CC BY
592
УДК 665.612(662.767)
Л. А. Томская, И. И. Краснов, Д. А. Мараков, И. С. Томский, В. В. Инякин
ИЗОЛЯЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ГАЗОПРИТОКОВ В НЕФТЯНЫХ СКВАЖИНАХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Посвящена проблеме ограничения прорыва верхнего газа в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи. Рассмотрены существующие методы изоляции газопритоков в нефтедобывающих скважинах. Описаны технологии изоляции газопритоков в нефтяных скважинах, вскрывших газонефтяную залежь в контактной зоне по типу используемого изолирующего материала. Наиболее применяемыми материалами для создания изолирующего экрана в газовой части пласта являются кристаллогидраты, полученные в газовом пласте, водные растворы хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов, водные растворы поверхностно-активных веществ, пенообразующие агенты, раствор бензолрастворимого кремнийорганического сополимера и разнообразные изолирующие материалы селективного и неселективного действия. Для предотвращения конусообразования газа при эксплуатации нефтегазовой залежи, а также для предотвращения неуправляемой миграции нефти в газовую шапку применяется способ разделения флюидов в пласте. Способ основан на создании изолирующего экрана из отложений серы на границе «нефть-газ». Еще один способ предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины заключается в том, что на границе раздела фаз создается радиальная трещина, в которую затем закачивают пар вместе с расплавленным твердым составом, не растворимым в воде, но растворимым в нефти. Рассмотрена методика изоляции заколонных перетоков газа при наличии непроницаемых перемычек между газовыми и нефтяными пластами. Описаны методы предупреждения газопроявлений, применяемых на стадии строительства скважин и связанных с предупреждением заколонных перетоков газа. Установлено, что в настоящее время промысловая практика располагает эффективными техническими решениями, обеспечивающими изоляцию прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи.
Ключевые слова: нефть, природный газ, нефтяная скважина, прорыв газа в скважины, газоприток, изолирующий экран, кристаллогидраты, водный раствор поверхностно-активного вещества, пено-образующий агент, предупреждение газопроявлений.
ТОМСКАЯ Людмила Аркадьевна - к. х. н., доц. каф. горного и нефтегазового дела Политехнического института (филиала) СВФУ им. М. К. Аммосова в г. Мирном.
E-mail: PLA23@mail.ru
TOMSKAYA Lyudmila Arkadyevna - Candidate ofChemical Sciences,Associate Professor ofthe Department of Mining and Petroleum and Gas Engineering, Polytechnic Institute (Branch) of the M. K. Ammosov NorthEastern Federal University in Mirny.
E-mail: PLA23@mail.ru
КРАСНОВ Иван Игнатьевич - к. т. н., доц. каф. разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского государственного нефтегазового университета.
E-mail: krasnov1059@rambler.ru
KRASNOV Ivan Ignatievich - Candidate of Technical Sciences, Tyumen State Oil And Gas University, Associate Professor of the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Deposits.
E-mail: krasnov1059@rambler.ru
МАРАКОВ Денис Александрович - к. т. н., доц. каф. разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений Российского государственного университета нефти и газа им. И. М. Губкина.
E-mail: marakovdenis78@gmail.com
L. A. Tomskaya, 1.1. Krasnov, D. A. Marakov, I. S. Tomsky, V. V. Inyakin
Isolation Technologies Limiting Gas Influx in Oil Production Wells in Western Siberia
This article deals with the issue of upper limits of gas breakthrough in wells, exploiting oil and gas deposits and oil and gas condensate. Existing methods of isolation of gas influx in the oil wells are observed. Under review are the technologies of isolation of gas influx in oil wells that taped gas-and-oil field in the contact zone by kind of used sealing material. Widely used materials for creation the insulating screen in the gas portion of the formation are crystalline hydrates obtained in the gas reservoir, aqueous solutions of chlorides of alkali and alkaline earth metals, aqueous solutions of surfactants, foaming agents, solution benzene soluble silicon organic copolymer and a variety of insulating materials of selective and nonselective action. To prevent gas coning during operation of oil and gas deposits, and to prevent uncontrolled migration of oil into the gas cap the method for separating fluids in the formation is used. The method is based on the creation of the insulating shield made of sulfur deposits on the boundary of the oil - gas. Another method of preventing gas coning around the well bore is that at the boundary of phase partition there is a radial fracture, which then is injected with steam with molten solid composition insoluble in water but soluble in oil. Under review is the method of isolation of the casing flows gas in case of presence of impermeable bridges between the gas and oil reservoirs. The methods of preventing gas shows used during the construction of wells and associated warning casing flow of gas are described. It is known that the current field experience has an effective technical solutions that provide insulation of breakthrough in gas wells operating oil and gas and oil-gas condensate fields.
Keywords: oil, natural gas, oil well, a breakthrough in gas wells, gas influx, insulating shield, crystal hydrates, aqueous surfactant, a foaming agent, warning of gas show.
