Повышение эффективности разработки Федоровского газонефтяного месторождения с помощью физико-химических методов. Часть 3

1  2  3

---

2.1.1. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ

 

ПАВ – это молекулы с асимметричной структурой, состоящей из гидрофильной группы и гидрофобного радикала. Такая дипольная молекула может определённым образом ориентироваться в поровой среде, насыщенной нефтью и водой. Полярная часть молекулы (гидрофильная группа) ориентируется на полярную фазу (воду), а неполярная часть молекулы (гидрофобный радикал) – в сторону нефтяной фазы. [1]

При добавлении к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активного вещества, существенно снижается поверхностное натяжение на контакте нефть-вода и повышается гидрофильность поверхности зёрен горных пород-коллекторов. Кроме того, если какая-то часть остаточной нефти в заводнённой области пласта находится в виде глобул, застрявших в сужениях пористой среды, и под действием градиентов давления не может двигаться, то со снижением поверхностного натяжения эти глобулы будут легче деформировать поверхность и продвигаться через сужения пор. [3]

 

2.1.2. Полимерное заводнение нефтяных пластов

 

При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой, текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи используют водные растворы полимеров. В качестве полимера, закачиваемого в нефтяные пласты, чаще всего применяют полиакриламид (ПАА). Молекулярное строение ПАА таково, что молекулы этого вещества схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. Молекулярная масса полимеров порядка 10⁶. В определённых условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях цепочка может быть свёрнутой в клубок или шар. Молекулы полимера, продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы «цепляются» за зёрна этой среды, создавая дополнительной фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зёрнах поверхности пород. [3]

 

2.1.3. Щелочное заводнение

 

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью и породой. Практически все пластовые нефти содержат в своём составе активные компоненты – органические кислоты. При взаимодействии щелочных растворов с нефтями, содержащими органические кислоты, в пласте образуются новые ПАВ, которые значительно снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз (нефть-раствор щёлочи) и увеличивают смачиваемость породы водой. Важным элементом механизма метода щелочного заводнения является изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счёт адсорбции органических кислот на поверхности породы из нефти. Применение растворов щёлочи – один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т.е. гидрофилизации пористой среды, что повышает эффективность вытеснения нефти.

Щелочные реагенты могут привести к увеличению нефтеотдачи также за счёт образования эмульсий. Образование эмульсии даёт дополнительную нефть, по крайней мере, за счёт двух факторов: уменьшения отношения подвижностей, т.к. многие из этих эмульсий имеют более высокую вязкость, и солюбилизации и улавливания нефти в текущем водном потоке. Первый механизм повышает коэффициент вытеснения и охвата, как и любой другой агент, регулирующий подвижность. [4]

 

2.1.4. Потокоотклоняющие технологии

 

Потокоотклоняющие технологии относятся к физико-химическим методам увеличения нефтеотдачи. Работы по выравниванию профиля приемистости, иначе говоря, расхода вытесняющего агента, в нагнетательных скважинах направлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей. Главные цели выравнивания — увеличение охвата пласта заводнением по толщине, перераспределение объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом. Перед процессом проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований, в том числе с применением индикаторов. Для ограничения либо полного отключения воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы пласта или пропластка по толщине, обработки проводят с применением временно изолирующих материалов. Это могут быть суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы. Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной, до обработки, приемистости обрабатываемого интервала пласта. В случае необходимости проводят работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых пропластов.

Суть метода: для изменения направления фильтрационных потоков путем закачки водоизолирующих составов в высокопроницаемые промытые зоны с целью их изоляции и образования водонепроницаемого экрана, тем самым направляют потоки в низко проницаемые пропластки.

Главная цель на данном этапе — изоляция водонасыщенной трещины специальным химическим веществом – гелантом. Это достигается путем продавки геланта в матрицу по трещине и размещение геланта в водопромытую часть матрицы с последующей сшивкой. После процессов сшивания геланта, образовавшийся гель изолирует эту часть. И это приводит к увеличению охвата заводнением.

