CC BY
47
УДК 622.279:[[622.031:553.98]:[550.8.013+51-74]]
В.П. Ваньков, А.В. Мизин, С.Г. Рассохин, А.Ф. Соколов, В.М. Троицкий, А.Л. Ковалёв, Е.Л. Фомин
Обоснование эффективности экранных технологий для повышения углеводородоотдачи методами физического и математического моделирования
В соответствии с Законом РФ «О недрах» [1] и в целях рационального использования природных ресурсов освоение нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ) рекомендовано начинать с разработки нефтяной оторочки. Вместе с тем иногда из соображений рентабельности освоение запасов углеводородов на месторождениях, имеющих нефтяную оторочку, осуществляется при опережающем отборе сырья из газо-конденсатной части залежи. В результате существует опасность развития процессов расформирования нефтяной оторочки, образования депрессионных воронок и деформации газонефтяных контактов, что может привести в конечном счете к нежелательным пластовым потерям нефти и снижению коэффициента извлечения нефти (КИН). Для предотвращения указанных негативных явлений в технологических схемах разработки НГКМ Западной и Восточной Сибири предлагается барьерная технология изоляции газонасыщенной и нефтенасыщенной частей залежи и дальнейшей последовательной, частично совмещенной (одновременной) разработки нефтяной и газо-конденсатной зон. Иногда в научной литературе эту технологию называют технологией одновременно-раздельной разработки (ОРР) [2].
В настоящее время технология ОРР применяется в России как эпизодическое мероприятие по улучшению выработки локальных зон залежей нефти и не носит системного базового характера. В то же время нормативно-технические документы о проектировании разработки месторождений [3, 4] предписывают обязательное исследование вариантов применения технологий одновременно-раздельной добычи нефти. Таким образом, на сегодняшний день научно обоснованные методики и критерии оценки применимости технологии ОРР при проектировании и разработке многопластовых месторождений отсутствуют.
Основная задача создания искусственного экрана - обеспечение надежной гидроизоляции между нефте- и газонасыщенной зонами, при которой не происходит расформирования нефтяной оторочки в случае одновременной (иногда опережающей) разработки газоконденсатной зоны месторождения. Целью настоящей работы является создание методики научно обоснованного выбора наиболее эффективного агента -формирователя экрана между газоконденсатной и нефтяной частями продуктивных отложений углеводородов. В качестве объекта исследования методами физического и математического моделирования с последующим научным анализом полученных результатов выбрано типичное терригенное НГКМ А, содержащее нефтяную оторочку и произвольную по продуктивной толщине газоконденсатную часть залежи.
В процессе исследований для создания искусственных экранов и дальнейших лабораторных испытаний использовались следующие агенты (табл. 1): водный раствор полиакриламида (ПАА) с концентрацией 0,46 % масс., вязкость которого при атмосферном давлении и температуре 9 °С составляет 59,2 мПас; неорганическая гелеоб-разующая композиция ГАЛКА®-НТМ [5, 6], разработанная Институтом химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) в качестве агента барьерного заводнения и предотвращения прорывов газа из шапки в нефтяную часть залежи; гелеобразующая композиция «Криогель-ПРО» на основе водорастворимого полимера, аддукта неорганической кислоты и полиола, также разработанная в ИХН СО РАН для ограничения водопритока и прорыва газа в добывающих скважинах [7].
Ключевые слова:
одновременно-
раздельная
разработка,
гидродинамический
экран,
фильтрация, давление прорыва экрана,
фактор остаточного
сопротивления,
физические
модели пласта,
математическое
моделирование.
Keywords:
dual completion, hydrodynamic screen, filtration,
screen breakthrough pressure,
residual resistance coefficient, physical models of a stratum, mathematical modelling.
