Проект мероприятий для повышения нефтеотдачи скважин на месторождении ООО «НГДУ Дулисьминское». Часть 3.

Страницы:   1   2   3   4   5

---

3. Технологическая часть

3.1 Анализ эффективности реализуемых проектов для повышения нефтеотдачи скважин на Дулисьминского месторождения

 

С 2011 по 2013 годы разработки месторождения различным видам воздействия с целью интенсификации притока и увеличения нефтеотдачи, подверглись 27 добывающих (29 скв./операций) скважин. Такие как:

• перевод на механизированную добычу (ПМД);
• обработки призабойной зоны (ОПЗ);
• оптимизация работы насосного оборудования.

Полученные данные систематизированы, рассмотрена успешность, удельный технологический эффект на одну проведенную скважино-операцию (таблица 3.1).

Из 29 проведенных мероприятий успешными оказались 23 геолого-технических мероприятий (ГТМ). На рисунке 3.1 показано распределение годовой добычи нефти по месторождению и дополнительная добыча от ГТМ по годам.

 

Дополнительная добыча нефти составила 202,7 тыс. т, продолжительность эффекта в среднем больше трех месяцев. Средний удельный технологический эффект на уровне 7 тыс. т нефти на одну проведенную скважино-операцию. Результаты проведения мероприятий поскважинно приведены в таблице 3.2.

Годовые приросты добычи нефти за счет проведения ГТМ в скважинах не оценивались суммированием поскважинных эффектов. Эффективность проведения мероприятий по каждой скважине оценивалась сопоставлением базовых уровней добычи скважин с фактическими, начиная с момента проведения мероприятия и до конца года.

Таблица 3.1 — Структура дополнительной добычи нефти от проведенных ГТМ

 

Таблица 3.2 — Результаты проведения ГТМ поскважинно.

 

Распределение дополнительной добычи нефти по мероприятиям представлено на рисунке 3.2.

 

Как видно из распределения дополнительной добычи, наиболее эффективным геолого-технологическим мероприятием на Дулисьминском месторождении, является перевод с фонтанной добычи на механизированную, всего проведено 26 скв./операций и дополнительная добыча нефти составила 180 тыс. т (89 % от общей дополнительной добычи нефти), дополнительная добыча конденсата составила 12 тыс. т и прирост в доп. добыче природного газа составил 29117 тыс. м³.

Следующим по приросту доп. добычи от ГТМ мероприятием идет оптимизация режимов работы скважин, в результате, которого получено 23 тыс.т нефти (11 % от общей дополнительной добычи нефти).

В результате обработок призабойной зоны дополнительно получено 0,4 тыс. т нефти (0,2 % от общей доп. добычи).

 

3.1.1 Перевод скважин на механизированную добычу

 

На сегодняшний день единственным методом поддержания добычи на месторождении при прекращении естественного фонтанирования, является перевод скважин на механизированную добычу. Работы по осуществлению ПМД в скважинах Дулисьминского месторождения за период 2011-2013 годы, выполены в 26 добывающих скважинах.

Анализ проведенных мероприятий по пласту I показал, что наибольший прирост дебита нефти (больше 20 т/сут) получен в скважинах 705, 102, 406, 303 и 407. Прирост дебита нефти по этим скважинам составил от 25 до 56 т/сут.

Так после перевода скважин на механизированную добычу в скважине 705 получен максимальный прирост дебита нефти равный 56 т/сут (см. рисунок 3.3), период стабильных отборов составляет полгода, доп. добыча нефти и конденсата оценивается в 23 и 0,5 тыс. т соответственно, доп. добыча природного газа составила 2611 тыс. м³.

 

В скважине 407 получен максимальный прирост доп. добычи нефти равный 28,6 тыс.т, эффективность мероприятия составила более полугода. В скважине дебит нефти после ПМД увеличился с 124,6 до 149,4 т/сут, дебит конденсата увеличился с 5,9 до 9 т/сут, дебит природного газа возрос с 28,8 до 44,2 тыс. м³/сут (см. рисунок 3.4). Доп. добыча конденсата оценивается в 1,7 тыс. т, доп. добыча природного газа составила 7717 тыс. м³ .