Движение жидкости по объекту, вероятнее всего, осуществляется по разветвленной сети трещин с линейным характером фильтрации закачиваемой воды. Исследования, проводимые на высокоприемистых скважинах, показывают, что значения проницаемостей, рассчитанных из скоростей прихода индикатора, варьируются в широком интервале и достигают значений в 388 мкм², что на несколько порядков превышает проектное значение проницаемости 0,471 мкм², т.е. выявленные каналы фильтрации относятся к развитым трещиноватым системам высокопроницаемых каналов.

Второй этап включает в себя непосредственное воздействие на матрицу. После того как мы изолировали трещины, можно начинать процессы увеличения вязкости воды. Это достигается путем полимерного заводнения. Тем самым мы выравниваем фронт вытеснения с проникновением полимера в низкопроницаемый интервал. И дальнейшее вытеснение нефти будет происходить из плохо дренируемых областей, так как, увеличивая вязкость вытесняющего агента, мы увеличиваем коэффициент охвата. [5]

Рисунок 2.1. Схема размещения геланта

 

2.2. Выбор метода увеличения нефтеотдачи

 

Основными критериями подбора объектов и осадкогелеобразующей технологии воздействия на пласт являются приемлемая величина прогнозируемого экономического эффекта вследствие снижения объема попутно добываемой воды и дополнительной добычи нефти. По результатам исследовательских работ выявлена группа геолого-промысловых факторов и определены их значения, обеспечивающие выполнение этого критерия с высокой вероятностью. Этими факторами, в основном, являются:

1. Обводненность продукции скважин на участке предполагаемого воздействия – более 80%.
2. Выработанность НИЗ на участке воздействия – не менее 0.8.

Основным требованием к рекомендуемым технологиям является обеспечение создания коллоидных систем в пластовых условиях. Диапазон значений основных геолого-промысловых факторов, при которых эффективность применения ОГОТ в 1994-1995 годах была приемлемой, приводится в табл.2.1. Эти результаты позволяют определить залежи, на которых может быть достигнут удовлетворительный эффект от внедрения технологий.

Таблица 2.1 – Основные геолого-промысловые условия применения ОГОТ

 

В настоящее время можно утверждать, что осадкогелеобразующие технологии применимы для всех нефтегазоносных комплексов (НГК), разрабатываемых в АНК «Башнефть».

Многообразие видов воздействия и широкий спектр достигаемых целей, большое количество технологий и их модификаций привели к необходимости разработки принципов системного проектирования воздействия на пласт осадкогелеобразующими технологиями.

Основными принципами, реализуемыми при системном проектировании воздействия на пласт, являются:

1. Проведение геолого-промыслового анализа. Оценка величины факторов, влияющих на эффективность воздействия ОГОТ.
2. Задание основных показателей технологической и экономической эффективности, достигаемых при применении ОГОТ (дополнительная добыча нефти, расчетное и фактическое снижения объемов попутно добываемой воды, снижение обводненности добываемой нефти, увеличение извлекаемых запасов нефти, получение дополнительной прибыли НГДУ, снижение себестоимости добычи нефти).
3. Анализ результатов геолого-промысловых, геофизических и гидродинамических исследований.
4. Технико-экономическая оценка ожидаемых результатов воздействия по нескольким альтернативным технологиям (дополнительная добыча нефти, снижение объема попутно добываемой воды, чистая прибыль НГДУ, затраты на воздействие).

Выбор характера воздействия, который определяет: вид воздействия (обычное или системное с включением ОПЗ реагирующих скважин), его масштаб (очаг, участок или залежь), скважины воздействия (нагнетательная, добывающая, нагнетательная добывающая), способ воздействия (селективная изоляция промытых пластов, снижение проницаемости промытых пропластков в ПЗ, снижение промытых участков пласта в межскважинной зоне). [13]

Определение оптимальных параметров воздействия с использованием
математических моделей (объем осадка, композиции, продавочной жидкости, давление закачки).

1. Составление оптимальной рецептуры закачиваемой осадкогелеобразующей композиции из известного набора химреагентов (жидкое стекло, соль кремниевой кислоты, алюмохлорид, кальцинированная и каустическая сода, гивпан, полиакриламид, глинистый порошок, лигнин).
2. Составление рабочих планов осуществления технологического процесса и проведения промысловых и геофизических исследований.
3. Подготовка и передача в НГДУ документов на внедрение технологий:

— рабочие программы проведения воздействия на пласт;

— инструкции по технологиям, согласованные с Госгортехнадзором;

— ТУ на реагенты;

— рабочие планы на технологический процесс по каждой скважине воздействия;

— технико-экономическая оценка ожидаемого результата воздействия на пласт;

— патентный формуляр на технологию воздействия и применяемые композиции.