Таблица 1
Физико-химические свойства используемых агентов - формирователей экранов
Агент рн Плотность, г/см3 Время гелеобразования при 10 °С, ч Вязкость, мПас
раствора геля
Раствор ПАА - 1,294 - 59,2 -
ГАЛКА®-НТМ 3,2-4,0 1,05-1,2 15-48 2-3 1200-4000
«Криогель-ПРО» 4,8-5,5 1,0-1,1 24-72 40-100 900-5000
Лабораторные исследования предполагают: а) создание модели пласта (МП), включающего как нефтяную, так и газонасыщенную части; б) создание искусственного экрана в МП между нефтяной и газонасыщенной частями; в) испытание искусственного экрана на эффективность отсечения нефтяной и газонасыщенной частей МП друг от друга; г) проведение экспериментов по вытеснению нефти различными жидкими и газообразными агентами для выбора наиболее эффективного с точки зрения повышения КИН.
Формирование насыпных моделей пласта
При формировании МП кернодержатель заполняется песчано-маршалитовой смесью в составе 7,5 % маршалита и 92,5 % песка (фракции 0,2...0,1). Смесь в процессе заполнения керно-держателя постоянно уплотняется для обеспечения лучшей однородности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) МП. Основной задачей формирования насыпных МП является получение моделей с практически идентичными ФЕС для дальнейшего испытания эффективности различных искусственных экранов, созданных с помощью экранных жидкостей (см. табл. 1). Идентичность ФЕС МП контролируется по приблизительному равенству абсолютных газопроницаемостей Кабс и поро-вых объемов V всех сформированных моделей. Значения Кабс определяются по известной методике [8] на установке стационарной линейной фильтрации газа при стандартных условиях. Величина V определяется также известным методом [9, 10] по выпуску газа из модели пласта на газовый счетчик
с приведением измеренного счетчиком выпущенного объема газа к пластовым условиям с учетом «мертвых» объемов экспериментальной установки.
Сформированы три МП (по одной для каждой экранной жидкости): Кабс порядка 2000 мД и Упор ~ 200 см3 (табл. 2).
Далее кернодержатель с МП подключается к гидравлической системе эксперимента, разработанной на основе установок двух- и трехфазной фильтрации [11, 12]. Компоненты и узлы гидравлической системы монтируются под конкретную задачу. В этой связи блок-схема гидравлической установки видоизменяется для каждого из перечисленных ниже случаев:
• формирования искусственных экранов;
• испытания сформированных экранов на эффективность (прочность);
• выбора наиболее эффективных агентов вытеснения нефти.
Существенным преимуществом установки является возможность проведения эксперимента в широком интервале изменения пластовых температур (/пл = 5-200 °С) и давлений (Рпл = 0,1-700 МПа).
При создании искусственных экранов между газо- и нефтенасыщенной зонами МП используется специальная технология, позволяющая сформировать изолирующие экраны одинаковой толщины для всех исследуемых агентов-формирователей. Закачка жидких агентов - формирователей экрана в МП производится с постоянным расходом Q = 0,5 см3/мин. Для обеспечения такого расхода давление на нагнетательном измерительном насосе
Таблица 2
Параметры насыпных моделей пласта
Насыпная модель Длина, см Диаметр, см Кабс ,мД ^ см3 Пористость, % Агент
1 1640,6 200,83 33,37 ПАА
2 49,87 3,92 1995,02 198,35 32,96 ГАЛКА®-НТМ
3 2214,2 201,44 33,47 «Криогель-ПРО»
устанавливается автоматически на некотором переменном уровне ^агент, незначительно превышающем Рпл. По параметру Рагент можно судить о факторе приемистости скважин: чем больше Рагент, тем меньше приемистость пласта для данной жидкости экрана. По мере формирования экрана сопротивление закачке вещества экрана возрастает, что сопровождается ростом Рагент. Естественно предположить, что такое увеличение давления закачки соответствует в масштабах месторождения уменьшению приемистости скважин. Для всех исследованных жидкостей экрана величина ДР = Рагент - Рпл не превышала 0,5 МПа (табл. 3).
Из табл. 3 следует, что при закачке агента ГАЛКА®-НТМ приемистость скважин будет приблизительно в 4 раза выше, чем при закачке агента «Криогель-ПРО» и раствора ПАА.