 

 

Всего за анализируемый период проведено 26 скважино-операций по переводу на механизированную добычу, успешность мероприятий составила 81 %. Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ПМД, составила 180 тыс. т (88,6 % от общей дополнительной добычи нефти). Удельный технологический эффект, в среднем на одну скважину на уровне 7 тыс. т, средняя продолжительность эффекта более четырех месяцев. Таким образом, отмечается довольно низкая эффективность мероприятий по обработке призабойных зон добывающих скважин.

Перевод фонтанного способа добычи осуществляется на электроцентробежные насосы (ЭЦН) производительностью 25-200 м³/сут и напором от 2100 до 2600 м., отечественного производства. Распределение ЭЦН по типоразмерам приведено в таблице 3.3.

Таблица 3.3 — Распределение действующего фонда скважин, оборудованных ЭЦН, по производительности насосов

 

На месторождении электроцентробежными насосами низкой производительности (25-30 м³/сут) оборудовано девять скважин, что составляет 27 % действующего фонда. Насосами средней производительности – от 45 м³/сут до 80 м³/сут оборудовано 15 скважин (45 %). Насосами высокой производительности (свыше 125 м³/сут) на месторождении оборудовано девять скважин (27 %).

Из 33 скважин действующего фонда ЭЦН на постоянном режиме работает 31 скважина, две скважины (№ 106, 1809) работают в режиме накопления.

Средние забойные и пластовые давления в зонах работы скважин находятся в пределах: — забойное давление равно 10,2 МПа, пластовое давление – 17,8 МПа.

В таблице 3.4 представлены технологические показатели работы скважин фонда ЭЦН.

Таблица 3.4 — Технологические показатели работы скважины фонда ЭЦН

 

В целом на месторождении электроцентробежные насосные установки спускаются на глубину от 2310 до 2732 м. Дебит по жидкости изменяется от 7 м³/сут до 194 м³/сут, по нефти и конденсату от 6 т/сут до 152 т³/сут. Средняя обводненность продукции находится в пределах 4%.

Из 29 скважин переведенных в рамках ПМД, только десять работают с коэффициентом подачи менее 0,5 ед. и требуют работ по оптимизации.

Процедура ПМД осуществляется строго в соответствии с “Планом работ” выданным цехом добычи с учетом следующих требований:

• Глушение скважины производить необходимым количеством циклов, не допуская глушения на пласт (в лоб).
• Жидкость глушения на растворном узле должна проверяться на содержание количества взвешенных частиц (КВЧ) с отметкой в журнале.

Скважины, в которые впервые спускают УЭЦН, должны быть:

• тщательно промыты с допуском НКТ до глубины ниже нижних отверстий перфорации на 2 метра (объем промывочной жидкости не менее 2 объемов скважины, темп прокачки не менее 13 л/сек, окончание промывки после прекращения выпадения осадков). Промываются также скважины перед каждым спуском УЭЦН, у которых содержание мехпримесей в жидкости больше допустимой нормы (0,1 г/л).
• прошаблонированы до глубины на 100 м больше глубины спуска УЭЦН. Длина шаблона соответствует длине УЭЦН, но не менее 18 м; шаблон сплошной, жесткой конструкции;
• Длина от фланца до фланца: o модуль насоса 3 — 3365 мм; o модуль насоса 4 — 4365 мм; o модуль насоса 5 — 5365 мм.

В процессе каждой операции по спуску УЭЦН к акту на выполненные работы должна быть приложена мера НКТ. Эксплуатирующиеся УЭЦН скважины должны иметь зумпф не менее 2 метров, в случае его отсутствия необходимо произвести промывку забоя. Перед первым спуском в скважину УЭЦН, а также по рекомендации технолога НГДУ производится проработка скрепером эксплуатационной колонны до расчетной глубины.

Перевод фонтанных скважин на ЭЦН является неизбежной мерой при падении пластового давления, которая позволяет наростить темпы добычи. Естественно, сразу после фонтанирования скважины переводят на ЭЦН, которые позволяют получать более высокие дебиты. Однако при дальнейшем падении пластового давления, свкажины будут переведены на ЭЦН с более низким дебитом.

 

3.1.2 Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования

 

Как было указано выше, в случаи, если в работе скважины УЭЦН возникают проблемы (малый дебит, низкий коэффициент подачи, срыв подачи и т.д.), требуется выполнение оптимизации режимов эксплуатации скважин.