Проведём проверку соответствия основных физико-химических методов на объекте АС_4-8 по критериям применимости (таблицы 2.2) [1].

Таблица 2.2. Проверка соответствия основных физико-химических методов по критериям применимости

По данным критериям на объекте подходит только полимерное заводнение. Остальные методы не подходят по двум критериям: нефтенасыщенность и солёность пластовой воды.

Учитывая высокую неоднородность объектов, значительную их обводнённость и то, что месторождение находится на поздней стадии разработки, полимерное заводнение можно усовершенствовать путём применения метода выравнивания профиля приёмистости, так как его применение значительно влияет на коэффициент охвата как за счёт водоизоляции, так и за счёт последующего применения полимерного заводнения. Проведём проверку его применимости потокоотклоняющих технологий (таблица 2.3) [5].

Таблица 2.3. Проверка применимости метода потокоотклоняющих технологий

В качестве агента зачастую применяются полимергелиевые соединения ПГС «Ритин», поскольку данные соединения характеризуются большой надёжностью, длительной стабильностью и высокой эфективностью, при этом можно отметить простоту соединений, относительную дешевизну материалов и проверенную методику расчётов [6].

Также, как более совершенный, дорогой и сложный метод можно применять полимер-дисперсные соединения.

Рассмотрим обе методики.

 

2.3. Описание метода и механизм вытеснения ПГС «Ритин»

 

ПГС «Ритин» — это гелевая система однокомпонентного состава, основой которой является полимерный материал, т.е. специально обработанный полиакриламид, который закачивается в растворенном водном растворе через нагнетательную скважину в наиболее обводненные нефтяные пласты. Основными отличающими свойствами «Ритина» является его высокая термоокислительная устойчивость, устойчивость к разрушению под механическим воздействием, длительная стабильность в пластовых водах с высокой минерализацией и сохранность технологических свойств при долговременном хранении.

ПГС «Ритин» это однокомпонентная полимер-гелевая система, которая способна существенно изменять свои реологические свойства вследствие набухания в воде и увеличения первоначальных размеров частиц полимера в десятки и сотни раз. Обратим внимание, что водная дисперсия, в исходном состоянии содержит частицы полимера малого размера, т. е. обладает проникающей способностью по отношению только к трещинам и крупным порам породы. После набухания гель-частицы полимера способны значительно снизить проводимость этих каналов, изолировать пропластки суперколлекторов и направить закачиваемую воду в менее проницаемые интервалы. То есть физика ВПП в данном случае имеет закупоривающий кольматирующий характер: полимер-гелевые частицы закачиваемого раствора, а точнее суспензии, попадая в водопроводящие высокопроницаемые каналы и трещиноватые пропластки, закупоривает их при разбухании полимеров. Следует отметить, что полимер и «Ритин» практически не подвержен термоокислительной деструкции. [7]

Основное назначение водного раствора «Ритина» — закачать его выскообводненные участки и тем самым снизить непроизводительную закачку воды через эти участки; при этом снизить обводненность и сохранить объемы добычи нефти в добывающих скважинах; а при постоянной производительности глубинного насоса, который спущен в эти добывающие скважины, увеличить их дебит нефти [8].

Технология ПГС «Ритин» относится к «мягким» технологиям, это значит, что уменьшение проницаемости высокопроницаемых интервалов пласта имеет относительно короткий эффект вследствие того, что:

1. Вязкоупругие свойства ПГС приводят к селективной изоляции промытых нагнетаемой водой интервалов. Полимерно-гелевая система избирательно продвигается по водопромытым интервалам пласта. Это продвижение обусловливается динамичностью частиц геля, перемещающихся по поровым каналам коллектора, преодолевая узкие каналы, вытягиваясь в нити, а в участках с хорошей проницаемостью снова принимают форму глобул.
2. ПГС «Ритин» распадается после 1,0…1,5 лет воздействия на продуктивный пласт.