Эффективность жидких агентов - формирователей экранов оценивается по давлению прорыва экрана Рпрэ и фактору остаточного сопротивления ЯЛЕ Величину Рпр э легко оценить по максимуму кривой изменения ДР на МП при увеличении давления в газонасыщенной части МП:
Фактор остаточного сопротивления ЛОТ характеризует степень изменения проницаемости МП по газу после «прорыва» экрана:
р =АР = Р - Р
пр.э макс СН4 пл
Агент ДРмакс, МПа
ПАА 0,43
ГАЛКА®-НТМ 0,11
«Криогель-ПРО» 0,44
К
ИОТ = К
К 2
(2)
(1)
где Рсн - давление закачки метана в газонасыщенную часть МП.
При этом моделируется ситуация уменьшения давления в нефтяной части МП при опережающей разработке нефтяной оторочки. Чем больше величина Р э, тем лучше гидроизолированы газоконденсатная и нефтяная части месторождения и, значит, более эффективен агент - формирователь экрана. Увеличение давления в газонасыщенной части МП обеспечивается за счет закачки метана в верхнюю часть МП с давлением Рсн .
Таблица 3
Максимальные значения параметра АР при формировании разделительного экрана с помощью закачки различных агентов
(выходное давление Рвых = Рпл = 13,2 МПа; /пл = 11 °С; 0 = 0,5 см3/мин)
где К1 и К2 - проницаемости МП по газу при стандартных условиях до создания экрана (абсолютная проницаемость) и в пластовых условиях после «прорыва» экрана соответственно. Проницаемости К1 всех насыпных МП до создания экрана определяются по метану при стандартных условиях в соответствии с требованиями ГОСТ 26450.2-85 [8]. При этом насыпные модели формируются таким образом, чтобы для всех моделей получить приблизительно одинаковые ФЕС (см. табл. 2). Для определения ЛИР по формуле (2) достаточно определить проницаемость МП по метану после «прорыва» экрана и стабилизации фильтрационных процессов в пластовых условиях.
В эксперименте автоматически контролируются текущие значения следующих параметров: Рпл, ДР на МП, 0 на входе и выходе МП, накопленные объемы закачанного метана и отобранного флюида. Анализируя поведение контролируемых параметров, можно определить моменты «прорыва» экрана и поступление метана в пластовую нефть (нефтяную область), а также момент «прорыва» метана на выходе насыпной модели пласта. Так, на рис. 1 при испытании экрана из «Криогеля-ПРО» отчетливо видны два максимума: 1-й (при накопленном объеме закачанного метана, равном 0,1 Кпор модели) соответствует «прорыву» экрана; 2-й (при накопленном объеме закачанного метана, равном 2,35 Кпор модели) соответствует «прорыву» метана на выходе всей модели. На рис. 1 также видно, что стабилизация фильтрационных параметров, характеризующаяся выходом ДР на постоянный уровень, начинается после закачки 4 V метана. Это означает, что после «прорыва» экрана начиная с 1-го максимума происходит «размазывание» вещества экрана по поровому пространству модели вплоть до момента «прорыва» всей МП (момент 2-го максимума при значении 2,35 Кпор). Процесс разрушения (прорыва) экрана сопровождается ухудшением фильтрационных свойств МП и увеличением ДР. Далее с момента «прорыва» газа на выходе МП (2-й максимум) идет медленная стабилизация фильтрационных параметров, сопровождающаяся перераспределением вещества экрана по длине МП.
Накопленный объем закачанного метана, доля V
' ^ п
Рис. 1. Характерный перепад давления при закачке метана в МП с искусственным экраном, сформированным из агента «Криогель-ПРО»
После стабилизации на МП Q и АР определяется фазовая проницаемость К2 по уравнению Дарси:
< = к ^ ^, ц ь
(3)
и С = 11 °С.
