выборочную изоляцию интервалов продуктивного горизонта, сохраняя при этом проницаемость для нефтяной фазы практически на первоначальном уровне. Селективное воздействие химическими реагентами основано на различиях в свойствах горной породы и физико-химических свойствах пластовых жидкостей. Существуют различные группы селективных методов:
- Отверждающиеся реагенты – образующие после попадания в целевой интервал нерастворимую как в воде, так и в нефти массу;
- Гелеобразующие реагенты – химические реагенты, которые приводят к образованию пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности;
- Осадкообразующие реагенты – химические реагенты, в пластовых условиях способные вызвать выпадение нерастворимых осадков в зонах, насыщенных водой, при этом существует несколько механизмов осадкообразования;
- Гидрофобизирующие реагенты – основаны на изменении смачиваемости породы и повышении фильтрационных сопротивлении для водной фазы;
- Пенные системы – образующие в результате взаимодействия реагентов в пластовых условиях и блокирующие пути проникновения воды в пласт за счет прилипания пузырьков газа к поверхностям водонасыщенных каналов и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений.
Изоляция притока воды достигается за счет следующих
механизмов [8]:
· Охлаждение прискважинной зоны пласта.
· Осаждение перенасыщенных растворов твердых углеводородов.
· Гидрофобизация породы и образование эмульсий в ней.
· Взаимодействие химических соединений с пластовой водой.
· Физико-химическое превращение смеси соединений с пластовой водой (снижение растворимости, коагуляция и т.д.).
Для успешного проведения ремонтных работ, направленных на контроль фильтрационных потоков, важно точно определить оптимальное количество потокоотклоняющего состава, которое должно быть закачано в пласт. Недостаточное количество состава может снизить эффективность обработки. Оптимальный объем закачки водоизоляционного состава должен учитывать требуемую прочность экрана и время гелеобразования. Это позволит достичь желаемых результатов и обеспечить эффективную водоизоляцию.
Хотя существует множество селективных методов для ограничения водопритока, многие из них не пользуются популярностью. Например, метод закачки перенасыщенных растворов твердых углеводородов не получил широкого распространения из-за нехватки исходных реагентов на рынке.
Эффективность использования гипана (полиакрилонитрила) зависит от минерализации пластовых и закачиваемых вод. Эмульсии обратной фазы, применяемые для гидрофобизации интервала не способны формировать прочные водоизоляционные экраны и, соответственно, выдерживать высокие перепады давления.
При отключении обводненных интервалов пласта наиболее широко используются гелеобразующие композиции на основе полиакриламида с различными сшивателями. Однако в процессе прокачки через насосные агрегаты и трубы молекулярная цепочка этих композиций может подвергаться механической деструкции, что негативно сказывается на их прочности.
Применение составов на основе жидкого стекла (Na2SiO3) является очень технологичной и эффективной технологией [8–10]. Данные композиции демонстрируют высокую стойкость в большом диапазоне температур и давлений, кроме того, являются нетоксичными, что существенно упрощает работу с ними. В качестве катализатора образования трехмерной структуры (атомной цепи) используется неорганическая соль хрома (III), совокупность данных реагентов позволяет получать прочные гели во всем объеме состава.
Выравнивание профиля приемистости, как операция по изоляции интервала проводимого пласта, должна производиться после его выработки, чтобы избежать формирования зоны повышенной остаточной нефтенасыщенности [11].
На сегодняшний день разработано великое множество технологий ограничения водопротока в добывающие скважины и выравнивания профилей приемистости у нагнетательных, каждый способ имеет как свои плюсы, так и минусы, однако наиболее широким спектром действия обладают именно гелеобразующие компоненты (Таблица 1).
Достоинства гелеобразующих составов:
• Высокая фильтрующая способность.
• Эффективно снижает проницаемость обводненных пропластков.
• Термостабильность до 150 ºC.
• Прочность.
• Технологичность.
Недостатки:
• Чувствительность к химическому составу воды.
• Постепенная деградация.
При использовании потокоотклоняющих композиций особое внимание требуется уделить объему закачки реагентов и дизайну ремонта в целом [12, 13]. Также следует отметить, что соленость пластовой воды, ее рН (показатель кислотности), равно как и pH приготавливаемой композиции, оказывают существенное влияние на прочность и долговечность геля [14]. В присутствии солей модуль упругости уменьшается, что интенсифицирует нежелательный процесс вымывания геля и уменьшает эффект во времени.
Некоторые особо прочные структуры способны поддерживать свой эффект более трех лет [15], кроме этого, данная обработка дешевле, чем закачка цементов, и является обратимой. Так, после неудачно подобранного состава либо человеческой ошибки в процессе отключения того или иного пропластка состав удаляется из пласта путем закачки специального деструктора, после чего операцию можно проводить снова.