Именно поэтому его применяют почти на всех этапах разработки залежей, для объектов, имеющих низкую выработку запасов нефти и высокую неоднородность по проницаемости [9].

Данная композиция используется на нефтяных месторождениях для закачки в нагнетательные скважины, после чего происходит выравнивание профиля приемистости и рост дебита по нефти, понижение обводненности реагирующих добывающих скважин и повышение конечного коэффициента извлечения нефти. Получение ПГС «Ритин» происходит через затворение реагента в воде. Данная система является взвесью вязкоупругих частиц гидрогеля, имеющего размер 0,5…5 мм в воде, закачиваемого пласт через в нагнетательные скважины. При обработке пласта ПГС «Ритин» создает дополнительное фильтрационное сопротивление. После чего закачиваемая вода отклоняется в низкопроницаемые интервалы, частицы устремляются в зоны минимального гидродинамического сопротивления, заполняя наиболее крупные обводненные поры, каверны и трещины. Все это в конечном итоге приводит к выравниванию фронта вытеснения, что благоприятствует вовлечению в разработку не охваченных дренированием или плохо дренируемых пропластков, и как следствие, происходит повышение степень выработанности запасов нефти. Способность частиц гидрогеля деформироваться из сферы в тонкие нити и обратно при их значительной вязкости приводит к существенному замедлению движения оторочки по пласту, а высокая термостабильность и солестойкость обеспечивают более длительное время эффективной работы оторочки по сравнению с ранее применяемыми технологиями. Раствор закачивается циклами циклами по 50-60 м³. Между циклами происходит закачка такого же объем технической или пресной воды. Водный раствор «Ритина» необходимой концентрации и небходимого объема закачивают в нагнетательную скважину, после этого происходит ее остановка на определенное время, например на 1 сут. Данный технологический простой нагнетательной скважины очень важен. Считается, что за время остановки нагнетательной скважины водный раствор «Ритина» приобретает состояние геля и становится малоподвижным. Другая версия говорит о том, что за время остановки нагнетательных скважин из необводненных нефтяных слоев, имеющих высокое давление закачанный раствор «Ритина» переместится в высокообводненные нефтяные пласты, имеющих низкое давление. Необходимо отметить, что нельзя не замедлять вытеснение нефти по необводненным прослоям и замедлять движение воды по обводненным прослоям [10].

 

2.4. Описание технологии полимер-дисперсного заводнения

 

Закачка полимер-дисперсных систем (ПДС) является наиболее распространенным и высокоэффективным способом увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений путем регулирования процессов заводнения. Сама идея, начало и становление этих работ принадлежат проф. А.Ш. Газизову, развитие метода применительно к разнообразным геологическим условиям д.т.н. А.А. Газизову [11]. Другие же исследователи, применяющие различные композиции для реализации этой идеи, по существу работали над совершенствованием методов, но сущность всех их оставалась одна — повышение охвата залежи заводнением за счет повышения фильтрационного сопротивления заводненных зон пласта. [13]

Принцип действия ПДС на нефтеводонасыщенную породу основывается на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора. При взаимодействии полимеров и частиц глинистой суспензии, а также дисперсных частиц пород продуктивного пласта в пористой среде и трещинах с водой образуются полимерминеральные комплексы, обладающие водоизолирующими свойствами. Превращение дисперсных частиц в водоизолирующую массу приводит к значительному увеличению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, снижению степени неоднородности пласта по проницаемости и росту охвата его заводнением.

Под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков как по разрезу, так и по площади залежи, подключение в процесс разработки неработающих прослоев, а в итоге — увеличение конечной нефтеотдачи на 1,5 — 5%.

В технологическом отношении способ заключается в последовательном нагнетании в высокообводненный и промытый водой пласт слабоконцентрированных растворов полимеров и водной суспензии глины. В механизме образования ПДС в пластовых условиях важную роль играет полимер, под воздействием которого происходит флокуляция частиц глины с потерей гравитационной устойчивости. Наличие ионогенных групп в полимерной цепи обеспечивает достаточно высокую адгезионную связь ее не только с поверхностью пор и трещин, но и с твердыми частицами пород и частицами глинистой суспензии. Являясь полифункциональными, они оказывают различное воздействие на устойчивость твердых частиц. [12]

Применение полимер-дисперсных систем основано на повышении фильтрационного сопротивления обводнению. Механизм воздействия ПДС заключается в уменьшении проницаемости обводненных интервалов пласта в результате осаждения полимер-минеральных комплексов на стенках пор вследствие флокуляции глинистых частиц полимерами (полиакриламидами).

