Повышение компонентоотдачи в условиях разработки нефтегазоконденсатных месторождений

Тюменский ГНГУ, г. Тюмень, Россия

РГУ нефти и газа им. Губкина, г. Москва, Россия

• Е-    mail авторов: krasnova.spe@gmail.com

На современном этапе основными причинами осложняющими разработку нефтегазоконденсатных и нефтегазовых залежей являются:

• -    условия совместного залегания в пласте нефти и газа, резко различающихся по компонентному составу и физическим свойствам, процесс извлечения которых сопровождается фазовыми переходами и различной компо-нентоотдачей;

• -    гидродинамической связью нефтяной залежи с газовой шапкой и водонасыщенным пластом, которая обуславливает подвижность газонефтяного и водонефтяного разделов в окрестности скважин;

• -    относительной близостью расположения интервала перфорации к газонефтяному и водонефтяному разделов при разработке нефтяной залежи;

• -    снижение давления пласта приводящей к проявлению ретроградой конденсации, предопределяющее пластовые потери конденсата.

В настоящее время при разработке таких залежей предложенные технологии можно классифицировать следующим образом:

• -    установление оптимальных технологических режимов работы добывающих скважин (выбор оптимального интервала перфорации);

• -    одновременно- раздельный отбор флюидов;

• -    создание искусственных газо- и водоизолирующих экранов различными композициями (с закреплением в прискважиной зоне пласта).

• -    Возможны также комбинации выше перечисленных технологий. На основании анализа причин загазовы-вания добывающих скважин, эксплуатирующих пласт АС_9-11 Лянторского месторождения рассматривается технология создания «искусственных экранов». Наиболее эффективными для создания «экранов» в области ГНК на участках монолитного строения месторождения явились следующие газоизолирующие композиции:

• -    водорастворимый тампонажный состав (ВТС-1. ВТС-2) на основе гликолевых эфиров кремнийограниче-ских соединении. успешность 75%;

• -    вязкоупругий состав на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров (ВУС, ГОС), успешность 60%;

Вышеперечисленные составы обладают селективными свойствами воздействия на загазованный интервал залежи. Выполненные опытно-промысловые испытания с использованием водорастворимого состава проводились на скважинах, находящихся в консервации из-за высокого газового фактора. Данный состав в пластовых условиях в широком диапазоне температур вступает в реакцию гидролитической поликонденсации с образованием геля элементоорганических полимеров. Мероприятий по ограничению прорыва газа проводились на следующих скважинах №№ 1401, 1505, 1508, 1694, 2147, 2245, 2279, 2562, 2570, 4511, 4513. В каждую скважину закачивалось от 2 до 6 м3 композиции. В результате средняя продолжительность эффекта составила от 10 дней до 3 месяцев. Следует отметить, что после РИР безгазовый период очень мал, в среднем составил 30 дней. В скважинах №№ 2570, 4511, 4513 после проведения работ положительный результат не получен. Отрицательные результаты следует связать с недостаточным количеством закачиваемого водорастворимого тампонажного состава, вследствие чего газоизо-лирующии экран не образует вблизи забоя скважины непроницаемых экранов и не блокирует пути фильтрации газа. Достичь положительный результат удалось при увеличении экрана. Так, на скважине №6036 последовательно было закачено воды сеноманского горизонта в объеме 85 м3 и водорастворимого тампонажного состава до 8 м3. Положительный результат РИР был достигнут и продолжительность эффекта составила 6 месяцев.

Применение вязкоупругого состава на основе высокомолекулярных водорастворимых полимеров в качестве газоизолирующей композиции было апробировано на скважинах Уренгойского месторождения №№ 2569, 3201, 3221, 3225, 3230. Изоляция притока газа в нефтяные скважины достигается в результате адсорбации и механического удерживания молекул полимера в пористой среде путем создания вязкоупругой структуры, обеспечивающей блокирование зоны фильтрации газа [1]. По скважинам 3201, 3225 получен кратковременный изоляционный эффект. По остальным скважинам положительного результата не получили. Отрицательные результаты следует связать с малым количеством газоизолирующего состава, не способного полностью перекрыть основание газового конуса. Учитывая низкую стоимость и хорошую фильтрационную способность вязкоупругого и гелеобразующего составов, работы с ним продолжать целесообразно, одновременно увеличивая количество и адгезионные свойства вязкоупругого состава.

Таким образом, установлено, что закрепление ВУС в пласте водорастворимым тампонажным составом, обладающим большой адгезионной способностью, увеличивает безгазовый период эксплуатации скважин. Основной причиной низкой эффективности явилась малая протяженность и толщина (мощность) газоизоляционного экрана.