Интересной технологией также выступает обработка сверхгидрофильными составами с высокой адгезией, которые адсорбируются на поверхности породы, создавая существенные фильтрационные сопротивления для водной фазы, вплоть до полного отключения канала. Однако следует точно контролировать интервал обработки с целью недопущения снижения приемистости нецелевых интервалов.
В условиях повышенных температур в продуктивных пластах уже при закачке наблюдается явление частичного сшивания и структурирования порций применяемых составов, что влечет за собой необходимость повышения давления закачки в связи с частичной изоляцией интервалов, также повышаются и фильтрационные сопротивления в целевом участке, что усложняет последующее проникновение реагента в пласт. Поэтому использование качественных замедлителей реакции или составов с точным временем гелеобразования также является очень важной составляющей.
Прокачка щелочи перед целевым реагентом также может положительно сказаться на длительности эффекта. Выступая в роли жертвенного реагента и адсорбируясь на породе, она позволяет обеспечить лучшие условия для сшивания полимеров в пласте, кроме того, дополнительно снижается поверхностное натяжение, что позволит закупорить каналы более качественно; в свою очередь, добавка глицина в состав позволит уменьшить работу адгезии и дополнительно увеличить эффективность раствора [8].
Существенное влияние на изменение приемистости скважины особенно в хорошо заглинизированных и малопроницаемых коллекторах может оказать и предшествующая операция глушения, важно использовать жидкости глушения скважин, оказывающие минимальное влияние на призабойную зону [16,17].
Выбор композиции и скважины кандидата
Рассмотрим следующий элемент пятиточечной системы, расположенный на целевом объекте (рисунок 1). Так как скважина XXX8 (далее просто 8) имеет наибольшую гидродинамическую связь, дальнейший расчет будет производиться для нее, расчеты для остальных скважин будут аналогичными.
Данный блок является перспективным для проведения ВПП в связи с тем, что по результатам трассерных исследований и анализа проб было установлено, что вода в добывающих скважинах участка является именно закачиваемой водой, кроме того, скорость роста обводненности добывающих скважин составляет 3–5 % в месяц. Следует отметить, что рассматриваемый участок обладает повышенными нефтенасыщенными толщинами относительно пласта в целом.
Следует отметить, что рассматриваемый объект характеризуется расчлененностью и изменчивостью песчанистости, кроме того, средняя проницаемость участка
составляет порядка 7,7∙10-3 мкм², а высокопроницаемый пропласток на участке обладает проницаемостью 0,604 мкм².
По данным исследований [18], создаваемый водоизолирующий экран считается устойчивым во времени тогда и только тогда, когда справедливо следующее условие
– репрессия на нефтяной пласт, Па; rc – радиус нагнетательной скважины, м; Rэ – радиус проникновения состава, м:
V – объем закачиваемого состава, м3; hэ – эффективная толщина пласта, м;
m – пористость, д. ед; Gкр – критическое значение градиента давления для потокотклоняющего состава:
где α – эмпирический коэффициент пропорциональности, индивидуальный для каждого материала (в среднем α = 10-2); kmax – максимально возможная проницаемость коллектора в разрезе нагнетательной скважины, м2; τ – предельное статическое напряжение сдвига полимерно-гелевой системы, Па:
где η – динамическая вязкость исследуемого раствора, Па∙с; γ – градиент скорости сдвига, 1/с.
Равносильно устойчивость экрана можно описать уравнением:
где Rэ – радиус создаваемого экрана, м; gradPсдвига – градиент давления геля сдвига, Па/м;
ΔP. – максимальное ожидаемое значение депрессии, Па.
Проведенный анализ наиболее популярных технологий показал следующее:
Кроме того, многие другие современные технологии были исключены по тем или иным причинам:
· Состав Темпоскрин также не удовлетворяет условию соответствия минимальной пористости и давления закачки.
· Состав ПГС Ритин также не удовлетворяет условию расчлененности разреза и минимальной песчанистости.
· ВДПС/ВДС/ГОС-1 – для повышенной эффективности обработки необходима значительная приемистость скважины, которая в рассматриваемых условиях недостижима без авто-ГРП.
· ВУПАС – не удовлетворяет условию средней расчлененности разреза.
· ВУС-2, ГОС-1, SPA-well, СПС – неэффективны при рассматриваемых проницаемостях.
Выбранный состав, помимо полного удовлетворения геолого-физическим условиям применения обладает следующими преимуществами [8]:
· Регулируемая кинетика гелеобразования (1…1200 мин).
· Высокая прочность, за счет добавления глицерина (1000…14000 Па).
· Низкая вязкость (1…15 мПа · с).
· Не подвержен механической деструкции при закачке.