Механизм действия ПДС подтвержден результатами физико-химических исследований, математического и физического моделирования пластовых процессов.

Седиментационным анализом и с помощью телевизионного микроскопа-анализатора установлено, что:

— размеры частиц ПДС сопоставимы с размерами пор пласта;

— объем образующегося осадка НДС превышает объем осевших глинистых частиц в отсутствии полимера в 1,5-2,5 раза (рис. 2.2);

— минерализация пластовых вод практически не влияет па характер распределения частиц ПДС по размерам;

— образующийся осадок ПДС, в отличие от шины, не размывается водой, что служит гарантией надежной изоляции прослоев, промытых водой.

Рисунок 2.2. Зависимость относительного осадка полимер-дисперсной системы от концентрации полимера

Селективный характер ПДС доказан с привлечением метода ядерно-магнитного резонанса. Результаты исследований на моделях пористых сред показали, что образование частиц ПДС происходит в основном в промытых водой крупных порах, более значительно снижая их проницаемость, чем при воздействии на пористую среду отдельными компонентами. Снижение доли крупных пор в процессе фильтрации приводит под действием ПДС к вовлечению в фильтрацию более мелких пор (рис. 2.3). [13]

Рисунок 2.3. Распределение ПДС и её компонентов в пористой среде после доотмыва водой, определенное с применением метода ядерно-магнитного резонанса

В ходе исследований на опытных участках подтверждено, что при закачке ПДС происходит увеличение охвата пластов заводнением за счет подключения ранее не работавших пропластков, что и обеспечивает прирост добыч и нефти. При этом были сделаны следующие выводы:

1) Эффективность ПДС зависит от степени неоднородности разреза:

— в однопластовом разрезе, т.е. при коэффициенте расчлененности, равном единице (n = 1), эффект минимальный или отсутствует;

— в пластах, в разрезе которых коэффициент расчлененности равен 2-3, эффект составляет до 3300 т нефти на одну скважино-обработку;

— при более неоднородном разрезе эффективность применения НДС более высокая и составляет до 13600 т нефти на одну скважино-обработку;

— проницаемость малоохвачепных или неохваченных пропластков в разрезе должна быть ниже проницаемости основного пласта не менее чем в 2 раза.

2) Эффективность применения ПДС зависит от литологического состава пропластков. Если неохваченные заводнением пропластки представлены песчаниками проницаемостью более 0,1 мкм², эффект от применения ПДС проявляется через 3-6 месяцев, а если слабопроницаемыми пластами, то через 9-15 и более месяцев. [12]

Были отработаны и применяются на основе базовой технологии ПДС следующие модифицированные полимер-дисперсные системы (МПДС) [13]:

• ПДС со стабилизирующими добавками;
• ПДС с гелеобразующими компонентами (ГОК);
• ПДС с регулируемыми свойствами;
• МПДС и хлористого кальция (СаС1₂);
• ПДС с кальцинированной содой (Na₂CО₃);
• ПДС с сульфированным тощим абсорбентом (СТА);
• ПДС с алюмохлоридом (А1С1₃);
• МПДС на основе ПДС и щелочных стоков капролактама (ЩСПК);
• МПДС, основанная на последовательном применении ПДС и водных растворов ПАВ;
• МПДС, основанная на последовательном применении ПДС и нефтеотмывающих композиций на основе ПАВ и других химических продуктов.

Модифицированные полимер-дисперсные системы, во-первых, повышают технологический эффект от их применения, во-вторых, расширяют условия применения этих технологий на различные категории трудноизвлекаемых запасов, в-третьих, способствуют удельному снижению затрат на тонну дополнительной добычи нефти. [12].

