ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Для оценки влияния адсорбции гидрофобных частиц на основные показатели разработки проведен сравнительный анализ вариантов разработки залежи, включающих обработку скважин гидрофобизирующими веществами и варианта разработки залежи без применения технологии. Произведено сопоставление следующих параметров: дебит нефти и воды добывающих скважин, коэффициент нефтеизвлечения, накопленная добыча нефти и воды.

Исходный вариант включал в себя разработку нефтяной залежи пятью скважинами, расположенными по пятиточечной системе, количество добывающих скважин – 4, количество нагнетающих – 1. Расстояние между скважинами составляло 400 м. Скважины вступают в работу с постоянным значением забойного давления: для добывающих – 12 МПа, для нагнетательной – 40 МПа. Период расчетов составил 25 лет.

Во втором варианте (рис. 4.а) проводилось моделирование закачки гидрофобизирующих веществ в пласт. Учет изменения поверхностных свойств осуществлялся модифицированием массива проницаемости и вязкости. Влияние гистерезиса смачиваемости на фильтрацию нефти учитывалось изменением фазовой проницаемости на основании предложенной теории ускорения фильтрации нефти [5]. На основании того что, в реальных условиях пласта распределение адсорбировавшегося вещества определить невозможно, распределение модифицированных ячеек проводилось по вероятностно статистическим законам. Цифрами 1 и 2 на рис. 4 показаны исходные и модифицированные ячейки модели.

В третьем варианте (рис. 4.б) моделировались условия обработки призабойных зон добывающих скважин. Модифицирование ячеек проводилось также как и во втором варианте. Так как в случае обработки забоев скважин, объемы закачиваемого реагента невелики, радиус зоны изменения свойств будет значительно меньше, чем во втором варианте.

Рис. 4. Расчетная модель (а-вариантII, б-вариант III)

Основные технологические показатели вариантов разработки модельной залежи представлены в табл. 2. Как следует из анализа вариантов

191

разработки, наилучшие показатели по добыче нефти и полноте выработки запасов достигаются по третьему варианту разработки.

Таблица 2

Основные технологические показатели вариантов разработки

Таким образом, структура адсорбированного слоя зависит от концентрации активного вещества в растворе. В интервале низких значений концентрации адсорбция ПАВ происходит с образованием «частичного» адсорбционного слоя. Увеличение концентрации приводит к полному заполнению поверхности молекулами ПАВ (образование насыщенного монослоя). Дальнейшее повышение концентрации приводит к эффекту «замасливания» поверхности, т.е. образованию на поверхности твердого тела нескольких адсорбционных слоев.

Анализ основных показателей разработки по результатам моделирования показал повышение значения коэффициента извлечения нефти при значительном снижении объемов добычи воды для вариантов со «случайным» распределением адсорбционного слоя.

Список литературы

1.Возможности повышения конечного нефтеизвлечения за счет обработок нагнетательных скважин материалом «Полисил»/ Грайфер В.И., Колесников А.И., Шарбатова И.Н. и др.// Нефтяное хозяйство.– 1999. – №5. – С. 44-46.

2.Исследование коллоидно-химичеких свойств и анализ результатов опытно промышленных испытаний композитного гидрофобизатора «Татно-2000» / В.Г. Козин, И.Н.,Дияров, Н.Ю. Башкирцева и др. // Нефтяное хозяйство. – 2004. – №11. –

С.72-75.

3.Адсорбция реагента ОП-10 в условиях Арланского месторождения / Р.Х. Алмаев, А.Л. Штангеев, Т.Н. Максимова и др. // Нефтяное хозяйство. – 1988. – №6. –

С.57-59.

4.Периодическая адсорбция гидрофобных частиц на стенках капилляров в процессе фильтрации / Р.Ш. Салихов, Ю.В. Пахаруков, В.Н. Осташков и др. // Естественные и технические науки. –2012. –№1. – С.169-172.

5.Салихов Р.Ш., Пахаруков Ю.В., Алимханов Р.Т. Эффект ускорения переноса нефтяных капель при периодической гидрофобизации капилляров // Естественные и технические науки. – 2012. – №1. – С.173-175.

192

где ρг, ρв плотность газа и жидкости при нормальных условиях (температура 20°C и давление 0,1 МПа), кг/м3; Gв/Gц = т – водоцементное отношение (в/ц); α = Vг/Vв – степень аэрации тампонажной смеси; Vг,Vв объем газа и жидкости, м3; k безразмерный коэффициент, равный отношению веса ПАВ к весу воды, k = (0,2 3%)Gв; h безразмерный коэффициент, равный отношению веса ПАМС к весу воды, h = (2 25%)Gв (на основании известных ГЖТС с включением ПАМС [4, 5]).

На рис. 1 представлены расчетные значения удельной теплоемкости ГЖТС и ГЖТС с ПАМС в зависимости от в/ц и степени аэрации.

