ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ СНИЖЕНИЯ ВЯЗКОСТИ АЗОТА И ПРЕДОТВРАЩЕНИЕ ОБРАЗОВАНИЕ ВОДЯНОГО КОНУСА

АННОТАЦИЯ

С каждым годом отмечается постоянный рост месторождений со сложными геолого-физическими условиями, в том числе залежей, подстилаемых подошвенной водой. Малорентабельная, а порой и нерентабельная эксплуатация добывающих скважин приносит немалые убытки нефтедобывающим компаниям. Из опыта разработки нефтяных месторождений с подошвенной водой установлено, что образование конусов воды является одной из основных причин обводнения скважин.

Ключевые слова: скважина, образование конусов воды, прорыв воды в скважину, жидкий азот. продуктивный пласт.

Способ возбуждения скважины, пробуренной на месторождении, находящейся на поздней стадии разработки с высокой степенью обводненности может быть использовано в нефтяной промышленности для предотвращения образования конуса обводнения вокруг скважины и повышения отбора нефти из продуктивного пласта путем закачки жидкого азота в пласт. При разработке газонефтяной залежи при снижении пластового давления ниже начального вокруг скважины образуется конус воды и при прорыве воды в добывающую скважину скважина обводняется. Способ снижения поступления воды в нефтяные скважины, включающий нагнетание жидкого азота в пласт вокруг нефтяной скважины.

Наличие воды и газа в нефтяной залежи неизбежно, и их приток в скважину тоже, что приводит к образованию конусов воды или газа и преждевременному обводнению или увеличенному газосодержанию, что в свою очередь несёт за собой неприятные последствия и становится масштабной проблемой нефтедобычи.

В условиях статического равновесия, то есть до начала процесса вытеснения: газ, нефть и вода в пластах распределены в соответствии с их плотностями. В случае наличия свободного газа он располагается в верхней части залежи, образуя так называемую газовую шапку, за которой следует нефтенасыщенная часть пласта, подстилаемая подошвенной водой [4].

В процессе добычи это равновесие нарушается из-за создания градиентов давления, принимающих особенно высокие значения в призабойной зоне добывающих скважин. Наличие высоких градиентов давления приводит к изменению формы условных границ разделов фаз (т.е. водо-нефтяного и газо-нефтяного контактов), заставляя их изгибаться в сторону перфорационных отверстий скважины, через которые осуществляется добыча. При превышении градиентами давления (или перепадом давления между скважиной и пластом) определенного уровня может наступить прорыв воды и/или газа в скважину, в результате которого дебит нефти может резко сократиться, а добыча газа и/или воды стать неоправданно большой.

В процессе добычи, так как вода и газ обладают большей подвижностью и меньшей вязкостью, из-за создания разницы давлений, что наиболее ощутимо в призабойной зоне добывающих скважин, возникают конусы воды или газа, что вследствие приводит к прорыву их в скважину. Воду, поступающую в скважину, можно разделить на два типа: подошвенные воды, находящиеся в залежи изначально, и вода, поступающая из нагнетательных скважин, участвующая в поддержании пластового давления (ППД) [3].

Из-за более высокой подвижности газа и воды по сравнению с нефтью конусообразование может привести к дальнейшему сокращению охвата пласта процессом вытеснения и ухудшению условий добычи нефти (высокий газовый фактор, высокая обводненность добываемой продукции, низкий дебит по нефти и т.п.).

В случае напора подошвенной воды ввиду высокого пластового давления в водоносной области и пониженного давления на забое нефтяной скважины граница раздела испытывает значительный перепад давления. При этом линии тока будут ортогональны исходной поверхности вода-нефть и направлены вверх. Приближаясь к забою скважины, на уровне вскрытой толщины пласта они начинают отклоняться. Вытеснение нефти происходит за счет продвижения ВНК, сопровождаемого образованием конуса воды. Причина образования конусообразной формы поверхности раздела вода-нефть (нефть-газ или газ-вода) заключается в том, что величина вертикальной составляющей скорости продвижения ВНК принимает максимальное значение вдоль оси скважины. Качественно подобная форма поверхности раздела образуется и в случае, когда подошвенная вода не принимает участие в вытеснении или она малоактивна. При этом поток нефти (газа) к несовершенной скважине на расстоянии, большем одного-двух значений продуктивной толщины от ее оси (внешняя зона), можно считать плоскорадиальным, где линии тока располагаются параллельно кровле и подошве пласта.