Таблица 4
Физические параметры прорыва экрана метаном для исследованных агентов экрана (условия эксперимента см. в заголовке табл. 3): V - накопленный объем закачанного метана
где - площадь поперечного сечения МП; Ь - длина МП; д = 0,0156064 мПас - вязкость метана при пластовых условиях Рпл = 13,2 МПа
Агент Р„р.э, кПа ^ доля КоР
ПАА 35 0,02
ГАЛКА®-НТМ 92 0,0558
«Криогель-ПРО» 650 0,1561
Результаты исследований и их анализ
Проведем сравнительный анализ результатов испытаний искусственных разделительных экранов в пористых средах для выявления наиболее эффективного агента - формирователя барьера между газо- и нефтенасыщенной частями продуктивного пласта. Будем оценивать эффективность и прочность сформированных экранов по параметрам Рпрэ и ИКР (см. формулы (1), (2), табл. 4, 5).
Основным измеряемым параметром в экспериментах по «прорыву» экранов метаном является величина 1-го максимума перепада давления АРмах на МП (см. рис. 1), который регистрируется с высокой точностью и представляет собой максимальное превышение Рсн по сравнению с Рпл (см. формулу (1)).
Согласно данным табл. 4, наиболее про-рывостойким является экран, сформированный из композиции «Криогель-ПРО»: для прорыва такого экрана потребуется превышение давления газа в газонасыщенной зоне над
пластовым более чем на 6,5 атм. Если учесть, что толщина сформированных экранов в соответствии с конструкцией кернодержателя составляет 100 мм, то формирование экрана толщиной 1 м из композиции «Криогель-ПРО» в промысловых условиях позволит обеспечить надежное отделение газонасыщенной зоны от нефтенасыщенной даже при депрессиях порядка 65 атм. В этом случае вполне возможна одновременная разработка нефтяной оторочки и газоконденсатной части месторождения даже при больших депрессиях без рисков образования газовых конусов.
Также видно (см. табл. 4), что давление прорыва экрана из раствора ПАА составит всего 0,35 атм. Такое низкое значение Рпрэ позволит избежать образования газовых конусов только при депрессиях меньше 3,5 атм (при толщине экрана 1 м), чего для разработки нефтяной оторочки месторождений явно недостаточно. Один из возможных способов выхода
из такой ситуации и предотвращения образования газовых конусов при одновременной разработке нефтяной оторочки и газоконденсат-ной части месторождения - создание из раствора ПАА экрана толщиной порядка 5 м. Однако в этом случае значительно увеличиваются время формирования экрана (до 3-7 лет) и расход ПАА. Таким образом, в случае создания разделительного экрана из раствора ПАА сомнительны не только технологическая, но и экономическая целесообразность проекта.
Указанные обстоятельства становятся еще более очевидными, если сравнивать эффективность искусственных экранов по значениям ККР (см. формулу (2)). Так как величины К1 уже известны (см. табл. 2), то для определения фактора ККР достаточно измерить проницаемости моделей пласта по газу К2 в пластовых условиях после «прорыва» экрана и последующей стабилизации процесса фильтрации. Для стабилизации фильтрационных параметров ^ и АР) после «прорыва» экрана требуется прокачать порядка двух-четырех поровых объемов метана (см. рис. 1). Далее по формуле (3) вычисляется проницаемость К2 по метану при наличии в МП вещества «прорванного» экрана и остаточной нефти. Таким образом, К2 по существу представляет собой фазовую проницаемость МП по метану после «прорыва» экрана и всей модели. В табл. 5 представлены значения абсолютной проницаемости по метану К1 исходных МП, фазовой проницаемости К2 после «прорыва» экрана в исследуемых МП, а также значения ККК
Из данных табл. 5 следует, что формирование разделительных барьеров может уменьшить проницаемость коллектора по газу более чем на 2 порядка. Наилучшими экранирующими свойствами обладает разделительный экран из композиции «Криогель-ПРО», позволяющий снизить проницаемость пористой среды более чем в 36000 раз.
Выполненные исследования показывают, что в лабораторных условиях на моделях
Таблица 5
Параметры проницаемости по метану и остаточного сопротивления насыпных моделей пласта
Агент *1, мД мД RRF
ПАА 1640,6 16,05 102
ГАЛКА®-НТМ 1995,02 0,27 7389
«Криогель-ПРО» 2214,2 0,06 36903
пласта можно сформировать разделительные экраны между газоконденсатной и нефтяной частями, а также по величине давления прорыва экрана и фактору остаточного сопротивления подобрать наиболее эффективный агент -формирователь экрана.