Рис. 1. Зависимость удельной теплоемкости ГЖТС без микросфер и с включением ПАМС (h = 0,2) от в/ц (m) и степени их аэрации (α)

Удельная теплоемкость ГЖТС интенсивно возрастает при увеличении в/ц и практически остается без изменений при росте степени аэрации. Причем, полученные значения удельной теплоемкости для тампонажных составов с содержанием ПАМС несколько ниже аналогичных значений для аэрированных смесей без микросфер. Схожие результаты были получены при изменении значений h и СПАМС (среднее значение для ПАМС составляет 880÷1700 Дж/(кг°С)). Отсюда следует, что данные величины ввиду относительно малых значений не оказывают большого влияния на теплоемкость смеси. Наряду с этим, повышение содержания в ГЖТС количества воды, теплоемкость которой по сравнению с остальными компонентами достаточно велика, ведет к росту теплоемкости всей системы.

Ввиду невысокой плотности и наличия полых ячеек, заполненных газом, ГЖТС обладают более низкими значениями теплопроводности, нежели обычные тампонажные растворы. Для оценки теплопроводности ГЖТС целесообразно будет использование модели обобщенной проводимости гетерогенных систем [6].

194

Дульневым Г. Н. и Заричняком Ю. П. (1974) было предложено эффективную теплопроводность гетерогенных растворов с замкнутыми включениями компонентов находить путем последовательного приведения структуры многокомпонентной смеси к бинарной. ГЖТС является системой, состоящей из газожидкостной смеси (ГЖС) и цемента. Поэтому можно сначала оценить эффективную теплопроводность ГЖС, а потом ГЖТС.

Эффективную теплопроводность ГЖС и ГЖТС можно рассчитать с помощью модели предложенной Оделевским В. И.:

где λж, λг, λц теплопроводности жидкости затворения, газа и цемента соответственно, Вт/(моС). Вводимый безразмерный коэффициент т* равен:

Для ГЖТС с включением микросфер эффективная теплопроводность также может быть определена путем приведения данной системы к двухкомпонентной, в которую будут входить ГЖТС и ПАМС:

где λм теплопроводность ПАМС, Вт/(моС). Безразмерный коэффициент r, вычисляется следующим образом:

где ρм, ρц, ρж соответственно плотность микросфер, цемента и жидкости затворения, кг/м3.

По полученным расчетам были построены графики зависимости эффективной теплопроводности ГЖТС без и с микросферами от степени их аэрации и в/ц (рис. 2).

Рис. 2. Зависимость эффективной теплопроводности ГЖТС с (ПАМС 10% от массы твердой фазы) и без микросфер от в/ц (m) и степени аэрации (α)

195

го аэрированного цементного камня. Добавка микросфер, как отмечается в работах [4, 5], увеличивает прочность и понижает газопроницаемость формируемого тампонажного камня, а также повышает устойчивость и сокращает сроки схватывания ГЖТС.

Таблица 1

Зависимость коэффициента температуропроводности ГЖТС с ПАМС (10% от массы твердой фазы) и без них от в/ц и степени аэрации

Целью дальнейших исследований является разработка оптимальных тампонажных составов ГЖТС с добавлением ПАМС, предназначенных для крепления скважин в криолитозоне.

Список литературы

1.Кудряшов Б.Б., Яковлев А.М. Бурение скважин в мерзлых породах М.:

Недра, 1983. 286 с.

2.Медведовский, Р.И. Строительство и эксплуатация скважин на нефть и газ в вечномерзлых породах М.: Недра, 1987. 220 с.

3.Казаков Е.Г., Карнеева Н.С., Пахаруков И.Ю. О механизме повышения прочности тампонажного камня, содержащего алюмосиликатные микросферы // Терри-

тория нефтегаз. – 2007. – № 12. – С. 26-29.

4.Цыцымушкин П.Ф., Горонович С.Н., Хайруллин С.Р., Цыцымушкин А.П. Тампонажный пеноцементный состав // Патент на изобретение 2176308 РФ 27.11.2001.

5.Фефелов Ю.В., Кузнецова О.Г. и др. Способ изоляции интервалов высокоинтенсивных поглощений в скважине и аэрированный тампонажный раствор для его осуществления // Патент на изобретение 2379474 РФ 20.01.2010.

6.Яковлев А.А. Газожидкостные промывочные и тампонажные смеси (комплексная технология бурения и крепления скважин) – СПб.: СПГГИ, 2000. – 143 с.