· Высокий коэффициент селективности ≈ 150.
· Высокий фактор остаточного сопротивления ≈ 180.
С учетом формирования устойчивого водоизолирующего состава расчетный объем композиции составил 100 м3.
Оценка эффекта от проведенного мероприятия
Согласно РД 39-0148311-206-85 и М-01.05.04.04.01-04, дополнительную добычу от рассматриваемо ГТМ необходимо рассчитывать при помощи характеристик вытеснения и статистических данных. На сегодняшний день наибольшую применимость нашли следующие методы:
В результате расчетов были отобраны оптимальные зависимости, описывающие разработку объекта с наибольшей достоверностью (рисунок 2).
Результаты математического моделирования представлены в сводной таблице
Математическое моделирование потокоотклоняющей технологии в ПО tNavigator
Выравнивание профиля приемистости, как и любой другой гидродинамический процесс, подвергается математическому описанию. Так как те или иные ГТМ в нефтегазовой отрасли могут оказывать существенное влияние на процесс нефтедобычи, а также зачастую «отмена» неудачного инженерного решения капиталозатратна или невозможна, необходимо быть максимально уверенным в эффективности планируемых мероприятий.
Идеально для данных целей подходит математическая модель разрабатываемого объекта, которая имеет высокую степень достоверности, так как на модели можно провести множество различных апробаций технологий и примерно оценить их влияние [20].
Для описания модели с полимерной обработкой используется расчет по методике BrightWater, которая базируется на следующих математических зависимостях:
где k − абсолютная проницаемость в модели с обработкой, м2; k0 − исходная абсолютная проницаемость, которая была в модели до операции, м2; kmult – вычисляется из зависимости:
где kconc и ktime – множители изменения проницаемости в зависимости от концентрации и длительности нахождения полимера в пласте .
Зависимость kconc и ktime зачастую указывается в неявном, табличном виде. Для моделирования системы были подобраны следующие параметры – период полураспада (деградации) полимера – 121 день, зависимость проницаемости от концентрации задается неявно в виде таблицы, по результатам фильтрационных экспериментов.
Для оценки технологии моделируется блок пятиточечной системы (рисунок 3), в котором «краевые скважины» имеют пропорциональный дебит и выполняют только лишь роль системы ППД, так как строится лишь обособленная модель рассматриваемого участка:
Проницаемость по оси аппликат в два раза меньше, чем по оси абсцисс, кроме того, проницаемость по оси абсцисс равна соответствующей величине по оси ординат. Куб проницаемости по оси X представлен ниже (рисунок 4):
Случай работы скважины по дебиту жидкости
Закачка водоизоляционного состава моделируется в скважину номер 5 при помощи
ГНКТ – избирательно в высокопроницаемую зону, с целью минимизации снижения фильтрационных характеристик малопроницаемых зон. Результаты моделирования представлены ниже (рисунок 5,6):
Случай работы скважины по постоянному забойному давлению
В случае работы скважины по постоянному забойному давлению зависимости приобретают более выраженный вид (рисунки 7,8). Таким образом, преждевременный прорыв воды получается отложить практически на полгода, что, в свою очередь, позволяет эффективнее использовать ресурсы скважин и установок по подготовке и переработке нефти.
Таким образом, даже на примитивной кубической модели проявляется высокий эффект выравнивания профиля приемистости в неоднородных пластах рассматриваемого месторождения.
Прорыв воды удалось отложить на полгода, а накопленная добыча воды уменьшилась на 27,7 %, что дополнительно повышает общую эффективность промысла и рентабельность технологии за счет повышения КПД работы добывающих скважин, установок предварительного сброса воды и т.д.
Заключение
- Проведенный литературно-патентный анализ, а также статистические данные показывают, что технология выравнивания профиля приемистости, основанная на применении гелеобразующих реагентов, является оптимальной в условиях существенной неоднородности по проницаемости в пласте.
- Приведен алгоритм расчета дополнительной добычи по характеристическим кривым вытеснения. В результате проведенного расчета дополнительная добыча на участке составила порядка 310 м3, что соответствует реальным данным и указывает на правильность выбора методики.
- Результаты математического моделирования в ПО tNavigator соответствуют реальным данным, что указывает на возможность применения метода BrightWater для моделирования данного ГТМ. Результат математического моделирования показал, что при применении технологии выравнивания профиля приемистости прорыв нагнетаемой воды в добывающие скважины был отложен во времени практически на полгода, а накопленная добыча воды снизилась на 27,7 %, что дополнительно указывает на рентабельность технологии.
Литература
1. Рябоконь С.А. Ограничение водопритоков в скважины с использованием состава АКОР МГ / С.А. Рябоконь, Л.А. Скородиевская // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 7. – С. 120–124.