Введение
Совместное залегание в пласте нефти, газа и воды, отсутствие надежных глинистых разделов на границе газонефтяного контакта (ГНК) и водонефтяного контакта (ВНК) определяют осложненные условия разработки нефтегазоконденсатных месторождений. Геологическая особенность залежей обуславливает такие наиболее типичные осложнения, как прорыв газа из газовой шапки в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт, либо внедрение нефти в газонасыщенную часть пласта, что приводит к нежелательному увеличению газового фактора, потере нефти в виде мертвого остатка в пласте [1-5].
MARAKOV Denis Aleksandrovich - Candidate of Technical Sciences, Associate Professor of the Department of Gas and Gas-Condensate Reservoir Engineering, Gubkin Russian State Oil and Gas University.
E-mail: marakovdenis78@gmail.com
ТОМСКИЙ Иван Семенович - к. х. н., доц. каф. горного и нефтегазового дела Политехнического института (филиала) СВФУ им. М. К. Аммосова в г. Мирном.
E-mail: istomsky@yandex.ru
TOMSKY Ivan Semenovich - Candidate of Chemical Sciences, Associate Professor of the Department of Mining and Petroleum and Gas Engineering, Polytechnic Institute (Branch) of the M. K. Ammosov NorthEastern Federal University in Mirny.
E-mail: istomsky@yandex.ru
ИНЯКИН Владислав Витальевич - ассистент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Тюменского государственного нефтегазового университета.
E-mail: krasnov1059@rambler.ru
INYAKIN Vladislav Vitalievich - Assistant of the Department of Development and Exploitation of Oil and Gas Deposits, Tyumen State Oil and Gas University.
E-mail: krasnov1059@rambler.ru
Данная проблема наиболее остро проявляется на нефтегазовых месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз», таких как Лянторское, Федоровское. Условия залегания углеводородов неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти ввиду отсутствия надежных глинистых разделов на уровне газонефтяного контакта на значительной части площади месторождения. Перечисленные выше геологические особенности, сопровождающие разработку нефтегазовых месторождений, ставят задачу ограничения прорыва верхнего газа в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт нефтегазовых месторождений Западной Сибири [6-8]. Отсутствие отечественного и зарубежного опыта при проведении работ в области ограничений газопритоков в условиях нефтегазовых месторождений с обширной подгазовой зоной и малой частью нефтенасыщенной толщины определило актуальность данной проблемы и послужило основой для изучения методов ограничения газопритоков в условиях разработки нефтегазовых месторождений.
Цель исследования заключается в совершенствовании технологии ограничения прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт на Лянторском месторождении, при отсутствии надежных глинистых разделов на уровне газонефтяного контура.
Обзор методов, ограничивающих газоприток в скважины
В настоящее время имеется мало литературных источников, касающихся проблемы изоляции газопритоков в нефтяных скважинах, эксплуатирующих нефтегазовые залежи. В основном это авторские свидетельства и патенты, в которых предлагается то или иное решение задачи, но не содержится данных о промысловых испытаниях методов. Все это существенно затрудняет сравнительное проведение анализа и систематизацию известных методов изоляции газопритоков. Методы изоляции газопритоков в нефтедобывающие скважины можно разбить на три группы:
1) изоляция газопритоков в нефтяных скважинах, вскрывших газонефтяную залежь в контактной зоне. Связано это с тем, что прорыв газа к забою в таких скважинах является практически неизбежным осложнением, существенно затрудняющим эксплуатацию нефтедобывающих скважин;
2) ликвидация заколонных перетоков газа в скважинах, где нефтяная и газовая зоны разделены непроницаемой перемычкой. Проблема ликвидации заколонных перетоков флюидов в целом имеет разнообразные технические решения, а ликвидация заколонных перетоков газа является лишь частным случаем этой проблемы, по этой причине в специальной литературе ей меньше уделяется внимания;
3) методы предупреждения газопроявлений, применяемых на стадии строительства скважин и связанных в основном с предупреждением заколонных перетоков газа.
Анализируя методы изоляции газопритоков, можно классифицировать их по типу используемого изолирующего материала. Искусственный экран предлагается создавать путем получения кристаллогидратов в газовом пласте. С этой целью в пласт закачивают воду в количестве не менее двух объемов экрана или на глубину изоляции пласта [9-11], после чего, создавая депрессию на пласт, добиваются гидратообразования в газовом пласте. При всей привлекательности, определяемой простотой технологии и дешевизной изолирующего материала, данный метод не нашел практического применения, поскольку продолжительность эффекта очень мала и не превышает 1-2 месяцев, а в большинстве случаев прорыв газа наблюдается уже при освоении скважины после закачки воды. Для создания изолирующего экрана в газовой части пласта можно закачивать водный раствор хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов. После этого в газонасыщенной зоне давление снижают до давления испарения водяной фазы, при котором соли выпадают в осадок и образуют изолирующий экран. Перед изоляцией газонасыщенной зоны от нефтенасыщенной осуществляют предварительный прогрев призабойной зоны нагнетательных скважин закачкой в них пара.
В других случаях в газовую часть нефтегазового пласта рекомендуют закачивать нефть, водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) либо углеводородного конденсата и водный раствор ПАВ [12-14]. Причем в последнем случае закачку углеводородного
конденсата и водного раствора ПАВ в газовую часть производят периодически через спецотверстия, распределенные по логарифмическому закону с увеличением плотности перфорации при приближении к зоне ГНК.
