fond

Проект 24.

Применение пенных барьеров для снижения обводненности продукции нефтяных и газовых скважин.

Хавкин А.Я.

Очень большое внимание Н.К.Байбаков уделял борьбе с обводнением скважин, в том числе и потому, что одной из первых его технологических разработок была закачка цемента для водоизоляции нефтяных скважин [1].

Ниже приводится описание особенностей применения пенных барьеров при разработке нефтяных залежей и при разработке газовых месторождений.

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 [1, 2].

Так, на крупнейших нефтяных месторождениях Самотлорском, Талинском, Федоровском, обводненность продукции превышает 90%, а обводненность продукции нефтяных скважин в целом по России на начало 2006г. превышала 83,5% [2]. Это означает, что в целом по России в продукции добывающих скважин в 5 раз больше воды, чем нефти. Получается, что при добыче нефти в России около 500 млн. т, в продукции добывающих скважин содержится более 2,5 млрд. т воды. Снижение обводненности только на 10% приведет к уменьшению отбора воды на 1 млрд. т, или на 40% [3].

При резкой фильтрационной неоднородности пластов, применение полимерных или вязкоупругих технологий экономически невыгодно, поскольку требуется высокая концентрация полимеров в растворе. Обоснованная технология применения пенных систем для снижения добычи воды [4] была применена на карбонатных трещинно-поровых коллекторах ряда месторождений Пермской области: Москудьинском, Гожанском и других в 1990-1996гг.

В нагнетательных скважинах оторочка пены являлась подвижным пенным барьером для закачиваемой воды. Технологический эффект на одну обработку значительно превысил 1 тыс. т., что многократно окупило затраты на проведение работ.

На рис. 1 приведены показатели работы добывающей реагирующей скважины при испытании предложенной модификации пенной технологии ограничения водопритока в качестве подвижного барьера со стабилизацией пен нанонразмерными добавками на одной из нагнетательных скважин по пласту Тл2б Москудинского нефтяного месторождения НГДУ Чернушканефть. Пласт представлен терригенным коллектором (проницаемость 0,2 мкм2, коэффициент расчлененности 2,7). Как видно из рис. 1, обработка нагнетательной скважины (на рис. 1 – 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.

В 1996-1997гг. на 16 низкодебитных добывающих скважинах (дебит нефти 1-2 т/сут) Абдрахмановской и Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения Татарстана были проведены опытно-промышленные работы (ОПР) по применению пенных систем для изоляции водоотдающих интервалов неподвижным пенным барьером: увеличение дебита по нефти составило 40-60%, технологический эффект на одну обработку – более 300 т, что кратно окупило затраты на проведение работ [5].

Рис. 1. Показатели работы реагирующей добывающей нефтяной скважины после закачки пенной системы в нагнетательную скважину (ОПЗ):
дебиты по жидкости Qж (1), воде Qж (2), нефти Qж (3), а также минерализация попутной воды (4).

ОПР по применению пенной технологии на Северном участке Ижевского месторождения в Удмуртии были проведены авторами в 2002г. на 3 скважинах. Прирост дебитов реагирующих скважин после ОПЗ составил 49% по отношению к дебитам до проведения ОПЗ. На основании проведенных работ под руководством Хавкина А.Я. был составлен проектный документ (дополнение к технологической схеме) на разработку Северного участка Ижевского месторождения, где обоснована необходимость применения пенных систем на всех нагнетательных и добывающих скважинах (более 100 скважин). Проектный документ был утвержден в декабре 2004г. на заседании территориального Удмуртского отделения ЦКР, и реализуется [6].

Рентабельный срок разработки Северного участка Ижевского месторождения по утвержденному варианту составляет 9 лет (2005-2013гг.). КИН к концу этого срока составит 0,21 (прирост КИН составит 0,09), дополнительная добыча за рентабельный период 170 тыс.т, максимальный средний дебит скважин по нефти 2,7 т/сут в 2006г. Затраты на реализацию утвержденного варианта составят 725 тыс. долл, себестоимость добычи нефти 17 долл/баррель, срок окупаемости проекта 3 года, внутренняя норма рентабельности 73%, индекс доходности 1,4.

Приведем результаты применения пенных систем на одном из месторождений с карбонатным коллектором в Удмуртии. Месторождение представляет собой замкнутую залежь без краевой или подошвенной воды. Проницаемость вынесенных кернов коллектора изменяется от в диапазоне 0,003-2,3 мкм2. Вязкость нефти – около 30 мПа.с. Скважины месторождения обводнялись очень быстро, и поэтому месторождение разрабатывалось практически без поддержания пластового давления.