Оптимизация работы глубинно-насосного оборудования является наиболее простым и эффективным средством увеличения и поддержания уровня добычи на месторождении.

На Дулисьминском месторождении за 2011-2013 годы работы по оптимизации были выполнены один раз – в 2013 году была выполнена замена насоса на более производительный.

Работа по оптимизации скважинного оборудования включала в себя смену УЭЦН ВНН5-44-2350 на глубине 2732 м на насос большей производительности УЭЦН ВНН5-79 на глубине 2732 м. Средний прирост по жидкости составил – 17 т/сут, по нефти – 16 т/сут. Дополнительная добыча нефти составила 22,8 тыс. т нефти (11 % от общей дополнительной добычи нефти). Удельный технологический эффект, в среднем на одну скважину на уровне 23 тыс. т, средняя продолжительность эффекта на скважину, составила около восьми месяцев. можно см. рисунок 3.5

Увеличение дебита нефти при оптимизации ГНО связано с увеличением откачки жидкости из скважины. Таким образом, наиболее эффективным является внедрение высокодебитных насосов (ЭЦН), что подтверждается данными статистической обработки. В некоторых случаях наблюдается снижение обводнённости, что объясняется доосвоением ранее не дренируемых пропластков эксплуатационных объектов.

 

3.1.3 Обработка призабойной зоны добывающих скважин

 

К числу мероприятий по интенсификации притока жидкости и вывода скважин из бездействия относится проведение работ по воздействию на призабойную зону пласта: соляно-кислотная обработка, глино-кислотная обработка и большеобъемные обработки.

Основной задачей кислотных обработок является восстановление коллекторских свойств пласта в призабойной зоне за счет растворения, диспергации и выноса в ствол скважины кольматирующих твердых частиц естественного и техногенного происхождения.

Призабойная зона добывающих скважин, в отличие от нагнетательных, загрязнена не только глиной, кальцитами, окисью железа и остатками цементного камня, но и высокомолекулярными компонентами нефти (асфальтены, смолы, парафины), которые могут быть растворены только органическим растворителем.

За анализируемый период проведено два мероприятия ОПЗ в добывающих скважинах. Успешность данного мероприятия за анализируемый период составила 50 %.

В скважине 204 мероприятие по ОПЗ не привело к положительному результату, дебит нефти после ГТМ снизился с 18,2 до 8,8 т/сут. На следующий месяц после ОПЗ скважину перевели на мех. добычу, но и это мероприятие не привело к увеличению добычи углеводородного сырья.

Скважина 402 до ОПЗ не эксплуатировалась, после обработки призабойной зоны пласта дебит нефти составил 22,9 т/сут.

Дополнительная добыча нефти, полученная за счет ОПЗ пласта, составила 0,4 тыс. т (0,2 % от общей дополнительной добычи нефти). Удельный технологический эффект, в среднем на одну скважину на уровне 0,2 тыс. т, средняя продолжительность эффекта более месяца. Таким образом, отмечается довольно низкая эффективность мероприятий по обработке призабойных зон добывающих скважин.

Таким образом, на Дулисьминском месторождении за период с 2011 по 2013 годы проведено 29 различных скважино-операций ГТМ на добывающем фонде (перевод скважин на механизированную добычу, оптимизация режима работы, обработки призабойной зоны скважин), процент успешности проведенных ГТМ составил – 79 %. Удельный технологический эффект составил 7 тыс. т нефти на одну проведенную скважино-операцию. Дополнительная добыча нефти и конденсата оценивается в 203 и 12 тыс. т соответственно, доп. добыча природного газа составила 29117 тыс. м³.

 

3.1.4 Анализ работы фонда скважин с горизонтальных скважин

 

Благоприятными факторами для применения систем разработки с горизонтальными скважинами, имеющимися на проектируемом объекте, являются:

• продуктивные пласты малой толщины (до 10 м);
• низкая степень расчленённости (менее 3-6);
• низкий коэффициент послойной анизотропии (менее 5-10);
• высокая степень коэффициента песчанистости (менее 0,5);
• низкопроницаемые коллекторы (до 3,3 мкм²10^-3);

Объектами предпочтительного использования ГС являются:

• газонефтяные зоны (ГНЗ);
• водонефтяные зоны (ВНЗ);
• водоохранные зоны.