Математическое моделирование
В целях проверки успешности использования технологии экранирования в масштабах месторождения созданы математические модели течения раствора ПАА в пластовой системе и проведены вычислительные эксперименты методами математического моделирования. Для численного исследования возможностей создания экранов использовалась опция POLYMER коммерческой программы ECLIPSE, в которой учтены основные особенности течения раствора полимера в пористой среде. Предполагается, что флюидальная система включает пять компонентов (воду, полимер, соль, нефть, газ), которые распределены по трем фазам - водному раствору, нефти, газу. Модель включает уравнения сохранения массы компонентов и обобщенный закон Дарси для фаз. Принято предположение о том, что концентрации полимера и соли в водном растворе малы и не влияют на объем раствора. Учитываются адсорбция полимера на стенках порового пространства и наличие тупиковых пор (англ. dead pores), не доступных для молекул полимера. Необходимые для расчетов параметры, как правило, определяются на основе математического моделирования лабораторных опытов по вытеснению нефти раствором полимера из керновых моделей пласта.
При имитации эксперимента варьировались следующие параметры (множители к параметрам): относительные фазовые проницаемости воды и нефти; RRF для раствора полимера; изотермы адсорбции полимера; насыщенности «мертвого» порового пространства; критические значения водо- и нефтенасыщен-ности. Функционал невязки минимизировали методом покоординатного спуска.
Описанная модель использована для расчета процесса создания барьера на элементе некоторого НГКМ Восточной Сибири. Элемент характеризуется следующими параметрами:
• размер модели, м: 1375x1750x25;
• размер сеточного блока модели, м: 24x29x19;
• общее число сеточных блоков, ед.: 13224;
• размер ячейки со скважинным соединением, м: 50x50x1;
• толщина газовой шапки, м: 10;
• толщина нефтяной оторочки, м: 10;
• толщина подстилающей воды, м: 5;
• пористость, д.ед.: 0,17;
• проницаемость по латерали, мД: 570;
• проницаемость по вертикали, мД: 340.
Модель задренирована тремя горизонтальными стволами нагнетательных скважин длиной 1000 м. Расстояние между стволами - 500 м. Скважины открыты во втором метровом слое над газонефтяным контактом (ГНК). Рассчитаны три варианта создания барьера с одинаковыми суммарными объемами закачанного раствора полимера (1095750 м3), но различными темпами нагнетания и периодами закачки: 50 м3/сут на скважину в течение 20 лет (рис. 2); 10 м3/сут на скважину в течение 100 лет; 1 м3/сут на скважину в течение 1000 лет. Концентрация полимера в нагнетаемом растворе задана как 0,2 % масс., концентрация соли - 30 кг/м3.
Если предположить, что раствор полимера тяжелее газа, но легче нефти, а распределение флюидов в пласте определяется исключительно гравитационным равновесием, то раствор полимера занял бы в области ГНК три метровых слоя элемента со средней насыщенностью 0,89.
Результаты расчетов показывают, что ни при одном темпе нагнетания выдержанный барьер вдоль ГНК не формируется. При относительно высоком темпе нагнетания (50 м3/сут на скважину) оторочка разрезается на блоки вертикальными барьерами, в самих
же блоках газ по-прежнему контактирует с нефтью (см. рис. 2). При самом низком темпе нагнетания (1 м3/сут на скважину) не образуется даже вертикальных барьеров: раствор полимера тонет и растекается по подстилающей оторочку воде.
В варианте с изотермой адсорбции, уменьшенной в 1000 раз, напротив, концентрация полимера в середине межскважинного пространства доходит к концу закачки до половины предельной, но при этом водонасыщенность составляет порядка 0,25.
