16ИННОВАЦИОННАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВЫНОСА МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ (ПЕСКА) В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И ТЕХНОЛОГИЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА ПОЗДНИХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Д.А. Каушанский ИПНГ РАН, [email protected]
В Институте проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) совместно с ООО «Газпром добыча Уренгой» разработан комплекс технологий, рассчитанных на решение проблем, осложняющих эксплуатацию скважин. Одной из главных задач разработанного комплекса является обеспечение длительной и эффективной работоспособности газовых скважин, увеличение конечного коэффициента извлечения газа (КИГ) из сеноманских залежей, находящихся на завершающей стадии разработки.
ИПНГ-ПЛАСТ
Сущность технологии снижения выноса песка и ограничения притока воды, находящейся в газе, заключается в закачке в пласт системы «полимер - растворитель» с последующей специальной обработкой (рис. 1-5, табл. 1-2).
Рис. 1. Состояние забоя газовых скважин до (а) и после (б) обработки по технологии ограничения пескопроявлений
1- искусственный забой, 2 - текущий забой, 3 - песчаная пробка
О Это приводит к образованию внутрипластового полимерного песчаного фильтра,
который укрепляет призабойную зону скважины, препятствует выносу песка и воды в скважину и обладает высокой фильтруемостью газа.
Порядок проведения работ по ограничению песководопроявлений:
О подготовка скважины;
О подготовка необходимых спецматериалов к работе;
О составление технологических планов на выполнение работ;
О создание внутрипластового фильтра (закрепление ПЗП);
О проведение специальных исследований после закрепления ПЗП (создание
фильтра), в т.ч. ГДИ, отбивка текущего забоя.
Таблица 1
ИПНГ-ПЛАСТ Результаты работ 2009 г. на 01.02.2012 г.
-\г Диаметр к оуйшет сноска НКГ. И Иагтервал нерфорицн л м Толии 1 на проми-тоН ]ТрСОК>Г. >1 Текущий "МЁОН Кол-во дней нсииуягя- щш [ЮСДЙ р|М|Ш 1.1 1'|>11 I II ||| 111| :■1: м зкгиг] тлпнп, ч Дебнт при РуП Примечимнг: |ни ни 01.02 20111, ТЫС. М ,*1'11
Иск. ЗЗбОЙ Ло рс\«игта После римпктя Дот < Т4АВД ЛДММ ГТТТ Забой, м Руст, До рСМОН ГЦ. им |, тыс. ч ,111 lkc.it ремонт, дебнт, тьк. >[ |||
1 89rcj.ll« 11=3-1183 1184 1163 1175 12 15 02 10 1172 197 3 21,2 117 110 86
г |(|Лмм-М№ 1100-1156 1232 1149 1153 4 15 02 10 1152 203 1 17.7 58 и и
3 ЙМЯ-ПЙЗ 1151-1223 1225 »В* 1214 26 16 02 10 1184 220 за 16.7 49 41 49
4 16Ямм-N33 114(1-1155. 1158-1164 ] 187 1150 1159 9 15.02.10 1158 197 1 17Л) 102 132 73
иЯмм- N39 1141-1173 1233 1139 1173 34 15 02.10 1169 206 4 17,5 190 170 254
ь №49 1 ЮЗ-1140 1163 1103 1133 30 17 02 10 1123 220 10 16.7 79 89 96
7 мм 1115-1145 1202 1132 1100 23 15.02.10 1141 230 19 17.0 262 260 101
К ]02мм-1036 1043.10» 1207 1066 1084 ш 15.02 10 1087 197 -3 183 44 29 87
$ 1 ] 1мм-ЮТБ 1101-1155 1340 1124 1143 19 1,10210 1143 230 а 20,4 103 80
10 Ю^п 1090-1140 1226 1090 1160 70 28.02.10 ¡163 246 20,1 135 162 219
11 ]03,0ММ- 1 ИЗ 1116-1'50 1151 1127 1143 16 28.02.10 11-И 226 ■1 24.1 93 89 111
12 1 1 -1,3мм-1141 11 (.,1-1225 1232 1207 1230 23 12.«. 10 1222 223 8 19.6 67 86 75
1143мм-1311 1278-1293, 12!)Я.|320 1313 1264 1287 23 20 Ш 10 1301 225 -14 16.9 94 117 136
1-1 11 и™. 1207 1200-1240 13-18 1231 1240 9 20.02.10 1227 191 13 17.8 158 151 174
15 89Ш-1165 1ИВ> 11986 1202 1163 1183 20 20.02.10 1185 232 -1 21.8 114 113 70
ИТОГО 1661 1659 1717
300 250 200 150 100 50 0
□ До ремонта
□ После ремонта
□ На 01.02.12
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15
Рис. 2. ИПНГ-ПЛАСТ. Изменение дебита скважин до и после проведения работ в 2009 г., тыс. м3
□ Толщина промытой пробки после проведения работ, м
□ Рост песчаной пробки за период эксплуатации, м
Рис. 3. ИПНГ-ПЛАСТ. Рост песчаной пробки за период эксплуатации после проведения работ в 2009 г.