Предполагается, что наибольший технологический и экономический эффект может быть достигнут при линейном расположении чередующихся рядов добывающих и нагнетательных ГС (однорядные системы заводнения). Поскольку анизотропия пласта по площади не изучена (если таковая имеется), возможно расположение горизонтальных участков ствола в трех направлениях, отличающихся на 60°-120°.

Положение горизонтального участка относительно кровли-подошвы объекта разработки в изотропном пласте мало влияет на показатели разработки. При значительной анизотропии пласта наилучшим является положение ствола ГС посередине между кровлей и подошвой продуктивного пласта.

В зонах ГНЗ наилучшим является положение ближе к подошве при отсутствии водонефтяной зоны.

В пластах с относительно невысокой степенью расчленённости (1,5-3) профиль ствола ГС в пределах продуктивного пласта должен обеспечивать дренирование запасов нефти всех прослоев, содержащих промышленные запасы нефти. Поэтому в пластах такого типа и при высоких значениях коэффициента песчанистости (0,7 и выше) предпочтительнее выглядит «нисходящий» профиль горизонтального участка ГС. Этот профиль может иметь форму непрерывно углубляющегося ствола, поочерёдно пересекающего все пропластки от кровли до подошвы, либо иметь форму синусоидаволнистую форму, причём, горизонтальный участок тоже должен вскрывать все прослои на каждой «волне» ствола ГС.

В среднем дебиты горизонтальных скважин превышают дебиты окружающих добывающих скважин в 2-3 раза. Однако стоимость горизонтальных скважин в 1,8-2,0 раза превышает стоимость вертикальных скважин.

С целью обоснования возможности применения горизонтальных скважин, выполним расчет оптимальной длины горизонтального ствола в условиях Дулисьминского месторождения.

Для определения притока к горизонтальному стволу скважины, в зависимости от его длины, была выбрана формула S. Joshi [16]:

 

где q_н – дебит нефти горизонтальных скважин, (т/сут);

h – нефтенасыщенная толщина, (м);

μ – вязкость нефти в пластовых условиях, (мПа*с);

K – проницаемость, (мкм²);

∆P – депрессия на пласт, (МПа);

R_к – радиус контура питания, (м);

r_с – радиус скважины, (м);

r_н – плотность нефти, (т/м³);

W – фильтрационное сопротивление;

L – длина горизонтального ствола, (м);

Исходные данные для расчетов приведены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 — Исходные данные для расчетов

 

Средний дебит для объекта был рассчитан как среднее значение. Расчеты проведены для различных значений длины ствола горизонтальной скважины и представлены в таблице 3.6.

Таблица 3.6 — Результаты расчета дебита горизонтального участка скважины

 

Результаты расчетов зависимость дебита нефти от длины горизонтального ствола скважины показаны на рисунке 3.6.

 

Первая горизонтальная скважина № 105 на месторождении была пробурена в 2008 году и в середине этого же года введена в эксплуатацию. В начальный период ее эксплуатации были получены дебиты более 100 т/сут. В 2009 и 2010 году были пробурены еще 2 горизонтальные добывающие скважины — 102 и 201, продуктивность которых оказалась также достаточно высокой [12].

С 2011 началось активное разбуривание основной залежи. За период с 2011 по 2013 годы пробурены 42 скважины с горизонтальным окончанием. Кроме них, за последние два года (2012-2013 годы) пробурено 16 стандартных наклонно-направленных скважин. Сравнение параметров работы обозначеных различных типов скважин приведены в таблице 3.7.

Таблица 3.7 – Сопоставление основных показателей разработки по состоянию по разным типам эксплуатационных скважин Дулисьминского месторождения

 

Приведенные в таблице 3.7 показатели разработки наглядно демонстрируют, что их величина значительно выше у наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием, чем у обычных наклонно-направленных скважин. Накопленная добыча нефти, приходящаяся на 1 скважину с горизонтальным окончанием в 5,7 раза больше аналогичного параметра по простой наклонно-направленной скважине. Горизонтальные скважины имеют более высокий входной и текущий дебит. Причем эксплуатация обоих типов скважин осуществляется практически при близкой обводненности.