В ряде работ [15-17] изолирующий экран в газовой части пласта предлагается создавать с помощью пенообразующих агентов. В работе [18] закачку раствора пенообразующего агента в воде или в углеводородной жидкости и газа рекомендуется повторять несколько раз. Экспериментами обосновано, что глубина проникновения пены в пласт должна составлять 7,5-30 м от забоя скважины. Объем раствора пенообразующего агента, закачиваемого в пласт, должен достигать 1/3-1/4 объема пор, заполняемого пеной. Рекомендуется объем закачиваемого газа принимать в три раза больше объема раствора пенообразующего агента при пластовых давлении и температуре.
Преграду на пути прорыва газа можно создать с помощью закачки через спецотверстия в газовую часть залежи раствора пенообразующего агента, минеральной воды и газа (воздуха). В последнюю очередь в скважину закачивают цементный раствор. Предполагается, что при освоении скважины пенообразующий агент, смешиваясь с воздухом или газом, закачанным в пласт, образует пену, создающую преграду [19-20].
Для блокирования путей поступления газа в скважину в верхнюю часть продуктивного пласта, где находится газ, закачивается жидкость, содержащая нефтерастворимое соединение кремния, которое образует устойчивую пену при контакте с пластовым газом. Барьер из пены закупоривает поры пласта и предотвращает поступление газа в скважину. В качестве кремнийсодержащего соединения применяется бензолрастворимый кремнийорганический сополимер, концентрация которого в нефти составляет от 0,5 до 3,0 % об. После закачки раствора сополимера в пласт нагнетается газ, а в нижнюю часть пласта закачивается нефть, не содержащая смолистых веществ. Кремнийсодержащий сополимер не образует в нефтяном пласте устойчивых эмульсий и легко вымывается из пласта при освоении скважины [9, 21-23].
Следующая группа методов блокирования путей прорыва газа в скважины предусматривает применение разнообразных изолирующих материалов селективного и неселективного действия [20]. Селективные методы изоляции газопритоков предусматривают применение асфальтосмолистых веществ (АСВ), а в качестве растворителей АСВ используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод. Концентрация АСВ может составлять приблизительно 23 %. В другом случае в пласт закачивают 10%-й раствор АСВ с вязкостью 100 сПз и пентан при соотношении от 1:1 до 1:5. В раствор вводятся маль-тены, являющиеся пептизаторами асфальтенов. При этом при смешении растворов АСВ с пентаном происходит выпадение асфальтенов. В качестве дисперсионной среды может быть использована смесь нефтяных фракций: 10%-ных фракций с температурой кипения 200 °С и 90%-ных - с температурой кипения 380 °С. Раствор асфальтенов имеет вязкость приблизительно 100 сПз. Вслед за раствором асфальтенов в пласт предлагается закачивать ацетон в количестве 20 % от объёма раствора АСВ. Для предупреждения образования газового конуса на уровне ГНК закачиваются сжиженные углеводородные газы на глубину до 6 метров, а затем на такую же глубину - пластовая нефть, загущенная добавкой от 0,01 до 0,5 % нефтерастворимых веществ (полиэтилен). Закачка может осуществляться с помощью пакера. В случае необходимости верхняя часть пласта перфорируется дополнительно. После обработки скважина вступает в эксплуатацию с одновременной закачкой вязкой нефти в верхнюю часть пласта для предупреждения образования конуса.
Для предотвращения конусообразования газа при эксплуатации нефтегазовой залежи, а также для предотвращения неуправляемой миграции нефти в газовую шапку предлагается способ разделения этих флюидов в пласте. Способ основан на создании изолирующего экрана из отложений серы на границе «нефть-газ». Отложения серы образуются в результате присутствия воды. Способ предпочтительнее применять в залежах, где в составе нефтяного газа содержится сероводород. Для предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины несколько ниже ГНК рекомендуется устанавливать непроницаемый экран. Для этого в обсадной колонне
на уровне установки экрана прорезается кольцевой вырез, пласт вскрывается и проводится гидроразрыв пласта, с помощью которого создают горизонтальную трещину. В трещину с жидкостью-носителем вводится измельченный пластический материал - синтетический каучук (акриловый, неопреновый, полиэфирный) или синтетические пластмассы (поливинилхлорид, поливинилацетат, ацетат целлюлозы, полиолефины) в количестве, нужном для образования в трещине монослоя. Размер частиц пластического материала 0,2-0,8 мм, а его содержание в жидкости-носителе составляет от 0,25 до 1,2 кг/л. Затем давление снимается, трещина смыкается, а полимер под действием горного давления и пластовой температуры деформируется и образует непрерывный непроницаемый экран. Обсадная колонна после этого перфорируется ниже экрана и скважина осваивается. Аналогичным образом изолирующий экран на уровне ГНК устанавливают после получения горизонтальной трещины в пласте с помощью гидроразрыва. Крепление трещины предлагается производить специальными композициями.
