CC BY
102
УДК 622.06
В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.) , А. С. Мишин , С. В. Антонов (н.с.) , П. М. Зобов (к.т.н., зам. зав. лаб.), Д. А. Бакулин (н.с.), П. А. Гущин (к.х.н., с.н.с.)
Лабораторное исследование газоизолирующих экранов из сшитой полимерной системы (СПС) применительно к газонефтяным месторождениям сеноманского горизонта
Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина, 119991, ГСП -1, В-296, г. Москва, Ленинский проспект, 65; тел. (499) 2339225, факс: (499) 1358895 1 Некоммерческое партнерство «Технопарк Губкинского университета» 119296, г. Москва Ленинский проспект, 63/2 к. 1; тел. (499) 2339589, e-mail: guschin.p@mail.ru
V. N. Khlebnikov, A. S. Mishin, S. V. Antonov, P. M. Zobov, D. A. Bakulin, P. A. Guschin1
Laboratory research of cross-linked polymer gas isolation screens (CPS) for the Cenomanian stratum gas and oil fields
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii Pr, 119331, Moscow, Russia; ph. +7 4992339022, fax +7 4991358895
1 Gubkin University Technopark 63/2, Leninskii Pr., Russia, 119296, Moscow, Russia; ph. +7 499 2339589, e-mail: guschin.p@mail.ru
Проведено физическое моделирование и создание газоизоляционного экрана из полимерного геля в области газонефтяного контакта (ГНК) применительно к условиям газонефтяных месторождений сеноманского горизонта Западной Сибири (пласты ПК). Обнаружено, что наличие остаточной нефтенасыщенности в интервале ГНК способствует росту газоизолирующей способности полимерного геля в высокопроницаемых пористых средах. Предложен механизм процесса.
Ключевые слова: газоизоляция в пластах; нефтегазовые месторождения; пласты ПК.
Одна из основных проблем, возникающих при разработке газонефтяных месторождений, заключается в прорыве газа из газовой шапки в добывающие скважины 1. Особенно остро эта проблема стоит в случае газонефтяных месторождений, приуроченных к сеноманскому горизонту Западной Сибири (пласты ПК). Газонефтяные месторождения сеноманского горизонта характеризуются высокой вязкостью пластовой нефти, большой площадью газонефтяного контакта (ГНК), активными подстилающими водами, высокоглинистыми коллекторами 2,3. Подошвенное строение месторождений, отсутствие надежных литологических барьеров в области ГНК и высокие депрессии на пласт из-за высокой вязкости нефти — все это облегчает прорыв газа к добывающим скважинам.
Для замедления процесса прорыва газа к добывающим скважинам рекомендуется созда-
Дата поступления 10.07.12
It was performed the physical modeling creating cross-linked polymer gel gas isolation screen at the gas-oil contact for the Cenomanian stratum Western Siberian gas and oil fields conditions (PK layers). It was found increasing polymer gel gas isolation ability in the presence of residual oil saturation in the range of gas-oil contact facilitates for the high permeability of porous mediums. The mechanism of process was proposed.
Key words: gas isolation in reservoirs; oil and gas fields; PK layers.
вать в области ГНК газоизолирующие экраны путем закачивания в пласт растворов полимеров. Цель настоящей работы заключалась в лабораторном тестировании газоизолирующей способности экранов, образованных полимерным гелем (сшитой полимерной системой — СПС) 1.
Экспериментальная часть
Использовались насыпные модели пласта, хорошо моделирующие плохо сцементированный коллектор пластов ПК. Корпусы моделей пласта (нержавеющая труба диаметром 3.2 см и длиной 39.5 см с внутренней нарезкой для предотвращения проскока флюидов) набивали экстрагированным керновым материалом сено-манского горизонта, насыщали под вакуумом минерализованной водой (модель сеноманской воды плотностью 1030 кг/м3), измеряли проницаемость модели пласта по минерализованной
воде и, если требовалось, насыщали изовискоз-ной моделью нефти (вязкостью 50 мПа-с). Затем моделировали остаточные водо- и нефтенасы-щенности, для чего через верх вертикально расположенных моделей плата подавали газ (воздух) при постоянном перепаде давления 0.050—0.0505 МПа (градиент давления составлял 0.127 МПа/м). Продувку вели в течение 24 ч (опыт 1) и 118 ч (опыты 2 и 3) до практически полного прекращения выделения нефти и воды из модели. Флюиды на выходе собирали и измеряли их объем. При этом часть воды испарилась в поток газа. Сочетанием объемного и весового методов были определены начальные насыщенности модели пласта газом, нефтью и водой.