Таблица 2
ИПНГ-ПЛАСТ Результаты работ 2010 г. на 01.02.12 г.
.V! п/п Июервал гнрфорацн и, м "Заооа м Толщина промытой пробки. ы Текущий тэбо1 г Кол-во дней аргсплуата-|диг после рСМОНТа Рост 11/11 111 перш).] эксллуатя 1111II, м л ПОНТ при Р\ст Пршнчшше: лсбит ни 111.02 2011 г, тис. н^/еут
Иск. забой До ремонга После ремонта Дата и 10] 111И [ ал мм.гпт Забой, м »га До ремонта, дебит, тыс. и 1Чл 1 I llNr.lt- [К'М1Н1111, .1ГЙМТ, тыс- Ч 1.1 1
1 1114-1169 1176 1127 1170 43 03.02.2011 1129 196 41 20.0 47 45 60
1109-116-1 1168 1117 1149 32 04.02.2011 1148 187 I 15.0 59 57 ш
3 1170-1187: 1193-1 ИМ 1242 1210 1215 5 06.02.2011 1207 219 В 19,0 187 166 778
4 1158-1177 1234 1170 1175 5 07 02.2011 1177 234 -2 18.5 117 119 194
£ 1139-117? 1244 1145 1186 41 07 02.2011 1166 206 21) 18.5 67 58 131
6 1170-1202 1235 1194 1211 17 08.02.2011 1206 234 5 18,2 76 1115 82
7 1118-1161) 1238 1134 1154 20 08 02.2011 1145 223 9 16,5 14? 91 95
8 1256-1286 1286,6 1275 1284 9 11.05.2010 1275 0 9 12,0 0 0 Обпо.шснн, 13 мч:
9 1166-1185 1195 1182 1195 13 1 1.02.2011 1184 211 И 24.2 63 75 159
10 115-1-1198 1226 1004 1193 189 11.02.2011 1194 193 -1 Т7 2 205 86 88
11 1166-1190 1228 1178 1201 23 12 02.2011 1187 210 14 26.2 116 79 201
12 1166-1200 1231 1189 1193 4 12.02.2011 1193 225 и 15,0 78 85 69
и 1085-1127 1245 1180 1180 0 10.02.2011 1124 223 56 19.0 158 141 274
14 1145-1177 1274 1165 1247 82 09 02.2011 1268 228 -21 22 4 234 2115 254
15 1112-1174 1176 1150 1174 24 09 42.2011 1167 222 7 24.li Ш 00 190
16 1208-1230 1237 1220 1235 15 07 02.2011 1230 201 5 22,9 206 21» 122
17 1200-1216: 1221-1228 1231 1190 1225 35 08.02 2011 1224 221 1 19.8 168 18-1 192
18 1210-1228 1261 1243 1250 7 18 022011 1255 229 -5 15.9 264 253 198
19 1191-1225 1226 1212 1224 12 09 02.2011 1211 222 13 15.7 111 104 87
20 1190-1214 1210 1200 1215 15 09.02.2011 1210 222 19,0 57 49 90
ИТОГ О 2621 2180 2950
100 50 0 -50 -100 -150 -200
■ 1 Щ П Г1 П 1
11 [)и и г ЩТ 1 '^иг'Уг
I I I I I I I I I I I I I I I I I I I г 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19
□ Рост песчаной пробки после работ, м
□ Толщина промытой пробки за период эксплуатации, м
Рис. 4. ИПНГ-ПЛАСТ. Рост песчаной пробки за период эксплуатации после проведения работ в 2010 г.
450 400 350300
^1 ~Г ™Г ™Г ^ ™Г ™Г ^-Г~Г™1-1 I I I
123456789 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Рис. 5. ИПНГ-ПЛАСТ. Изменение дебита скважин до и после проведения работ в 2011 г., тыс. м3
ИПНГ-ПЛАСТ. Выводы
Полученные результаты позволили внедрить технологию ограничения выноса механических примесей (ОВМП) в 60 газовых скважинах. Скважины находятся в эксплуатации, показывают практическое отсутствие роста песчаных пробок, дебиты газа практически не изменяются.
В 2011 г. на 63-й Международной выставке «Идеи - Изобретения - Новые Продукты» IENA-2011, которая проходила в период с 27 по 30 октября 2011 г. в Нюрнберге (Германия), технология «ИПНГ-ПЛАСТ» была отмечена золотой медалью выставки, а также специальным призом Генерального секретариата короля Саудовской Аравии. В 2011 г. на выставке EXPOPRЮRITY-2011 технология «ИПНГ-ПЛАСТ» стала лауреатом конкурса инноваций.