Еще один способ предотвращения прорыва газа вокруг ствола скважины заключается в том, что на границе раздела фаз создают радиальную трещину, в которую затем закачивают пар вместе с расплавленным твердым составом, не растворимым в воде, но растворимым в нефти (нафталин, дифенил, антрацен). Указанный состав в пласте вследствие охлаждения (по отношению к температуре закачиваемого пара) переходит в твердую фазу и закупоривает поровые каналы, по которым осуществляется гидродинамическая связь разрабатываемого пласта с газовым пластом. Перед закачкой изолирующего материала в нефтегазонасыщенный пласт его рекомендуется охладить до температуры выпадения тяжелых фракций нефти. В охлажденный пласт затем последовательно закачивают деэмульгатор и эмульгатор в объеме не более 0,5 м3 на 1 м толщины пласта и в последнюю очередь закачивают изолирующий материал. Все закачиваемые компоненты - деэмульгатор, эмульгатор и изолирующий состав - предварительно охлаждают до температуры охлажденного пласта. В качестве эмульгатора рекомендуется использовать водный 1-3%-й раствор анионных поверхностно-активных веществ: эмультан, сульфанол НП-1, НП-3, сульфонат. В качестве деэмульгатора используют водные 0,05-0,25%-е растворы неионогенных ПАВ: дисольван 4411, ОП-10, превоцел. В данном способе предварительное охлаждение пласта, приводящее к выпадению тяжелых фракций нефти, и введение эмульгатора, способствующее образованию водонефтяной эмульсии в призабойной зоне пласта, должны снизить проницаемость нефтенасыщенной зоны пласта и тем самым обеспечить поступление изолирующего материала в газонасыщенную зону пласта. При вызове притока из пласта по окончании изоляции газовых пропластков предполагается, что проницаемость нефтенасыщенной зоны восстанавливается за счет нагрева пласта до пластовой температуры и разрушения нефтяной эмульсии под действием деэмульгатора.
Рассмотренные методы изоляции газопритоков в нефтяных скважинах систематизированы по типу используемого материала в табл. 1.
Методику изоляции заколонных перетоков газа при наличии непроницаемых перемычек между газовыми и нефтяными пластами применяли в процессе опытно-промышленной эксплуатации скважин, вскрывших нефтегазовую залежь (пласт АС4 8) на Федоровском месторождении. Обнаружены значительные газопроявления, препятствующие дальнейшей эксплуатации скважин. Для случаев прорыва газа по заколонному пространству предложена технология изоляционных работ, включающих установку в скважине взрывного пакера ВП-135, вскрытие перфорацией газонасыщенной части пласта и закачку изолирующего материала в спецотверстия под давлением. В качестве изолирующего материала в пласт закачивают фенолформальдегидную смолу СФЖ-305 М, отверждаемую контактом Петрова. Для получения технологического «стоп» и «докрепления» изолирующего материала в пласт осуществляли закачку цементного раствора. После проведения ремонтно-изоляци-онных работ по описанной схеме в скважине получен приток воды с нефтью, притока газа не отмечено. В скважине до проведения газоизоляционных работ был получен приток газа без жидкости. После проведения ремонтно-изоляционных работ эта скважина введена в эксплуатацию механизированным способом с дебитом нефти 10-15 т/сут.
Таблица 1
Методы изоляции газопритоков в нефтяных скважинах
№ п/п Тип используемого изолирующего материала Особенности технологии
1. Кристаллогидраты В пласт закачивают воду в количестве не менее двух объемов экрана или на глубину изоляции пласта. Далее, создавая депрессию на пласт, добиваются гидратообразования в газовом пласте
2. Водный раствор хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов В пласт закачивают водный раствор хлоридов щелочных и щелочноземельных металлов. После этого в газонасыщенной зоне давление снижают до давления испарения водяной фазы, при котором соли выпадают в осадок и образуют изолирующий экран. Перед изоляцией газонасыщенной зоны от нефтенасыщенной осуществляют предварительный прогрев призабойной зоны нагнетательных скважин закачкой в них пара
3. Нефть (конденсат) + водный раствор ПАВ В газовую часть нефтегазового пласта закачивают нефть, водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ), либо углеводородного конденсата и водный раствор ПАВ. Закачку углеводородного конденсата и водного раствора ПАВ в газовую часть производят периодически через спецотверстия, распределенные по логарифмическому закону с увеличением плотности перфорации при приближении к зоне ГНК
4. Пенообразующий агент Закачку раствора пенообразующего агента в воде или в углеводородной жидкости и газа рекомендуется повторять несколько раз. Глубина проникновения пены в пласт должна составлять 7,5-30 м от забоя скважины. Объем раствора пенообразующего агента, закачиваемого в пласт, должен достигать 1/3-1/4 объема пор, заполняемого пеной
5. Бензолрастворимый кремний-органический сополимер В верхнюю часть продуктивного пласта закачивается жидкость, содержащая нефтерастворимое соединение кремния, которое образует устойчивую пену при контакте с пластовым газом. Барьер из пены закупоривает поры пласта и предотвращает поступление газа в скважину. Концентрация сополимера в нефти составляет от 0,5 до 3,0 объемных %. После закачки раствора сополимера в пласт нагнетается газ, а в нижнюю часть пласта закачивается нефть
6. Асфальтосмолистые вещества В пласт закачивают асфальтосмолистые вещества, в качестве растворителей АСВ используют пластовую нефть, ароматические углеводороды, четыреххлористый углерод. После обработки скважина вступает в эксплуатацию с одновременной закачкой вязкой нефти в верхнюю часть пласта для предупреждения образования конуса газа
В промысловой практике значительный интерес представляют способы предупреждения газопроявлений, реализуемые уже на стадии строительства скважин. В литературе описаны лишь частичные случаи технического решения этой очень актуальной задачи. Например, в одном из методов описано, что для повышения цементирования скважины вначале осуществляют подачу цементного раствора в объеме заколонного пространства выше кровли газоносного пласта. Затем закачивают насыщенный раствор хлора в воде и помещают его против газоносного пласта, после чего закачивают остальной объем цементного раствора [10, 23].