197

УСТРОЙСТВА КОНТРОЛЯ ПРИТОКА ДЛЯ ЗАКАНЧИВАНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ БОКОВЫХ

СТВОЛОВ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Журавлев О.Н. 1, Нухаев М.Т. 1,2, Щелушкин Р.В.1, Волков В. Ю.3, 1ООО «ВОРМХОЛС Внедрение», г. Москва,

2Сибирский федеральный университет, г. Красноярск, 3МГТУ им. Н.Э.Баумана, г. Москва

Введение

Еще до недавнего времени основной вклад в горизонтальное бурение в России был обеспечен за счет освоения новых крупных месторождений в Восточной Сибири. Однако за последние годы данная тенденция меняется за счет увеличения вклада старых регионов нефтедобычи в Западной Сибири, что обусловлено необходимостью освоения трудноизвлекаемых запасов в этом регионе для поддержания добычи. Одним из факторов роста стало увеличение количества операций по строительству боковых стволов на бездействющих скважинах. За последние годы количество операций по зарезке боковых столов (ЗБС) в России выросло в разы. Такой внушительный рост объясняется желанием добывающих компаний максимизировать добычу в период значительных цен на нефть за счет сокращения бездействующего фонда и увеличения дебитов добывающего фонда нефтяных скважин. Операции ЗБС показали свою эффективность при выводе скважин из бездействия и подключении новых пластов к разработке на старых скважинах. По опыту Западной Сибири, при строительстве боковых стволов, проходка горизонтальной скважиной по коллектору составляет от 200 до 500 метров. В случае месторождений с контактными запасами это грозит преждевременными прорывами воды и газа по высокопроницаемым зонам. Данная статья посвящена созданию новых Российских систем заканчивания горизонтальных скважин при ЗБС для выравнивания профиля притока и возможного предотвращения прорывов воды и газа.

Обзор устройств контроля притока

За последние несколько лет в России на различных месторождениях было проведено несколько опытно-промышленных работ и началось внедрение пассивных систем контроля притока зарубежных производителей для оптимизации работы законченных открытым стволом скважин. Данные системы представляют собой противопесочные фильтра с установленными на них устройствами контроля притока (ICD). Эти устройства создают дополнительные перепады давления (либо за счет трения, либо гидравлически, либо их комбинацией) по длине скважины [1]. Устройства устанавливаются один раз на все время работы скважины и не могут заменяться в процессе ее эксплуатации. Таким образом, в различных участках скважины можно установить различные сопротивления потоку из пласта в

198

скважину. С помощью разделения скважины заколоннымипакерами на сегменты стараются добиться отсутствия перетоков между ними (рис. 1).

Рис. 1 Схема заканчивания горизонтальной скважины ЗБС

При разработке месторождений горизонтальными скважинами большой длины, а также при значительных дебитах, существенным становится влияние перепада давления в стволе скважины. Потери давления за счет трения могут достигать значения величины депрессии, что может ограничивать оптимальную длину горизонтального участка и приводить к значительной разнице в депрессии на пласт в зонах пятки и носка скважины. Такая разница может приводить к прорывам подошвенной воды в пяточной области скважины в случае водоплавающей залежи, или газа при разработке подгазовой зоны. Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока позволяет нивелировать разницу давления в стволе скважины и выровнять профиль притока [2]. В случае, когда горизонтальная скважина проходит по неоднородному по фильтрационным свойствам пласту, высока вероятность быстрого прорыва газа или воды по высокопроницаемым зонам (зонам с повышенной трещиноватостью). Использование систем заканчивания с устройствами контроля притока дает возможность “прижать” высокопроницаемые зоны и, тем самым, интенсифицировать приток из низкопроницаемых участков. Это позволяет выровнять профиль притока по всей длине скважины и предотвратить ранние прорывы газа/воды [3].

199

На сегодняшний день на рынке нефтегазового оборудования представлены два основных типа устройств контроля притока, производимых зарубежными компаниями, использующих различные механизмы создания дополнительного сопротивления притоку из пласта, - трубочно-винтовой и штуцерный. В работе [4]приводится описание принципов работы и характеристики данных систем, анализируются их преимущества и недостатки. В качестве основных недостатков трубочно-винтовых систем контроля притока указывается высокий риск раннего закупоривания винтовых каналов. Основным же недостатком штуцерных систем контроля притока является то, что поток флюида, проходя через штуцер, приобретает очень большую скорость, что, в свою очередь, значительно повышает риск эрозии оборудования. Расточка штуцеров в результате эрозии может привести к быстрому снижению способности оборудования создавать сопротивление потоку, что, в свою очередь, может существенно ухудшить показатели работы скважины. Для устранения вышеописанных проблем возникла задача о создании системы заканчивания скважин нового поколения, которая учитывала бы недостатки существующих систем контроля притока.

Разработка нового типа устройства контроля притока

Для повышения эффективности работы систем заканчивания, ООО «ВОРМХОЛС Внедрение» разработало новое поколение устройств контроля притока (УКП) – «Мягкий дроссель». Данное устройство представляет собой противопесочный проволочный фильтр и камеру УКП с сетью каналов для протока жидкости (рис. 2).

Рис. 2 Устройств контроля притока (УКП) – «Мягкий дроссель»

200