ТЕМПОСКРИН-ЛЮКС
Полимерно-гелевая система «Темпоскрин-Люкс» является третьим поколением инновационных реагентов «Темпоскрин». Инновационная технология физико-химического воздействия ПГС «Темпоскрин-Люкс» (рис. 6-12, табл. 3) предназначена для дополнительной добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции на месторождениях со сложным геологическим строением, с неоднородными песчано-глинистыми коллекторами, на поздней стадии разработки, с высоким процентом обводнённости добываемой продукции (от 40 до 98%), эксплуатируемых с применением методов заводнения.
«Темпоскрин-Люкс» избирательно воздействует на высокопроницаемые обводнённые пласты, резко снижая их проницаемость, обеспечивает выравнивание профилей приемистости скважин и пласта, изменяет фильтрационные потоки, увеличивает охват пласта заводнением, что приводит к снижению обводнённости добываемой продукции, увеличению добычи нефти и повышению нефтеотдачи.
Технология «Темпоскрин-Люкс» применима на нефтяных месторождениях со следующими параметрами:
О толщина пласта от 3 до 100 м;
О проницаемость от 80 до 5000 мД;
О пористость: 16-30 %;
О температура пласта до 80 °С;
О обводненность от 40 до 98%;
О коэффициент расчлененности: от 1 до 15;
О пластовое давление: до 250 атм в районе закачки;
О минимальная приемистость нагнетательных скважин: 80 м3/сут;
О максимальная приемистость нагнетательных скважин: 1500 м3/сут.
Рис. 6. ПГС «Темпоскрин-Люкс» (визуализация с использованием компьютерной обработки изображений)
Полимерно-гелевая система «Темпоскрин-Люкс» готовится на скважине путем смешения однокомпонентного состава с водой (пресной или минерализованной) и закачивается обычным насосным агрегатом. Для обработки одной скважины требуется от 0,8 до 1,2 т реагента «Темпоскрин-Люкс» в порошкообразной форме. Приготовленный состав закачивается в скважину в течение 20-30 ч. Затем продолжается нагнетание в пласт воды в обычном режиме эксплуатации.
Рис. 7. Схема обвязки оборудования для приготовления и закачки в нагнетательную скважину ПГС «Темпоскрин-Люкс»
ос р един гель ЛЬ! о с pe« Hin ель Sil
'Л
скважина
ЦА-320
Рис. 8. Схема расположения оборудования при закачке ПГС «Темпоскрин-Люкс» с использованием двух осреднительных емкостей и агрегата ЦА-320
Используемые материалы и реагенты:
О 1. Реагент «Темпоскрин-Люкс» (ТУ 2216-004-05966919-2011); О 2. Вода техническая.
Применяемое оборудование и спецтехника:
О 1. Насосный агрегат ЦА-320 - 1 шт.
О 2. Емкость осреднительная для затворения (объём 15-20 м3) с перемешиванием
(гидравлическое или механическое) - 2 шт. О 3. Инжекторный насос - 1 шт. О 4. Автоцистерна - 4 шт.
Налажено производство всех трех поколений реагента «Темпоскрин», включая «Темпоскрин-Люкс». Годовой объем изготовленного реагента может составлять до 10 тысяч тонн. В зависимости от коллекторских свойств, структуры порового пространства и температуры пласта изготавливается партия необходимого реагента «Темпоскрин-Люкс» с заданными свойствами. Добывающие скважины начинают реагировать через 1,5-2 месяца после закачки ПГС в пласт.
О Продолжительность действия ПГС «Темпоскрин-Люкс» - 10—17 месяцев.
Одна тонна сухого реагента «Темпоскрин-Люкс» дает возможность получить от 2000 до 8000 тонн дополнительной нефти, в зависимости от геологического строения пласта и величины его остаточных запасов.
Новизна ПГС «Темпоскрин-Люкс» заключается в сочетании двух способов введения гелей в пласт - синтеза гелей в пласте и непосредственной закачки гелей в пласт.
Рис. 9. Полимерно-гелевая система «Темпоскрин-Люкс»
Благодаря дисперсной структуре геля, состоящего из множества мелких гелевых частиц размером от 0,2 до 4,0 мм, «Темпоскрин-Люкс» обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта, так как размеры гелевых частиц больше, чем размеры пор таких пород. Гидрогели «Темпоскрин-Люкс» проявляют селективные свойства по отношению к нефти и другим углеводородам.
Кроме того, гелевые частицы обладают высокими вязкоупругими и флокулирующими свойствами. Вытесняющая способность оторочек из ПГС «Темпоскрин-Люкс» в лабораторных условиях на моделях пласта достигает 85-95%.