С разным успехом и эффективностью проводились ремонтно-изоляционные работы по ограничению прорыва газа на загазованных скважинах Лянторского нефтегазового месторождения. Анализ результатов проведенных работ по ограничению прорыва газа в скважины показывает, что положительный результат достигнут в 45 % скважин.
Комплексный анализ позволил выявить ряд основных причин загазовывания скважин Лянторского нефтегазового месторождения (табл. 2).
Как показывают промысловые испытания и анализы разработки нефтегазовых залежей, конусообразование до 52 % от фонда загазованных скважин является основной причиной загазовывания скважин, пробуренных в литологически однородных пластах.
Выполненные газоизоляционные работы на Лянторском месторождении обусловлены конструктивными особенностями скважины:
- транспортировать газоизолирующие композиции можно только по колонне НКТ, независимо от количества реагентов, входящих в их состав;
- проводить работы только по управляемой схеме, так как открытый забой скважины обеспечивает контакт закупоривающего состава как с газонасыщенным, так и с нефтенасы-щенным коллектором.
Опытно-промысловыми работами преследовалась цель выбора газоизолирующего состава, удовлетворяющего условиям газоизоляции в скважинах, эксплуатирующих нефтяной пласт нефтегазовых месторождений. При этом выбор тампонажного материала определялся его способностью селективного воздействия на загазованные интервалы пласта и доступностью. В процессе опытно-промысловых испытаний были опробованы полифункциональные кремнийорганические соединения, водорастворимые тампонажные составы (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров кремнийорганических соединений, вязкоупругие и гелеобразующие составы (ВУС, ГОС) на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров, алкилсиликонаты натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11), цементная композиция. При этом оценивалась их успешность, то есть получение притока нефти с нормальным газовым
Таблица 2
Основные причины прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт Лянторского нефтегазового месторождения
№ п/п Наименование причин загазирования нефтедобывающих скважин Процент от фонда загазованных скважин, %
1. Прорыв газа из газовых конусов на участках монолитного строения нефтегазовой залежи 52
2. Латеральная фильтрация газа (по проницаемым пропласткам, имеющим выход на ГНК) 31
3. Перфорация газонасыщенных пропластков из-за неопрделенности ГНК 9
4. Прорыв газа в нефтедобывающие скважины по заколонному пространству 6
5. Режим растворенного газа (Р , Р ) г г \ пл' нас' 2
фактором в послеремонтный период, и технологическая эффективность - получение притока дополнительной добычи нефти.
Наиболее эффективным из проведенных работ по ограничению газопритоков в скважины оказались работы, где в качестве газоизолирующих композиций использовались следующие:
- водорастворимые тампонажные составы (ВТС-1, ВТС-2) на основе гликолевых эфиров кремнийорганических соединений, успешность - 75 %;
- вязкоупругий состав на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров (ВУЗ, ГОС), успешность - 60 %.
Вышеперечисленные газоизолирующие составы обладают селективными свойствами воздействия на загазованные интервалы залежей.
Опытно-промысловое испытание на Лянторском месторождении с использованием водорастворимого тампонажного состава проводилось на скважинах, находящихся в консервации из-за высокого газового фактора. Эти составы в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступают в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием геля элементоорганических полимеров, которые селективно закупоривают поры горной породы. Работы по ограничению прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт, закачиванием водорастворимого тампонажного состава проводились на различных скважинах. В каждую скважину закачивалось от 2 до 6 м3 водорастворимого тампонажного состава. Продолжительность газоизолирующего эффекта составила от 7 дней до 3 месяцев. Следует отметить, что после проведения работ безгазовый период эксплуатации скважин очень мал и в среднем составляет около 20 дней. В некоторых скважинах после проведения работ положительного результата не получено. Отрицательные результаты следует связать с недостаточным количеством водорастворимого тампонажного состава, вследствие чего газоизолирующий экран образуется вблизи забоя скважины и не перекрывает полностью пути фильтрации газа. Достичь положительного результата удалось при увеличении радиуса экрана. Так, в одной скважине последовательно было закачано воды сеноманского горизонта в объеме 85 м3 и водорастворимого тампонажного состава (ЭТС-1) до 8 м3. Положительный результат работ в этом случае достигается образованием гидратных пробок при контакте «газ-вода» и водонефтяной эмульсии на уровне газонефтяного раздела [24-25]. В целом метод может рассматриваться как перспективный, опробированный в условиях нефтегазовых месторождений и требующий дальнейшей доработки.