В декабре 2006г. после закачки пены в 4 нагнетательные скважины, пуск добывающих скважин привел к снижению обводненности и снижению дебита по жидкости, причем снижение дебита начинает проявляться практически сразу, а снижение ОПЗ  обводненности начинает проявляться через несколько месяцев. Поскольку в системе ППД закачивалась пресная вода, приводящая к снижению приемистости из-за взаимодействия с глинами, закачка пен с глиностабилизирующими реагентами (интегрирование технологий), кроме снижения обводненности добывающих скважин, привела к росту коэффициента приемистости по всем 4 обработанным нагнетательным скважинам, при среднем увеличении в течение года в 1,5-3 раза [7]. При этом произошло увеличение объемов закачки воды в эти скважины на 16 тыс м3, что в соответствии с [8] означает для данного объекта дополнительную добычу из других скважин (кроме уже учтенных по обводненности 0,9-1,4 тыс. т), в количестве более 6,8 тыс. т нефти. Суммарная дополнительная добыча в 2007г. за счет закачки пенных систем в 4 обработанные нагнетательные скважины в конце декабря 2006г. дала дополнительную добычу около 8 тыс. т нефти. Или примерно 2 тыс. т нефти на одну обработанную нагнетательную скважину [7].

Принципиально важно, что увеличение объемов закачки в обработанные нагнетательные скважины произошло после закачки пен, препятствующих прорыву закачиваемой воды в добывающие скважины, ибо увеличение объемов закачки за счет увеличения репрессии или применения глиностабилизаторов привело бы только к прорывам воды по столь неоднородному коллектору. На газовых месторождениях депрессии на забое и дебиты скважин ограничены из-за пескопрявлений, в очень большой степени связанных с ослаблением прочности коллектора при обводнении продуктивного интервала. При пескопрявлениях происходит вынос песка, что приводит к осложнениям в работе подземного оборудования скважин и наземного оборудования. Ежегодно расходуются миллионы долларов на очистку скважин от пластового песка и на устранение осложнений, связанных с его выносом. Таких скважин – тысячи [9].

Разработанный комплекс технологических мероприятий по снижению негативных последствий пескопрявлений основан на применении стабилизированных наночастичками пенных систем для создания пенных барьеров с целью предотвращения попадания воды в призабойную зону, закреплении призабойной зоны закачкой глин с применением стабилизации или термообработки глин, установке модифицированной конструкции песочного якоря со свободным центральным отверстием [3]. Схема технологии применения пенных барьеров представлена на рис. 2.

Рис. 2. Изменение гидрогических характеристик призабойной зоны газовой скважины после закачки пенных систем: а – до ОПЗ; б – после ОПЗ.

Опытно-промышленные работы (ОПР) по испытанию этой нанотехнологии были проведены в ООО «Уренгойгазпром» (ныне «Газпром добыча Уренгой») в 2004-2005гг. 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. Исследования тампонирующих свойств пенных систем показали, что удерживающие способности неподвижного пенного барьера даже при проницаемости газовой сеноманской залежи Уренгойского месторождения 0,8-0,9 мкм2, весьма высоки – пенный барьер удерживает градиенты 4-8 МПа/м. Естественно, что с уменьшением проницаемости удерживающие способности пены увеличиваются [3].

Промысловые испытания проводились на 5 скважинах ООО «Уренгойгазпром». Cразу после ОПЗ происходит снижение коэффициента продуктивности, а затем коэффициент продуктивности значительно увеличивается, обеспечивая увеличенный отбор газа без пескопроявлений. Результаты применения разработанного комплекса на 5 скважинах ООО «Уренгойгазпром» в 2004-2005гг. показали успешность ОПР по снижению пескопроявлений – 80%. Общий прирост дебита газа по 5 скважинам составляет более 230 тыс. м3/сут. Средний прирост дебита газа на 1 скважину составляет более 45 тыс. м3/сут. За год учета дополнительно добыто более 80 млн. м3 газа [10].

Получены положительные результаты применения пенных систем для изоляции водопритока на одной из скважин ООО «Уренгойгазпром». За год учета дополнительно добыто более 25 млн. м3 газа. Приведен расчет экономической эффективности с использованием внутрикорпоративных «Правил оценки эффективности НИОКР» ОАО «Газпром». Рассчитанные по фактическим данным интегральный эффект за 4 года превысит 40 млн. руб., а индекс эффективности НИОКР - более 10. Поскольку огромное число месторождений находится на поздней стадии с обводненным коллектором и высокой обводенностью продукции скважин, то применение пенной нанотехнологии с регулируемыми параметрами для соответствующих геолого-физическим условиям нагнетательной или добывающей скважин, может стать весьма эффективным направлением повышения КИН и снижения количества добываемой воды. Разработанный комплекс технологий будет также весьма эффективен в газовых месторождениях, и для разделения газовой и нефтяной частей нефтегазовых залежей.Отметим, что указанные эффекты применения пенных систем были получены за счет стабилизации пен наноразмерными добавками, что говорит о нанотехнологическом характере этой технологии [3]. Разработанный комплекс технологий применения пенных барьеров по представлению самого Н.К.Байбакова был в 2006г. отмечен премией им. Н.К.Байбакова, присуждаемой Международной топливно-энергетической ассоциацией [11].

Литература

1. Байбаков Н.К. Эффективные методы повышения нефте- и конденсатоотдачи пластов // РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, сер. Академические чтения, вып.12, М., Нефть и газ, 1997, 35с.

2. Григулецкий В.В. Обводнение месторождений – коренной вопрос современности российской нефтегазовой отрасли // Технологии ТЭК, апрель 2007г., http://www.oilcapital.ru/technologies/2007/05.