 

2.5. Выбор наиболее оптимальной технологии

 

Полимер-дисперсные системы могут оказаться намного более эффективными, но при этом, более дорогими, сложными. При ошибке возможны последствия. Данная технология является более рискованной и менее проверенной. В связи с этим, несмотря на то, что закачка ПГС «Ритин» может дать меньший эффект, предлагается применение именно этого метода, поскольку его закачка представляется более простым, надёжным и дешевым способом выравнивания профиля. В дальнейшем допускается возможность оценки возможности применения этой технологии.

 

Выводы к главе 2

 

1. Учитывая высокую неоднородность объекта, значительную его обводнённость и то, что месторождение находится на поздней стадии разработки, метод выравнивания профиля приёмистости может оказаться наиболее эффективным, так как его применение значительно влияет на коэффициент охвата как за счёт водоизоляции, так и за счёт последующего применения полимерного заводнения.
2. Рассмотрены 2 потокоотклоняющих технологий: полимер-гелевые соединения и полимер-дисперсные.
3. В качестве метода повышения нефтеотдачи выбрана технология закачки полимер-гелевых соединений ПГС «Ритин».

 

3. Порядок проведение закачки ПГС «Ритин» и требуемое для этого оборудование

3.1. Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт

 

Оборудование, применяемое для закачки реагента в пласт – система приготовления и нагнетания полимерно-гелевой системы показана на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1. Схема приготовления и закачки полимерно-гелевой системы: 1 – загрузочная ёмкость; 2 – склад для сухого реагента; 3, 4 – ёмкости объёмом по 25–50 м 3 для хранения реагентов; 5, 6 – циркуляционные насосы; 7, 8 – фильтр грубой очистки; 9, 10 – фильтр тонкой очистки; 11, 12 – дозировочные насосы; 13 – счётчик

Пласт, который обрабатывается данной композицией, отделяются пакером от других пластов в случае, если они принимают воду. Нагнетание раствора данной технологии и пресной воды производят при наименьших значениях расхода и давления, чем при закачивании сточной воды. Режим работы растворного узла является круглосуточным. При этом объём раствора и оторочки воды в одном цикле как правило равны между собой. Узел приготовления и нагнетания раствора реагентов устанавливается неподалеку от КНС или очистных зданий пунктов сбора нефти. Производительность узла растворения для нагнетаемого раствора или для пресной воды равняется 200 м³/сут или более. Исходя из схемы (рис. 3.1) приготовление и нагнетание раствора производится в следующей последовательности: [13]

• В подготовленную ёмкость необходимо набрать примерно 1/2 объёма пресной воды;
• После чего отмеряют специальной ёмкостью необходимые объём реагента и с помощью насоса производят их перекачку;
• Заполняют ёмкость пресной водой до требуемого уровня, происходит перемешивание насосом до состояния однородности;
• Заранее готовый в ёмкости рабочий раствор реагентов путем самотека или насосом подаются на приём насоса, который нагнетает его непосредственно в скважину с помощью блока-гребёнки;
• Значения расходов контролируются по значению уровня жидкости в емкости и с помощью специального прибора учёта жидкости, выполненного по типу «Турбоквант»;
• Предусматривается автоматическое выключение насосов 8–10 и 13 как только достигается верхний и нижний отметки уровня жидкости в емкостях 3–5 и резком снижении давления, при котором производится нагнетание

 

3.2. Порядок проведения закачки реагента в пласт

 

Реагент «Ритин» — это белый (иногда имеет оттенок желтоватого цвета) мелкозернистый или имеющий порошкообразное агрегатное состояние полимерный материал, имеющий размер частиц до 4 мм. Влагосодержание не более 10 %. Реагент не является токсичным, невзрывоопасный, негорючий, при действии открытого огня наблюдается обугливание.

До начала закачки:

• Перед началом работ по закачиванию ПГС «Ритин» в скважины важно убедиться в том, что партия исходного сырья соответствует показателям качества с помощью проверки свойств небольшой части реагента на соответствие согласно техническим условиям (ТУ) и паспорту завода-изготовителя;
• Определить приёмистость агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой нагнетательной скважины по воде при 3 режимах давления, равных рабочему давлению закачки и ± 1 МПа от рабочего давления закачки;
• Определить суточную добычу жидкости (для фонда, оборудованного ШГН производится снятие динамограмм), динамического уровня и обводнённости реагирующей добывающей скважины на период около двух недель до начала закачки;
• Заранее предусмотреть проведение комплекса ГИС (техническое состояние колонны, профиль приёмистости) в нагнетательных скважинах.