Заключение
Условия залегания углеводородов нефтегазовых месторождений Западной Сибири неблагоприятны для эффективной выработки запасов нефти в связи с тем, что относительно малая толщина нефтяного пласта и отсутствие надежных глинистых разделов на границе газонефтяного контура на значительной части площади месторождения неизбежно приведет к добыче вместе с нефтью значительных объемов газа. Лянторское месторождение характеризуется высокой неоднородностью залегания углеводородов по площади залежи, что требует индивидуальных технологических решений на отдельных участках залежи.
Для предупреждения осложнений, связанных с прорывом газа в скважины, в условиях сложного геологического строения нефтегазовых месторождений чрезвычайно актуальной является задача совершенствования технологии изоляции газопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтяной пласт. Наибольший удельный вес (52 % загазованного фонда) имеют скважины, загазованные по причинам конусообразования газа.
В настоящее время промысловая практика располагает эффективными техническими решениями, обеспечивающими изоляцию прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые и нефтегазоконденсатные залежи. Особый интерес представляют методы, основанные на создании в пласте на уровне раздела протяженного радиального изолирующего экрана. Однако такие методы очень трудоемки и дорогостоящи, так как требуют предварительного выполнения в скважине комплекса сложных работ, включающих создание
спецотверстий, спуск пакетирующих устройств, проведение массированного гидроразрыва пласта для получения горизонтальной трещины в заданном интервале пласта.
Л и т е р а т у р а
1. Ваганов Е. В., Краснова Е. И., Краснов И. И., Мараков Д. А., Зотова О. П. Изучение зависимости конденсатоотдачи от содержания конденсата в пластовом газе // Академический журнал Западной Сибири. - 2014. - Т. 10, № 1 (48). - 122 с.
2. Краснова Е. И., Грачев С. И., Мараков Д. А. Исследование многокомпонентных систем методом дифференциальной конденсации пластового газа // Академический журнал Западной Сибири. - 2013.
- Т. 9, № 5 (48). - С. 103-104.
3. Краснов И. И., Самуйлова Л. В., Краснова Е. И., Лапутина Е. С. Повышение компонентоотдачи в условиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений // Академический журнал Западной Сибири. - 2013. - Т. 9, № 3 (46). - С. 109-110.
4. Краснова Е. И. Оценка влияния нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки нефтегазо-конденсатных залежей // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2013. - № 1. - С. 57-60.
5. Томская Л. А., Рябов В. Д., Василенко П. А., Жалнина Т. И., Янкевич Н. М. Применение ИК-спек-троскопии в ближней области для определения содержания нефти в газоконденсате // Технологии нефти и газа. - 2008. - № 5. - С. 53-59.
6. Дубков И. Б., Краснов И. И., Минаков С. В., Ярославцев К. В. Анализ факторов, влияющих на эффективность методов ОПЗ пород-коллекторов тюменской свиты юрских отложений // Бурение и нефть. - 2008. - № 3. - С. 17-19.
7. Краснова Е. И., Самуйлова Л. В., Краснов И. И., Зотова О. П. Оценка причин, осложняющих разработку Комсомольского газоконденсатного месторождения // Академический журнал Западной Сибири. - 2013. - Т. 9, № 3 (46). - С. 110-111.
8. Краснова Е. И., Мараков Д. А. Оценка воздействия на пласт углеводородными растворителями для увеличения компонентоотдачи // Академический журнал Западной Сибири. - 2013. - Т. 9, № 5 (48).
- С. 103-104.
9. Краснова Т. Л. Технико-экономическое обоснование гидродинамических способов ограничения притоков подошвенной воды и верхнего газа при разработке водонефтяных и нефтегазовых зон месторождений: Автореф. дисс. ... канд. техн. наук. - Тюмень, 1998. - 29 с.
10. Краснов И. И., Забоева М. И., Краснова Е. И., Винокурова Н. К. Совершенствование подходов к описанию термодинамических свойств пластовых флюидов для моделирования процессов разработки // Геология, география и глобальная энергия. - 2007. - № 4. - С. 71-73.
11. Краснова Т. Л. Контроль за конусообразованием при разработке нефтегазовых залежей с подошвенной водой // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 1997. - № 4.
- С. 38.
12. Сивков Ю. В., Краснов И. И., Самуйлова Л. В. и др. Изучение механизма прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтяную залежь Лянторского месторождения // Академический журнал Западной Сибири. - 2013. - Т. 9, № 4. - С. 32.
13. Краснова Е. И., Зотова О. П., Сивков П. В. Применение селективных материалов для ограничения водопритоков на месторождениях Западной Сибири // Академический журнал Западной Сибири.
- 2013. - Т. 9, № 4. - С. 17-18.
14. Краснова Е. И., Грачев С. И., Краснов И. И., Лапутина Е. С. Особенности прогнозирования PVT-свойств в процессе разработки газоконденсатных залежей // Академический журнал Западной Сибири.