В процессе закачки ПГС «Темпоскрин-Люкс» могут действовать два механизма переноса гелевых частиц в глубину пласта: с потоком жидкости по трещинам и высокопроницаемым пропласткам; с одновременным их дроблением в породе пласта.
Соотношение механизмов переноса определяется конкретными условиями на нефтепромысле и особенностями ПГС.
Рис. 10. Два механизма переноса гелевых частиц в глубину пласта
Применение технологии «Темпоскрин-Люкс» позволяет:
О выровнять профиль приемистости нагнетательной скважины и пласта;
О подключить в разработку ранее не работавшие пласты и пропластки;
О увеличить коэффициент охвата пластов заводнением;
О изменить фильтрационные потоки жидкости;
О повысить вытесняющую способность закачиваемой системы;
О за счет флокулирующих свойств создать условия для возникновения дополнительного остаточного сопротивления воде;
О уменьшить обводненность добываемой продукции;
О повысить нефтеотдачу высокообводненных пластов на поздней стадии их эксплуатации.
В составе реагента «Темпоскрин-Люкс» не содержатся химические добавки - соли тяжелых металлов и другие вредные компоненты, что делает его применение экологически безопасным. «Темпоскрин-Люкс» малочувствителен к воздействию солей, устойчив к деградации в пластовых условиях, выдерживает пластовую температуру до 85 °С.
Реагент и технология «Темпоскрин-Люкс» защищены патентами РФ и официально разрешены к использованию в нефтяной промышленности. «Темпоскрин-Люкс» выпускается в соответствии с техническими условиями, зарегистрированными в Государственном комитете стандартов РФ (2216-004-05966919-2011), имеет сертификат соответствия № ТЭК ЯИ.ХП25.Н04020, сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти № 153.39.RU.245810.04420.02.12.
Таблица 3
Содержание гель-фракции и скрин-фактор по результатам испытаний
ПТС «Темпоскрин-Люкс»
Наименование показателя Норма Результаты испытаний Методика
Темпоскрин Темпоскрин-Люкс
Содержание гель-фракции, % 20-80 48 80~100 ТУ п. 4.2.
Скрин-фактор >2 >3 >10 ТУ п. 4.3.
Набухаемость, мл/г >100 130 >200 ТУ п. 4.4.
«Темпоскрин-Люкс» используется:
- в любых коллекторах от 80 до 5000 мД;
- при пластовой 1° до 87 °С;
- при минерализации воды - до 1,1.
Высокая рентабельность технологии «Темпоскрин-Люкс» обеспечивает быструю окупаемость первоначальных затрат. На рис. 11 приведены результаты определения стоимости 1 барреля нефти с применением традиционных технологий и всех поколений технологии «Темпоскрин».
На 1 т реагента «Темпоскрин-Люкс» можно получить дополнительно 2000-8000 т
нефти.
Технология «Темпоскрин» прошла промысловые испытания на 35 нефтяных месторождениях России, Казахстана, Азербайджана в 12 нефтедобывающих компаниях. Общее количество проведенных скважино-операций превышает 1250. При этом добыто свыше 1 800 000 т дополнительной нефти.
Рис. 11. Расчет стоимости 1 барреля нефти с применением традиционных технологий и всех поколений технологии «Темпоскрин»
Рис. 12. Районы опытно-промышленных испытаний технологии «Темпоскрин»
Внедрение и опытно-промышленные испытания технологии «Темпоскрин» были осуществлены на месторождениях (рис. 12): Узень, Барсуковское, Ново-Пурпейское, Урьевское, Покачаевское, Сев. Самотлор, Новоелховское (Акташанская площадь), Ромашкинское (Павловская площадь и др.), Усть-Балык, Тевлино-Русинское, Южный Сургут, Восточный Сургут, Солкинское, Мамонтовское, Советское, Бавлинское, Быстринское, Вачинское, Забурунье, С.-Балгимбаев, Туймазинское, Арланское, ЮЗ-Камышитовое, ЮВ-Камышитовое, Каламкас, Карсак, Ботахан, Ачинское, Мишовдаг, Кюровдаг, Аганское, Арланское (Вятская площадь).
Технология применима на месторождениях со сложной геологической структурой, на поздних стадиях разработки с высоким процентом обводнённости
добываемой продукции; продолжительность действия ПГС «Темпоскрин-Люкс» составляет 10-17 месяцев. Снижение себестоимости 1 барреля нефти - с $5.30-8.66 до $0.60-2.15. Дополнительно получают 2000-8000 т нефти на 1 т реагента «Темпоскрин-Люкс».
В 2011 г. на 63-й Международной выставке «Идеи - Изобретения - Новые Продукты» 1БКЛ-2011, которая проходила в период с 27 по 30 октября 2011 г. в Нюрнберге (Германия), технология «Темпоскрин» была отмечена золотой медалью выставки, а также получила сертификат о ее высокой экологичности.