Таким образом, выполненное математическое моделирование не позволяет обосновать способ создания выдержанного барьера вдоль ГНК путем закачки раствора ПАА, несмотря на широкий диапазон режимов закачки и свойств раствора. Вместе с тем средствами компьютерного моделирования можно оценить масштаб потенциальной выгоды в случае успешной реализации барьерной технологии на промысле. С этой целью сформирован гипотетический вариант разработки участка нефтяной оторочки того же месторождения Восточной Сибири с использованием локальных непроницаемых экранов над нефтедобывающими скважинами. Искусственные экраны протяженностью 300 м (равной длине горизонтальных стволов) размещались на уровне ГНК, чтобы ослабить негативное влияние газовых конусов.
Результаты расчета варианта с локальными экранами показывают, что успешно реализованные мероприятия по созданию непроницаемых барьеров над добывающими скважинами, безусловно, позволят прирастить КИН. Величина прироста зависит от года разработки, но в любом случае она оказалась невелика: на конец 10-го года прирост КИН составляет
а б
Рис. 2. Распределение насыщенности фаз в расчетном элементе залежи на начало (а) и конец (б) закачки раствора полимера в темпе 50 м3/сут на скважину в течение 20 лет
0,6 % (абс.), на конец расчетного периода (50 лет) - 0,3 % (абс.).
Интересно сопоставить, как сказывается появление искусственных барьеров на динамике продвижения газа к забоям добывающих скважин (рис. 3). Хорошо видно, что первый скачок ГНФ (прорыв газа) по всем скважинам участка сглаживается наличием экранов, но в дальнейшем их влияние становится малозаметным. Динамика по отдельным скважинам различается, что, видимо, обусловлено величиной абсолютного значения поля проницаемости (вблизи скважин) и степенью его неоднородности.
Сравнительный анализ динамики интегральных показателей позволяет сделать вывод об относительно невысокой эффективности масштабного использования локальных экранов при разработке подгазовых зон нефтяных оторочек. Тем не менее выборочное применение данной технологии может оказаться более продуктивным. При этом технологические свойства экранов определяются главным образом плотностью и вязкостью агента, причем со временем вязкость должна изменяться от очень малой величины, определяемой требуемыми размерами экранов, до величин, обеспечивающих необходимую прочность экрана.
Гелеобразующие агенты
Неорганическая гелеобразующая композиция ГАЛКА®-НТМ и полимерная гелеобразующая композиция «Криогель-ПРО» характеризуются относительно невысокой начальной вязкостью и небольшим временем гелеобразования (см. табл. 1). Размеры экранов, получаемых закачкой этих агентов, можно оценить исходя из следующих соображений. Скорость изменения линейных размеров экрана определяется уравнением Дарси:
ёХ _ М тЬ'а
1 К АР
(4)
т$а ц X
где V - скорость фильтрации; т - пористость; sa - насыщенность порового пространства агентом; К - проницаемость; д - вязкость агента; АР - репрессия при закачке; Х - расстояние от контакта агент-газ до нагнетательной скважины. Отсюда получаем:
ч .2 К АР X (Г) =1--1,
(5)
где t - время.
Подставив в формулу (5) характерные значения пористости, проницаемости, начальной вязкости (вязкость: 2-3 мПас
<800
©
К 700 —
600
500
400
300
200
100
0
1 — без экрана - С ИСПОЛЬЗО] занием экрана
1
я
10
20
30
40
50
Время, лет
Рис. 3. Динамика газонефтяного фактора (ГНФ) по всем скважинам рассматриваемого участка нефтяной оторочки
0
для ГАЛКА®-НТМ и 40-100 мПас для «Криогеля-ПРО»), можно убедиться, что за время гелеобразования (порядка 20-40 ч) линейный размер экрана не превысит 20 м для ГАЛКА®-НТМ и порядка четырех-пяти метров для «Криогеля-ПРО». Это грубая оценка, так как не учтен коэффициент остаточной проницаемости и завышен градиент давления на контакте. Основная часть репрессии расходуется в окрестности нагнетательной скважины. Для ее уточнения необходимо более детально изучить фильтрацию гелей в неоднородном пласте, окружающем нагнетательную скважину. Однако даже из этой оценки вытекает невозможность создания протяженного экрана закачкой рассмотренных гелеобразующих агентов. ***
Таким образом, на физических моделях пласта применительно к геолого-физическим и горно-геологическим условиям типового НГКМ Восточной Сибири исследованы возможности создания и эффективность искусственных разделительных экранов. Разделительные экраны сформированы на насыпных моделях пласта с использованием следующих реагентов - формирователей экранов: водного раствора ПАА, композиции ГАЛКА®-НТМ и композиции «Криогель-ПРО». Эффективность созданных экранов оценена по величине давления «прорыва» экрана метаном и фактору остаточного сопротивления.