- 2013. - Т. 9, № 1. - С. 58-60.
15. Краснова Е. И., Грачев С. И. Прогнозирование конденсатоотдачи на установке РУТ-соотношений при разработке залежей Уренгойкого месторождения. В сб.: Проблемы геологии и освоения недр. Тр. XVI Международного симпозиума им. акад. М. А. Усова студентов и молодых ученых, посвященного 110-летию со дня основания горно-геологического образования в Сибири. - Томск, 2012. - С. 97-98.
16. Краснова Е. И. Влияние неравномерности разработки залежи на величину конденсатоотдачи // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. - № 5. - С. 36-39.
17. Краснова Е. И. Влияние конденсационной воды на фазовые превращения углеводородов на всех этапах разработки // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2012. - № 6. - С. 44-47.
18. Краснова Е. И., Грачев С. И. Оценка пластовых потерь конденсата при неравномерном вводе объектов в разработку // Геология, география и глобальная энергия. - 2012. - № 4 (47). - С. 16-19.
19. Краснова Е. И. Влияния перетоков нефти на конденсатоотдачу в условиях разработки газо-нефтеконденсатных месторождений // Геология, география и глобальная энергия. - 2012. - № 4 (47).
- С. 68-71.
20. Краснова Т. Л. Применение жидкостного барьера с целью ограничения прорыва верхнего газа и подошвенной воды в нефтяной пласт и увеличения предельного дебита // Нефть и газ. - 1997. - № 6.
- С. 27.
21. Краснова Е. И., Островская Т. Д., Краснов И. И., Радченко В. В. Геолого-технические факторы, влияющие на текущие значения коэффициента конденсатоотдачи // Академический журнал Западной Сибири. - 2012. - № 6. - С. 65-66.
22. Краснова Е. И. Методы экспериментальных исследований PVT-свойств газоконденсатных систем // Академический журнал Западной Сибири. - 2012. - № 4. - С. 9-10.
23. Краснов И. И. Разработка технологии ограничения прорыва газа в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи: Автореф... дисс. канд. техн. наук. - Тюмень, 1991. - 21 с.
24. Телков А. П., Краснов И. И. Влияние радиуса экрана на предельный безгазовый и безводный дебиты нефтяных скважин Лянторского газонефтяного месторождения / Тезисы доклада семинара: эффективность вскрытия и методов оценки сложнопостроенных продуктивных пластов при бурении и опробовании глубоких разведочных скважин. ЗапСибБурНИПИ // Тюмень, 1990 - С. 163-169.
25. Телков А. П., Грачёв С. И. Пространственная фильтрация и прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи. - М.: Изд-во «ЦентрЛитНефтеГаз», 2008.
- 512 с.
R e f e r e n c e s
1. Vaganov E. V., Krasnova E. I., Krasnov I. I., Marakov D. A., Zotova O. P. Izuchenie zavisimosti kondensatootdachi ot soderzhaniia kondensata v plastovom gaze // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri.
- 2014. - T. 10, № 1 (48). - 122 s.
2. Krasnova E. I., Grachev S. I., Marakov D. A. Issledovanie mnogokomponentnykh sistem metodom differentsial'noi kondensatsii plastovogo gaza // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2013. - T. 9, № 5 (48). - S. 103-104.
3. Krasnov I. I., Samuilova L. V., Krasnova E. I., Laputina E. S. Povyshenie komponentootdachi v uslo-viiakh razrabotki neftegazokondensatnykh mestorozhdenii // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2013.
- T. 9, № 3 (46). - S. 109-110.
4. Krasnova E. I. Otsenka vliianiia nefti na kondensatootdachu v usloviiakh razrabotki neftegazokonden-satnykh zalezhei // Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenii. Neft' i gaz. - 2013. - № 1. - S. 57-60.
5. Tomskaia L. A., Riabov V. D., Vasilenko P. A., Zhalnina T. I., Iankevich N. M. Primenenie IK-spek-troskopii v blizhnei oblasti dlia opredeleniia soderzhaniia nefti v gazokondensate // Tekhnologii nefti i gaza.
- 2008. - № 5. - S. 53-59.
6. Dubkov I. B., Krasnov I. I., Minakov S. V., Iaroslavtsev K. V. Analiz faktorov, vliiaiushchikh na effek-tivnost' metodov OPZ porod-kollektorov tiumenskoi svity iurskikh otlozhenii // Burenie i neft'. - 2008. - № 3.
- S. 17-19.
7. Krasnova E. I., Samuilova L. V., Krasnov I. I., Zotova O. P. Otsenka prichin, oslozhniaiushchikh raz-rabotku Komsomol'skogo gazokondensatnogo mestorozhdeniia // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri.
- 2013. - T. 9, № 3 (46). - S. 110-111.
8. Krasnova E. I., Marakov D. A. Otsenka vozdeistviia na plast uglevodorodnymi rastvoriteliami dlia uveli-cheniia komponentootdachi // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2013. - T. 9, № 5 (48). - S. 103-104.
