По просьбе одного из посетителей форума делюсь тем, что знаю по этой теме.
О способности некоторых водорастворимых полимеров уменьшать проницаемость по воде в значтельно большей степени чем по нефти было известно ещё в 70-е. Тема была хорошо изучена в 90-е. Статья SPE 99371 даёт хороший обзор и объясняет в каких случаях имеет смысл эту технологию применять.
Мы внимательно изучали WaterWeb от Halliburton, тестировали его в лаборатории. Для знатоков химии это hydrophobically modified polymer based on dimethylaminoethyl methacrylate (polyDMAEMA). На карбонатных пластах не работает. По поводу успешного применения его на песчаниках есть статья производителя (SPE 165091). От операторов статей мало. Я нашёл только SPE 102711 от Pemex.
Наше начальство одобрило испытание на нескольких скважинах, но потом бюджет сократили и мы положили эту идею на полку до лучших времён.
А можно поинтересоваться температурой и давлением, в которых проводились исследования? Я правильно понял, что результат оказался неудовлетварительный?
На one petro можно наткнуться на case studies в терригенных и карбонатных породах, хотя надо признаться, что больше хороших результатов на терригенных породах. Все сервисники занимаются таким видом обработки, у каждой из них "уникальный" продукт который основан на так или иначе HPAM (hydrolized polyacrilamide). Есть французская контора Poweltec, которая помимо полимеров работают с микрогелями и другими химикатами. Хотя опять таки, скорее всего, все сервисные компании закупают химикат у одного и того же поставщика - SNF.
Наш МУН менеджер объяснял мне, но я не понял, чем это лучше обычного цемента?
Цемент лучше и надежнее, если есть возможность провести КРС, а так же ты точно знаешь откуда идет вода и в каком пропластке еще осталась нефть. а PRM treatment - это bullheading, т.е. закачка с поверхности в добывающую скважину этого самого полимера. в определенных случаях, это единственный способ воздействия на призабойную зону.
Мой вопрос, какой профит вообще от модификации фазовой проницаемости в том интервале, откуда идёт вода?
Лаборатория действительно показывает изменение, это беспорно. Но как только мы переходим на уровень пласта получается вот что - представим себе хотя бы линейный пласт длиной 200-500 метров, в каждой точке проходит допустим 50 кубов нефти и 300 кубов воды, вся эта масса жидкости доходит до конца пласта, который мы помазали модификатором и ...как в скважину 50 кубов нефти и 300 кубов воды поступало, так и поступит. Модификатор ухудшит продуктивность (*браво).
Второй кейс - неоднородный пласт, в котором часть слоев промыта и мы хотим провести РИР отсечением, ну чтож, вся эта полимерная шняга выносится рано или поздно, для высоких скоростей фильтрации трудно подобрать полимер, который будет "цеплятся" в пласте.
Тут цель в изоляции, какой смысл от изменения фазовой?
Совершенно верно подмечено про первый кейс. для удачного RPМ treatment'а подбор скважин-кандидатов - критический этап. в случае однородного пласта эта шняга работать не будет.
в случае неоднородного пласта при хорошем стимулейшне эффект может продолжаться от 3 до 12 месяцев.
А есть продукт, который можно качать с поверхности, чтоб он изолировал преимущественно водяную зону?
Температура около 100 C. Насчёт давления сходу не скажу, но не думаю, что оно в данном случае играет большую роль.
В песчанике долгосрочный эффект в лаборатории наблюдается.
Как я уже писал, SPE 99371 хорошо объясняет, что технология применима далеко не во всех случаях. Коротко говоря, для увеличения дебита нефти из песчаника с помощью RPM нужно, чтобы
Я бы к этому ещё добавил третий пункт: традиционные более надёжные методы по каким-то причинам не применимы или более дороги. Например, в скважине с насосом нет доступа к перфорациям, которые нужно изолировать. Закачка полимера с поверхности может быть дешевле подъёма насоса.
my bad. давление, конечно же, не играет особую роль.
на эффективность полимера, а особенно HPAM, очень сильно влияет соленость, ибо в соленой среде полимер просто не раскрывается и не зацепляется за стенки пор. при солености больше, чем 200 kpmm эффективность полимера значительно падает.
Постараюсь отписаться здесь, если появятся результаты испытаний, будь то лаба / испытания на скважине.
Мы тестировали как раз на воде с солёностью около 200 kppm -- эффект наблюдался и из общения с Halliborton сложилось мнение, что солёность не так уж важна. Мне более интересен вопрос смачиваемости породы. Мы тестировали на гидрофильном Boise sandstone, в котором макс. проницаемость по нефти больше, чем макс. проницаемость по воде. Лабораторные тесты Halliburon (опубликованные в SPE 165091) были сделана на Aloxite core, в котором вода была более мобильной, чем нефть. Наши результаты были не такие впечатляющие, как их, но тоже не плохие.
Здравствуйте. Вы на Саматлоре применяли? а можно статьи мне эти почитать?