Анализ полученных результатов показал высокую эффективность экранирующих свойств композиций «Криогель-ПРО» и ГАЛКА®-НТМ, но слабую эффективность водного раствора ПАА. Разделительный экран из композиции «Криогель-ПРО» позволяет уменьшить проницаемость пористой среды более чем в 36000 раз.
Созданы геолого-фильтрационные модели элементов продуктивных пластов НГКМ Восточной Сибири, а также компьютерные модели физико-химической гидродинамики. На основании результатов математического моделирования показано:
• при закачке раствора полиакрилами-да в газовую часть НГКМ формирования протяженного низкопроницаемого барьера вдоль ГНК не происходит даже при отсутствии адсорбции полимера на стенках порового пространства и максимально возможной доле тупиковых пор;
• слой раствора полимера, размещенный каким-либо образом на поверхности ГНК, гидродинамически неустойчив и быстро перестает служить препятствием для прорыва газа к добывающей скважине;
• начальная вязкость и малая продолжительность гелеобразования агентов ГАЛКА®-НТМ и «Криогель-ПРО» не позволяют создать экраны с линейным размером более 10-20 м.
Список литературы
1. Закон РФ «О недрах» (в редакции Федерального закона от 3 марта 1995 г.
№ 27-ФЗ с изменениями на 3 июля 2016 г) / редакция действует с 3 октября 2016 г
2. Афанасьев В.А. Состояние, проблемы
и перспективы развития на многопластовых месторождениях Западной Сибири одновременно-раздельной эксплуатации скважин УЭЦН / В.А. Афанасьев, С.Н. Бастриков, В.А. Попов // Нефть и газ. -2015. - № 1. - С. 19-25.
3. ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки.
4. ГОСТ Р 53713-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки.
5. Алтунина Л.К. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений: обзор / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов // Успехи химии. - 2007. -Т. 76. - № 10. - С. 1034-1052.
6. Altunina L.K. Thermotropic inorganic gels for enhanced oil recovery / L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov // Oil & Gas Journal Russia. -2008. - № 5 (18). - P. 64-72.
7. Алтунина Л.К. Криогели для тампонажных работ в районах распространения многолетнемерзлых пород / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, С.Н. Долгих // Гидротехника. -2010. - № 3 (20). - С. 52-56.
8. ГОСТ 26450.2-85. Породы горные. Метод определения коэффициента абсолютной газопроницаемости при стационарной
и нестационарной фильтрации.
9. Копосов И.А. Петрофизика коллекторов нефти и газа: сб. тр. МИНХиГП / И.А. Копосов,
Я.Р. Морозович и др.; под ред. В.Н. Дахнова. -М.: Недра, 1975. - Вып. 115. - 286 с.
10. Морозович Я.Р. Новый прибор
для экспрессного определения открытой пористости / Я.Р. Морозович // Нефтегазовая геология и геофизика: экспресс-информация. -1975. - № 13. - С. 6-9.
12. Рассохин С.Г. Экспериментальное исследование процессов трехфазной фильтрации в термобарических условиях аптских отложений / С.Г. Рассохин, В.М. Троицкий, А.В. Мизин и др. // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 167-179.
11. Тер-Саркисов Р.М. Компьютеризированные установки многофазной фильтрации и их применение при разработке методов повышения конденсатоотдачи / Р.М. Тер-Саркисов, В.А. Николаев, С.Г. Рассохин и др. // Повышение углеводородоотдачи пласта газоконденсатных месторождений. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. -С. 27-38.