Внутренняя зона характеризуется пространственным притоком, где линии тока искривлены. В результате такого искривления линий тока появляется вертикальная составляющая скорости фильтрации, значение которой возрастает с приближением к оси скважины. Наличие вертикальной составляющей приводит к подтягиванию поверхности раздела вода-нефть или газ-нефть, а ее уменьшение с увеличением расстояния от оси скважины обусловливает образование конусообразной формы границы раздела. Конус подошвенной воды или газа в данном случае может находиться в статическом равновесии и не оказывать существенного влияния на приток нефти к скважине.

Прорыв воды в скважину приводит к росту обводнённости добываемого флюида, то есть доля воды в добываемой нефти растёт, тем самым уменьшая коэффициент извлечения нефти (КИН). Также наличие воды в скважине способствует образованию коррозии на стенках насосно-компрессорных труб (НКТ). Самое неприятное в этом процессе, что его уже не остановить, обводненность будет только расти. Вместе с ростом обводненности меняется реологические свойства нефти. С ростом содержания воды создается устойчивая водонефтяная эмульсия. Вязкость такой эмульсии значительно выше вязкости нефти. Максимальные значения вязкости достигаются при обводненности 45–75 %. Из-за этого ухудшается работа насосов. Добыча высокообводненной продукции является экономически нерентабельной для большинства нефтяных скважин, такие скважины заносятся в бездействующий фонд [3].

Прорывы воды и газа оказывают негативное влияние, как на объёмы добычи нефти, так и на эффективность работы скважинного оборудования, что говорит об особой важности решения этой проблемы.

Вопрос об использовании неуглеводородных газов в процессе добычи нефти начал изучаться зарубежными компаниями, начиная с 1970-х годов. В то время для вытеснения нефти из скважин активно использовался СО2 и природный газ, так как они характеризовались высоким коэффициентом вытеснения нефти, однако ввиду их растущей стоимости и необходимости подачи их на месторождения в больших объемах было принято решение о переходе на более дешевый и простой в получении инертный газ азот.

В тот момент активно развивались криогенные технологии, позволяющие получать большие объемы азота высокой концентрации. На месторождениях строились криогенные воздушные станции большой мощности, позволяющие получать большое количество газообразного и жидкого азота. Однако такие станции требовали круглосуточного присутствия большого штата обслуживающего персонала, что было достаточно сложно обеспечивать на удаленных месторождения (особенно в северных широтах). Более того, такую станцию было совершенно невозможно транспортировать на другие объекты, поэтому по завершению работ на месторождении оборудование консервировалось. Помимо этого, стоит помнить, что далеко не на каждом месторождении есть постоянный доступ к большим электрическим мощностям – многие объекты и вовсе работают на дизельных генераторах.

С тех пор многое изменилось, и на смену дорогостоящим по сегодняшним меркам криогенным станциям пришли передвижные и стационарные адсорбционные и мембранные азотные станции.

Азот востребован во многих технологических процессах предотвращения образования водяного конуса.

Во-первых, азот применяется в технологическом процессе поддержания пластового давления. Путем нагнетания азота в газовую “шапку” нефтяной залежи удается добиться повышения коэффициента «гравитационного вытеснения нефти». Также азот, ввиду плохой смешиваемости с нефтью, постепенно становится барьером между нефтяной и газовой частями скважины, что дополнительно минимизирует риски негативных последствий их взаимодействия.

В ситуациях, когда имеет место быть «защемление» малоподвижной высоковязкой нефти, бурение дополнительных скважин может привезти к серьезным экономическим потерям для проекта. Поэтому в таких ситуациях азот используется для понижения вязкости нефти и повышения коэффициента «гравитационного вытеснения», что позволяет быстро и без серьезных затрат поднять на поверхность «труднодоступную» нефть.