Для приготовления растворов использовали полиакриламид (ПАА) марки ЛР-205, имеющий среднюю молекулярную массу 5.4 млн дальтон и степень гидролиза 8%. В качестве сшивателя использовали ацетат хрома производства ОАО «Химеко-ГАНГ», а в качестве смачивателя — НПАВ марки Неонол АФ9-12.
Эксперимент проводили по следующей методике. В горизонтально расположенные модели пласта закачивали полимерные растворы, причем закачка раствора проводилась в направлении, противоположном фильтрации воздуха и воды. После закачки эксперимент останавливали на время гелеобразования растворов. Контроль гелеобразования осуществляли по свидетелю, в качестве которого использовали часть гелеобразующего раствора. Затем через модели пласта продували воздух с целью моделирования процессов прорыва газа. При этом модель пласта располагалась вертикально, и газ подавался сверху, в направлении, противоположном закачке композиции.
Для оценки фильтрационных характеристик полимерных растворов использовали фактор сопротивления (Я):
Я = (01/АР1)/(0г / АРД
где Q1 и АР1 — объемный расход и перепад давления при установившейся фильтрации воды при первичной закачке воды;
Qi и Р1 — текущие расход и перепад давления при фильтрации композиции.
Эксперименты проводили при температуре 19-22 оС.
Результаты и их обсуждение
В газонасыщеных интервалах газонефтяного пласта кроме остаточной воды может со-
держаться и остаточная нефть, вероятность содержания которой особенно высока в пористой газонасыщенной среде области ГНК. Поэтому в работе исследовали газоизолирующую способность СПС в условиях пористых сред с остаточными водо- и нефтенасыщенностью.
Порода сеноманского горизонта контактирует с вязкой нефтью, содержащей большое количество нафтеновых кислот (природных гидрофобизаторов), поэтому часть поверхности породы может быть гидрофобной. Для улучшения контакта полимерных растворов и гелей с породой пласта в состав раствора добавляли смачиватель - НПАВ.
Первоначально исследовали закачку полимерного гелеобразующего раствора в газонасыщенную пористую среду с остаточной водо-насыщенностью (опыт 1). Результаты эксперимента приведены в табл. 1, 2 и на рис. 1, 2.
Закачка полимерного раствора сопровождалась быстрым ростом перепада давления и вытеснением из модели пласта газа (рис. 1). После прокачки приблизительно 0.8-0.9 п.о. композиции наблюдали прекращение выделения газа на выходе из модели пласта и, одновременно, стабилизацию фактора сопротивления (Я = 170-177), т.е. снижение проницаемости происходило в результате защемления и адсорбции глобул полимера в пористой среде, а не в результате образования пены. Высокие значения перепада давления, при которых происходит закачивание полимерного раствора, показывают, что невозможно использовать полимерные растворы для создания экранов значительного размера. После закачки полимерного раствора модель была оставлена в покое для завершения процесса сшивки полимерного геля.
Объем закачки раствора СПС, п.о.
Рис. 1. Динамика закачки полимерного гелеобразу-ющегораствора в опыте №1 (0.20% ПАА+0.20% НПАВ+0.02% ацетата хрома)
Моделирование прорыва газа показало (рис. 2), что полимерный гель имеет малую га-
Характеристика моделей пласта
Таблица 1
№ Проницаемость, мкм2 Начальные насыщенности, %
абсолютная при 100 % насыщенности водой газ вода нефть
1 3.48 2.64 89.5 10.5 0
2 2.14 1.44 63.0 2.0 35.0
3 3.04 1.29 70 3.0 27
Таблица 2
Результаты физического моделирования
№ Флюид Объем закачки или время продувки ДР, МПа Расход Насыщенность, % Проницаемость по газу, мкм2
газ водная фаза* нефть
1 Раствор 0.20% ПАА+ +0.20% НПАВ+ +0.02% ацетата хрома 1.12 п.о. 0.28 30.1 см3/ч 177 9.1 90.9 0 -
Воздух 119 ч 0.0505 11.5 л/ч - 38.8 61.2 0 0.432
2 Раствор 0.30% ПАА+ +0.20% НПАВ+ +0.03% ацетата хрома 0.66 п.о. 1.074 18-28 см3/ч 526 ~1 64.0 35.0 -
Воздух 24 ч 0.100 0 л/час* - 6.5 58.5 35.0 0**
3 Раствор 0.20% ПАА+ +0.20% НПАВ+ +0.02% ацетата хрома 0.90 п.о. 0.518 20-30 см3/ч 151-161 ~2.5 70.5 27.0 -
Воздух 119 ч 0.0505 0 л/ч* - 14.5 58.5 27.0 0**
* — вода или вода+гель; ** — вод газ не прорвался.