9. Krasnova T. L. Tekhniko-ekonomicheskoe obosnovanie gidrodinamicheskikh sposobov ogranicheniia pritokov podoshvennoi vody i verkhnego gaza pri razrabotke vodoneftianykh i neftegazovykh zon mestorozhdenii: Avtoref. diss. ... kand. tekhn. nauk. - Tiumen', 1998. - 29 s.
10. Krasnov I. I., Zaboeva M. I., Krasnova E. I., Vinokurova N. K. Sovershenstvovanie podkhodov k opisaniiu termodinamicheskikh svoistv plastovykh fliuidov dlia modelirovaniia protsessov razrabotki // Geologiia, geografiia i global'naia energiia. - 2007. - № 4. - S. 71-73.
11. Krasnova T. L. Kontrol' za konusoobrazovaniem pri razrabotke neftegazovykh zalezhei s podoshven-noi vodoi // Geologiia, geofizika i razrabotka neftianykh i gazovykh mestorozhdenii. - 1997. - № 4. - S. 38.
12. Sivkov Iu. V., Krasnov I. I., Samuilova L. V. i dr. Izuchenie mekhanizma proryva gaza v skvazhiny, ekspluatiruiushchie neftianuiu zalezh' Liantorskogo mestorozhdeniia // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2013. - T. 9, № 4. - S. 32.
13. Krasnova E. I., Zotova O. P., Sivkov P. V. Primenenie selektivnykh materialov dlia ogranicheniia vodopritokov na mestorozhdeniiakh Zapadnoi Sibiri // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2013. - T. 9, № 4. - S. 17-18.
14. Krasnova E. I., Grachev S. I., Krasnov I. I., Laputina E. S. Osobennosti prognozirovaniia PVT-svoistv v protsesse razrabotki gazokondensatnykh zalezhei // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2013. - T. 9, № 1. - S. 58-60.
15. Krasnova E. I., Grachev S. I. Prognozirovanie kondensatootdachi na ustanovke RVT-sootnoshenii pri razrabotke zalezhei Urengoikogo mestorozhdeniia. V sb.: Problemy geologii i osvoeniia nedr. Tr. XVI Mezhdunarodnogo simpoziuma im. akad. M. A. Usova studentov i molodykh uchenykh, posviashchennogo 110-letiiu so dnia osnovaniia gorno-geologicheskogo obrazovaniia v Sibiri. - Tomsk, 2012. - S. 97-98.
16. Krasnova E. I. Vliianie neravnomernosti razrabotki zalezhi na velichinu kondensatootdachi // Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenii. Neft' i gaz. - 2012. - № 5. - S. 36-39.
17. Krasnova E. I. Vliianie kondensatsionnoi vody na fazovye prevrashcheniia uglevodorodov na vsekh etapakh razrabotki // Izvestiia vysshikh uchebnykh zavedenii. Neft' i gaz. - 2012. - № 6. - S. 44-47.
18. Krasnova E. I., Grachev S. I. Otsenka plastovykh poter' kondensata pri neravnomernom vvode ob"ek-tov v razrabotku // Geologiia, geografiia i global'naia energiia. - 2012. - № 4 (47). - S. 16-19.
19. Krasnova E. I. Vliianiia peretokov nefti na kondensatootdachu v usloviiakh razrabotki gazoneftekon-densatnykh mestorozhdenii // Geologiia, geografiia i global'naia energiia. - 2012. - № 4 (47). - S. 68-71.
20. Krasnova T. L. Primenenie zhidkostnogo bar'era s tsel'iu ogranicheniia proryva verkhnego gaza i podoshvennoi vody v neftianoi plast i uvelicheniia predel'nogo debita // Neft' i gaz. - 1997. - № 6. - S. 27.
21. Krasnova E. I., Ostrovskaia T. D., Krasnov I. I., Radchenko V. V. Geologo-tekhnicheskie faktory, vliiaiushchie na tekushchie znacheniia koeffitsienta kondensatootdachi // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2012. - № 6. - S. 65-66.
22. Krasnova E. I. Metody eksperimental'nykh issledovanii PVT-svoistv gazokondensatnykh sistem // Akademicheskii zhurnal Zapadnoi Sibiri. - 2012. - № 4. - S. 9-10.
23. Krasnov I. I. Razrabotka tekhnologii ogranicheniia proryva gaza v skvazhiny, ekspluatiruiushchie neftegazovye zalezhi: Avtoref... diss. kand. tekhn. nauk. - Tiumen', 1991. - 21 s.
24. Telkov A. P., Krasnov I. I. Vliianie radiusa ekrana na predel'nyi bezgazovyi i bezvodnyi debity neftianykh skvazhin Liantorskogo gazoneftianogo mestorozhdeniia / Tezisy doklada seminara: effektivnost' vskrytiia i metodov otsenki slozhnopostroennykh produktivnykh plastov pri burenii i oprobovanii glubokikh razvedochnykh skvazhin. ZapSibBurNIPI // Tiumen', 1990 - S. 163-169.
25. Telkov A. P., Grachev S. I. Prostranstvennaia fil'tratsiia i prikladnye zadachi razrabotki neftegazokondensatnykh mestorozhdenii i neftegazodobychi. - M.: Izd-vo «TsentrLitNefteGaz», 2008. - 512 s.
^■Mir^r