Во время закачки: [13]

• Произвести подбор режима работы насоса таким образом, чтобы закачивание ПГС началось при давлении, которое равняется рабочим давлениям скважины. Режим изменяется по достижению давления закачки предельной величины, которая составляет 1,1 от рабочих давлений в скважине. Как только достигается давление закачки на 30% выше рабочего проводится продавка водой в объёме равном 25 м³, дальнейшие работы согласовываются с НГДУ;
• Весь период обработки пласта контролируется закачанная жидкость по параметрам времени закачки и изменения давления нагнетания. Это позволяет в течение проведения обработки пласта проконтролировать изменение приёмистости нагнетательных скважин по данному раствору.

После завершения закачки оторочки:

• Первые 3 дня после закачки в нагнетательную скважину ПГС ежедневно проводить измерение суточного объёма закачки и давления нагнетания, после чего каждые 3 дня в течение первого месяца (для слежения динамики восстановления приёмистости по скважине) по СВУ;
• Первые 2 недели после обработки необходимо предусмотреть проведение ГИС (профиль приёмистости) на нагнетательной скважине для контроля эффективности обработки. В течение всего года важно контролировать работу реагирующих добывающих скважин участков воздействия ПГС [14].

 

3.3. Выбор скважины-кандидата для расчета проведения технологии закачки ПГС Ритин

 

Скважина-кандидат для проведения закачки ПГС «Ритин» должна удовлетворять следующим условиям:

— обводненность скважины должна быть более 80%;

— выработанность НИЗ на данном участке должна быть не менее 0,8.

Скважина должна удовлетворять требованиям, приведенным в таблице 2.1.

Нагнетательные скважины, в которые планируется провести закачку ПГС «Ритин», должны иметь приемистость от 50 до 1000 м³/сут.

На Федоровском месторождении наклонно-направленные скважины работают с обводненностью 98%. В 2013 году из наклонно-направленных скважин отобрано 4,7% от общего количества годовой добычи нефти. Для повышения эффективности работы данного типа скважин работы по закачке ПГС «Ритин» рекомендуется провести на одной из скважин, относящихся к наклонно-направленным, удовлетворяющей критериям, перечисленным выше.

 

Выводы к главе 3

 

Предложена технология закачки полимер-гелевой системы «Рититн».

В качестве добывающей скважины-кандидата рекомендуется выбрать наклонно-направленную скважину с обводненностью более 80% и отбором от НИЗ не менее 0,8. В качестве нагнетательной скважины рекомендуется выбрать скважину с приемистостью 50 – 1000 м₃/сут.

 

4. Технологический расчет

 

Расчёт произведён по методике Лысенко [8].

Дано:

Таблица 4.1. Исходные данные

Решение:

1) Соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях

2) Вес воды, замещающий 1 т поверхностной нефти в пластовых условиях

3) Коэффициент различия физических свойств нефти и пластовой воды

4) Определение текущей доли вытесняющего агента в дебите окружающих скважин

5) Объёмная доля обводнённых слоёв

6) Удельный коэффициент приёмистости нагнетательной скважины

7) Оптимальная концентрация реагента в закачиваемой воде

8) Суточная закачка реагента

9) Необходимое количество реагента

10) Принимаем коэффициент фильтрационного сопротивления равным 3 (основываясь на экспериментальных данных)

11) Коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента после закачки

12) Изменение массовой обводнённости

13) Изменение объёмной обводнённости

13) При неизменных параметрах глубинных насосов окружающих добывающих скважин дебит нефти увеличивается как по объёму, так и по весу в  раза

14) При постоянном суточном объёме закачки воды  и до начала закачки реагента дебит жидкости окружающих добывающих скважин состоит из 103.74 т/сут воды и 5.46 т/сут нефти. После закачки реагента – 98,28 т/сут воды и 10,82 т/сут нефти. Таким образом, в пересчёте на год с учётом коэффициента эксплуатации 0,9, прирост добычи нефти составит 0,9*5,46*365=1793,61 т/год.