зоизолирующую способность — прорыв газа через модель произошел практически сразу после создания давления на входе. Газом из модели пласта вытеснялась водная фаза (вязкий гель). По мере повышения газонасыщенности пористой среды (вытеснения геля) проницаемость по газу увеличивалась и достигла после 119 ч продувки значения, равного 0.432 мкм2. СПС снижает проницаемость пористой среды для газа, однако эффективность данного типа экрана невелика.
В следующем эксперименте (опыт 2) исследовали полимерный состав с более высокой концентрацией полимера. В данном опыте использовали газонасыщенную пористую среду, содержащую остаточные воду и нефть, что более точно моделирует условия в области ГНК. Результаты эксперимента приведены в табл. 1, 2 и на рис. 3, 4.
Рис. 2. Динамика изменения проницаемости и насыщенности пористой среды при продувке газом (опыт 1)
Рис. 3. Динамика закачки полимерного гелеобразу-ющегораствора в опыте №2 (0.30% ПАА+0.20% НПАВ+0.03% ацетата хрома)
Закачка полимерного раствора первоначально происходила с минимальными перепадами давления, но после прокачки 0.25 п.о. полимерного гелеобразующего раствора перепад давления стал быстро нарастать (рис. 3).
После фильтрации 0.66 п.о. гелеобразую-щей композиции закачка была прекращена, т.к. фактор сопротивления достиг значения, равного 526, а градиент давления превысил 2.7 МПа/м. Гелеобразующий полимерный раствор вытеснял из модели пласта газ и следовые количества нефти. 8 7
* 6 £ 5
О X
= 4
в
3 3
я
§ 2
£
^ 1 0
0.15
0.05
5 10 15
Время продувки газом, ч
20
25
вали полимерный раствор. Первоначально полимерный раствор закачивался в модель пласта при низком перепаде давления, т. е. полимерный раствор фильтровался по газонаполненным каналам. После того, как основное количество газа из модели пласта было вытеснено, перепад давления начал быстро расти и после прокачки 0.9 п.о. раствора достиг значения 0.518 МПа, при этом фактор сопротивления составлял 15—160 (рис.5).
180
Рис. 4. Динамика изменения насыщенности пористой среды при продувке газом (опыт 2)
После остановки на 40.5 ч для завершения процесса сшивки полимерного раствор приступили к моделированию процесса прорыва газа через гелевый экран. Был создан перепад давления газа на входе в модель пласта, равный около 0.05 МПа. При этом прорыва газа и заметного выделения гелеобразного раствора из модели пласта не происходило, поэтому через 3 ч перепад давления был увеличен до 0.1 МПа. Выдержка модели пласта при данном перепаде давления в течение 21 ч также не привела к прорыву газа, а выделение жидкости (геля) из модели практически прекратилось задолго до окончания данного этапа эксперимента (рис. 4). В ходе эксперимента из модели пласта было вытеснено газом только приблизительно 0.025 п.о. геля. Проведенный эксперимент показал, что применение концентрированной СПС позволяет получать прочный гелевый экран в газонасыщенных пористых средах с остаточной нефтью и водой.
Следующий эксперимент (опыт 3) был проведен с использованием гелеобразующего состава, аналогичного использованному в опыте №1. Результаты эксперимента приведены в табл. 1, 2 и на рис. 5, 6.
В горизонтально расположенную модель пласта с остаточными нефтью и водой закачи-
100 90 80 70
в4 ¡£ 60
0
в 50
Е 40 л
1 30 20
10
0
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1
Объем закачки полимерного раствора, п.о.