2. Уметбаев В.Г. Анализ эффективности технологий отключения верхних пластов Арланского месторождения / В.Г. Уметбаев, И.Г. Плотников, Р.М. Камалетдинова // Нефтяное хозяйство. – 2002. – № 4. – С. 76–79.
3. Свиридов В.С. Применение водоизолирующих материалов на промыслах Краснодарского края / В.С. Свиридов, Л.А. Скородиевская, С.А. Рябоконь // Нефтяное хозяйство. – 1988. – № 2. – С. 62–64.
4. Кадыров Р.Р. Применение синтетических смол для ремонтно-изоляционных работ / Р.Р. Кадыров, А.Х. Сахапова, В.П. Архиреев, О.Н. Кузнецова // Нефтяное хозяйство. – 2005. – № 11. – С. 70–72.
5. Курочкин Б.М. Технология проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера / Б.М. Курочкин, Р.С. Хисамов // Нефтяное хозяйство. – 2003. № 1. – С. 48-53.
6. Lightford S. et al. Solving excessive water production in a long horizontal open hole // JPT, Journal of Petroleum Technology. Society of Petroleum Engineers, 2009. Vol. 61, № 6. P. 63–65.
7. Wills A. et al. First rigless water shutoff and reservoir cross-flow leak mitigation performed in the United Arab Emirates on a horizontal extended reach well, enabling improved reservoir management // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, MEOS, Proceedings. Society of Petroleum Engineers (SPE), 2019. Vol. 2019-March.
8. Duryagin V. et al. Investigation of the Selectivity of the Water Shutoff Technology // Energies 2023, Vol. 16, Page 366. Multidisciplinary Digital Publishing Institute, 2022. Vol. 16, № 1. P. 366.
9. Никитин М.Н. Гелеобразующий состав на основе силиката натрия для ограничения водопритока в сложнопостроенных трещинных коллекторах / М.Н. Никитин, А.В. Петухов // «Нефтегазовое дело», 2011. – № 5. – С. 143–154.
10. Старковский А.В. Эффективность применения силикатного геля для повышения нефтеотдачи пластов / А.В. Старковский, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство. – 2004. – № 4. – С. 42–44.
11. Назарова Л.Н. Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами - М.: РГУ нефти и газа имени II.М. Губкина, 2011. - 156 с.
12. Дурягин, Виктор Николаевич. Обоснование технологии ограничения водопритока для нефтяных месторождений с трещинно-поровым типом коллектора : автореферат дис. ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Дурягин Виктор Николаевич; [Место защиты: Нац. минерально-сырьевой ун-т “Горный”]. - Санкт-Петербург, 2015. - 20 с.
13. Deng B., Liu W. Water control of horizontal wells using foam-gel: Lessons learnt in a heavy oil reservoir with strong waterdrive // Society of Petroleum Engineers - SPE/IATMI Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition 2017. Society of Petroleum Engineers, 2017. Vol. 2017-January.
14. El-Karsani K.S.M. et al. Gelation of a water-shutoff gel at high pressure and high temperature: Rheological investigation // SPE Journal. Society of Petroleum Engineers (SPE), 2015. Vol. 20, № 5. P. 1103–1112.
15. Wiggett A.J. Water - Chemical Treatment and Management // Society of Petroleum Engineers - SPE Oilfield Water Management Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2014.
16. Технологические жидкости, применяемые для глушения эксплуатационных скважин, осложненных аномально высокими пластовыми давлениями / Д. В. Мардашов, В. Н. Дурягин, М. Н. Лиманов, Н. А. Онегов // Деловой журнал Neftegaz.RU. 2022. № 7(127). С. 42-48. .
17. Глушение морских скважин / В. Н. Дурягин, М. Н. Лиманов, Н. А. Онегов, П. Т. Шамсутдинова // Бурение и нефть. – 2023. – № S1. – С. 44-47.
18. Лысенко, Владимир Дмитриевич. Разработка нефтяных месторождений проектирование и анализ / В.Д. Лысенко. - Москва : Недра, 2003 (ППП Тип. Наука Академиздатцентр РАН). - 638 с.
19. Земцов, Ю.В., Мазаев, В.В. Современное состояние физико-химических методов увеличения нефтеотдачи литературно-патентный обзор. ООО «Издательские решения», 2021. л. – Сокр.: 237–238.;ШагиахметовА.М., Осадчий Д.Е., Ющенко С.С. Применение технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах нефтяного месторождения. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2022;7(1):89-98.
20. Богачев, К. Ю. Численное моделирование технологии BrightWater / К. Ю. Богачев, С. В. Милютин, В. И. Дзюба // Нефтяное хозяйство. – 2012. – № 2. – С. 72-75.