 

Выводы к главе 4

 

Были рассчитаны основные показатели закачки раствора, оценена эффективность применения данного метода увеличения нефтеотдачи. При его применении можно получить годовой прирост нефти 1793,61 т.

Для расширения масштабов работ по применению осадкогелеобразующих технологий необходимо решить также вопросы разработки и изготовления передвижных блочных установок для приготовления и закачивания больших объёмов композиций в скважины и производства морозоустойчивых реагентов для круглогодичной работы на объектах воздействия.

Разумная стратегия в этой области должна предусматривать комплексное решение проблемы, включая широкие фундаментальные исследования, промысловые испытания и соответствующее материально-техническое обеспечение для масштабного применения разработанного метода.

Потокоотклоняющие технологии на основе осадкогелеобразующих реагентов эффективны в высокообводненных многопластовых объектах. Достигается снижение содержания попутно добываемой воды в продукции нефтяных скважин, что уменьшает расход электроэнергии, деэмульгаторов и энергоносителей, используемых для подготовки нефти на технологических установках.

 

Заключение

 

1. Наиболее перспективными объекты для дальнейшей разработки являются объекты АС_4-8 и БС₁₀. Поскольку разработка месторождения сопровождается высокой обводненностью продукции добывающих скважин и высокой слоистой неоднородностью, необходимо применение современных методов увеличения нефтеотдачи. Особенное внимание следует обратить на пласты АС_4-8, т.к. в данных пластах можно отметить очень высокую обводнённость и, несмотря на это, данные объекты являются наиболее перспективными.

В текущем состоянии фонд скважин не может обеспечивать проектные величины разработки, для достижения утвержденного КИН необходимо применение методов повышения нефтеотдачи пластов или интенсификации добычи.

2. В пласте АС_4-8 может быть реализован метод потокотклоняющих технологий, предлагается метод водоизоляции путём закачки ПГС РИТИН.
3. Были рассчитаны основные показатели закачки раствора, оценена эффективность применения данного метода увеличения нефтеотдачи. При его применении можно получить годовой прирост нефти 1793,61 т.

 

Список использованной литературы

 

1. А.Н. Яковлев, А.С. Самойлов и др. Анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на Мыхпайском месторождении// Отраслевые научные и прикладные исследования: Науки о земле, 4/2016.
2. А.О. Палий. Разработка нефтяных месторождений: Учебник. – М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина. – 2015. – 319 с.
3. Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. Под. Редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003.
4. Андреев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000 г.
5. Баренблатт Г.И.. Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. — М.: Недра, 1984. 298 с
6. В.В. Землянский. О приоритетах при выборе скважин-кандидатов для применения потокоотклоняющей технологии ПГС «Ритин»//Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, 7/20014.
7. В.Д. Лысенко. К расчету эффективности закачки «Ритина» в нефтяные пласты// Нефтепромысловое дело, 3/2002.
8. В.Д. Лысенко. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. – 638с.
9. Газизов А.Ш. Увеличение охвата продуктивных пластов воздействием — М.: ВНИИОЭНГ, 2003 — 308 c.
10. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения воды в пластах. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. — 285с.
11. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.
12. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. — М.: ОАО Издательство «Недра». 1986г.
13. И.А Швецов., В.Н. Маныриню Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. – Самара, 2000. – 350с.
14. Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учеб. Пособие. – Ухта : УГТУ, 2014. – 127 с.
15. Л.Н. Назарова. Разработка нефтегазовых месторождении с трудноизвлекаемыми запасами: Учеб. пособие для вузов. — М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2011. — 156 с.
16. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -М.:ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003.- 816с.
17. Муслимов Р.Х. — Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. — Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. — 688 с.
18. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра.1988. под ред. Гиматудинова Ш.К.
19. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи.- г.Томск, Томский политехнический университет, 2003г.
20. Ю.В. Земцов, А.В. Баранов, А.О. Гордеев. Обзор физико-химических МУН, применяемых в Западной Сибири, и эффективности их использования в различных геолого-физических условиях// Нефть. Газ., 7/2015
21. Ю.П. Желтов. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1986, 332 с.
22. Яковлев А.Л., Самойлов А.С. и др. Анализ эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов на Мыхпайском месторождении // Отраслевые научные и прикладные исследования: Науки о земле, 4/2016, 60-76.

---

1  2  3