При наличии больших запасов природного газа в газовой шапке и значительной выработке нефтяной части залежи, азот применяется для извлечения объемов природного газа путем закачки больших объемов внутрь скважины.

В подобных технологических процессах чаще всего используется газообразный азот, концентрацией от 95% до 99%. Как правило, речь идет об использовании нескольких тысяч кубических метров азота в час. Такие объемы производства газа для рынка в целом являются достаточно крупными, но для конкретной нефтяной отрасли не более, чем средними. Для получения газообразного азота в таких количествах, мы разворачиваем блочно-модульные мембранные станции, производительностью от 500 до 5000 нм3/ч.

Время выхода на рабочий режим азотной станции составляет от 15 до 60 минут (в зависимости от требуемой концентрации азота). После этого оборудование может работать в режиме 24/7 достаточно долгое время (вплоть до нескольких месяцев), прерываясь только на проведение технического обслуживания компрессорного оборудования. Но, как правило, такие объемы газа требуются для проведения конкретных локальных кратковременных работ, а в остальное время станция работает на средней мощности с возможностью выхода в режим ожидания.

Движение жидкого азота по внутренней трубе (НКТ диаметром 48 мм) сопровождается интенсивным кипением. Образующийся при этом холодный газообразный азот, двигаясь со скоростью 20-40 м/c, производит охлаждение внутренней трубы (это уменьшает последующие потери жидкого азота) и накапливается в верхней части затрубья. С целью доставки пачки жидкого азота на забой применяется его продавливание газообразным азотом. После этого производится сброс избыточного давления в колонне НКТ и запирание клапана-отсекателя, что приводит к задержке жидкого азота на забое, его нагреванию и последующему прорыву газообразного азота в пласт. Операции по доставке и запиранию пачки жидкого азота повторяются с целью более глубокого замораживания пласта. Этот процесс сопровождается появлением микротрещин вследствие образования льда в порах пласта. Под действием пластового тепла происходит обратное размораживание ПЗП.

Высокое давление, достигаемое в результате испарения азота, может привести к гидравлическому разрыву пласта и последующей фильтрации азота по системе трещин в пласт. В конце цикла обработки температура и давление рабочего агента на забое выравниваются с пластовыми, производится разблокировка задвижки, герметизирующей затрубное пространство, открытие пакера, происходит декомпрессионный сброс давления и самоочистка пласта в результате обратного движения пластовых флюидов. Для полной очистки затрубного пространства производится его продувка газообразным азотом, подаваемым по колонне НКТ. Цикл обработки повторяется. После проведения необходимого числа циклов осуществляются мероприятия по вызову и интенсификации притока.

Простыми словами – нефть и природный газ замещаются азотом, а полезные ископаемые под давлением выходят на поверхность.

Барьеры из жидкого азота препятствуют образованию конусов воды и нефти, что благоприятно отражается на выработке запасов нефти и газа, позволяя достигать приемлемые значения коэффициентов извлечения.

Список литературы:

1. Баженов, Е. А. Образование конусов воды и газа в добывающих скважинах / Е. А. Баженов. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2023. — № 8 (455). — URL: https://moluch.ru/archive/455/100303/ (дата обращения: 26.02.2023).
2. Билянский, К. В. Борьба с обводнением скважин / К. В. Билянский. — Текст: непосредственный // Молодой ученый. — 2020. — № 7 (297). — С. 16–18. — URL: https://moluch.ru/archive/297/67366/ (дата обращения: 26.02.2023).
3. Смолкин, А. П. Анализ мероприятий по снижению обводненности скважинной продукции на месторождениях Западной Сибири / А. П. Смолкин. — Текст: электронный // earchive.tpu.ru: [сайт]. — URL: (дата обращения: 27.02.2023).
4.  Образование водяных и газовых конусов. — Текст: электронный // studfile.net: [сайт]. — URL: (дата обращения: 27.02.2023).
5. Быкадоров, А. В. О влиянии конусообразования на процесс выработки запасов в массивных залежах с подошвенной водой / А. В. Быкадоров // Наука и производство. – 2012. – No 11. – С. 71-75.