Рис. 5. Динамика закачки полимерного гелеобразующего раствора в опыте №3 (0.20% ПАА+0.20% НПАВ+0.02% ацетата хрома)
16 14 12 -10 -
20
40 60 80 Время выдержки, ч
100
0.1 0.09
0.08 «
-- 0.07 |
0.06 ,я
и
- 0.05 jS и
-- 0.04 §
ч
0.03 g
р
0.02 К 0.01 0 120
Рис. 6. Динамика изменения насыщенности пористой среды при продувке газом (опыт 3)
Вытеснения нефти полимерным раствором не наблюдали. Результаты опытов 1 и 3 показывают, что закачка 0.2%-ного раствора полимера сопровождается снижением проницаемости в 150—177 раз, т.е. тип остаточной насыщенности в пористой среде (только вода или в основном нефть) мало отражается на фильтрационных характеристиках композиции СПС.
0
0
После выдержки модели пласта в покое в течение 44 ч провели моделирование процесса прорыва газа через гелевый экран. Первоначально под действием газа из модели пласта выделялось некоторое количество гелеобраз-ного раствора. Однако этот процесс завершился за первые 2 сут, после чего дальнейшее выделение жидкости из модели пласта практически прекратилось (рис. 6). Сопоставление результатов опытов 1 и 3 показывает, что в присутствии остаточной нефтенасыщенности гелеобразующий полимерный раствор обладает высокой газоизолирующей способностью.
Можно предположить следующий механизм влияния остаточной нефти на газоизолирующие характеристики гелеобразующей композиции. В пористых средах с остаточной водо-насыщенностью в ходе закачки гелеобразующей композиции полимерный раствор вытесняет воду и большую часть газа. Остаточный газ остается в центре крупных пор, т. к. является несмачивающей фазой в гидрофильной пористой среде. Прорыв газа в таком случае облегчается наличием в центрах пор газовых пузырьков. При этом вытеснять большой объем геля газу не нужно, прорыв газа происходит при небольшой газонасыщенности, т. е. достаточно быстро (рис. 7).
натяжения на границе газ/вода (водный гель). Поэтому столь легкого соединения пузырьков газа и прорыва газа через пористую среду не происходит, т. к. газу нужно не только образовать каналы, связывающие крупные поры, но и преодолевать дополнительные капиллярные силы, проталкивая капельки вязкой нефти. Ганглии нефти выступают в качестве «пробок», перекрывающих сужения поровых каналов (рис. 8).
Рис. 7. Схема образования газовых каналов в пористой среде, заполненной полимерным гелем: а)
поры с гелем до закачки газа; б) поры после образования газопроводящих каналов.
В случае пористых сред с остаточной неф-тенасыщенностью гель замещает в порах воду и газ, а центры пор занимают капельки (ганглии) нефти и микропузырьки газа. При этом пузырьки газа должны быть включены в капельки нефти, т.к. поверхностное натяжение на границе газ/нефть ниже поверхностного
Рис. 8. Схема влияния остаточной нефти на газоизоляционную способность полимерного геля: а)
пора с гелем и остаточной нефтью до закачки газа; б) образование нефтяной пробки в поре в результате движения газа.
Таким образом закачивание гелеобразую-щих полимерных растворов в высокопроницаемую газонасыщенную пористую среду с остаточной нефтью и (или) водой происходит при значительных перепадах давления, т.е. создать значительные экраны даже в высокопроницаемом пласте сложно.
В газонасыщенных пористых средах СПС не образуют прочного газоизолирующего экрана, гель легко разрушается и вытесняется из пористой среды.
Наличие остаточной нефтенасыщенности в газонасыщенной пористой среде способствует росту газоизолирующей способности СПС в высокопроницаемых пористых средах.
Литература
1. Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконден-сатных и нефтегазоконденсатных месторождений.- М.: «Струна», 1998.- 628 с.
2. Антониади Д. Г., Гилаев Г. Г., Джалалов К. Э. // Интервал, 2003.- №4(51).- С.38.
3. Леонов В. А., Донков П. В. Опытно-промышленные работы по внедрению технологий освоения залежей высоковязкой нефтью // Труды 4 научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО» (г. Ханты-мансийск).- 2001.- С.449.
Исследование проводится в рамках Федеральных целевых программ «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009—2013 гг.» и «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 годы».