В целом анализ проведенных геолого-технических мероприятий по объектам разработки Дулисьминского месторождения показал:

• с начала промышленной эксплуатации на половине фонда добывающих скважин было выполнено ГТМ;
• наибольший вклад в общий объем добычи был получен за счет ПМД;
• значительный вклад в общий объем добычи достигается эксплуатацией горизонтальных скважин;
• в настоящее время, выполняемые операции позволяют обеспечивать проектные уровни добычи.

Между тем следует отметить, что эффект от ПМД является конечным, и рано или поздно, в результате падения пластового давления в скважину придется устанавливать малодебитный ЭЦН. Эффект от такой ПМД будет достаточно минимальным, по сравнению с эффектом перевода скважины с фонтанного метода добычи на насосный.

С другой стороны, дебиты горизонтальных скважин, при истощении энергии пласта, так же начнут снижаться.

С учетом выше сказанного, для повышения эффективности разработки Дулисьминского месторождения рекомендуется расширять технологии повышения нефтеотдачи, прежде всего методами, предназначенными для воздействия на пласт и призабойную зону пласта с целью интенсификации притока нефти к скважине.

 

3.2 Мероприятия по применению методов повышения продуктивности скважин Дулисьминского месторождения

 

3.2.1 Общий объем проектных решений

 

Активное разбуривание залежи и увеличение отборов нефти явилось причиной быстрого снижения пластового давления, что повлекло за собой расширение газовой шапки. В результате наблюдается загазовывание нефтяных скважин, причем интенсивность этого процесса из года в год растет. В 2013 году средняя величина текущего газового фактора увеличилась до 993,7 м³/т (при первоначальном — 150,5 м³/т). Его рост отрицательно сказался на среднем дебите нефти, величина которого за последние три года снизилась с 74,0 т/сут до 43,0 т/сут.

Чтобы улучшить условия разработки большинство эксплуатационных скважин пробурены с горизонтальным окончанием, которые на практике доказали свое преимущество перед стандартными наклонно-направленными скважинами, для регулирования величины депрессии скважины переводятся на механизированную добычу, скважины с наиболее высоким газовым фактором останавливаются. В свою очередь организация системы ППД и формирование темпов заводнения уже отстает от проектного.

При сложившихся условиях разработки дальнейшая эксплуатация залежи на режиме истощения является нерациональной.

Исходя из фактического состояния разработки Дулисьминского месторождения, важнейшей задачей на сегодняшний день является формирование системы ППД на ярактинском объекте, которая должна поддерживать величину пластового давления на уровне давления насыщения.

По добывающим скважинам предусматривается применение следующих геолого-технических мероприятий и методов увеличения нефтеотдачи пластов:

• Ремонтно-изоляционные работы;
• Физико-химические ОПЗ;
• Перфорационные методы;
• Оптимизация режима насосного оборудования;
• Гидроразрыв пластов.

Эффективность применения ГТМ и методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения по Дулисьминскому месторождению представлен в таблице 3.8.

В целом по месторождению дополнительная добыча нефти за проектный период от реализации программы геолого-технологических мероприятий составит 6547,3 тыс.т.

При реализации намеченного объема мероприятий и буровых работ можно с достаточной долей уверенности предположить, что разработка пластов Дулисьминского месторождения будет выгодным вложением средств, обеспечивающим значительные технологические показатели при высоких значениях коэффициента извлечения нефти.

Таблица 3.8 — Эффективность применения ГТМ и новых методов повышения КИН и интенсификации добычи нефти и прогноз их применения

 

3.2.2 Водо-изоляционные и ремонтно-изоляционные работы

 

К первой группе относятся работы, связанные с ликвидацией негерметичности эксплуатационной колонны и ликвидации заколонной циркуляции.

Ко второй группе работы, связанные с разобщением объектов, изоляцией обводненных пропластков (внутри пласта) и изоляцией обводненных пластов внутри объекта разработки.

Обводнение скважин, обусловленное не выработанностью запасов нефти и газа, а иными причинами, уменьшает конечную отдачу, вызывает рост эксплуатационных расходов в связи с увеличением затрат на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти. На газовых и газоконденсатных месторождениях обводнившиеся скважины нередко переходят в гидратный режим работы и останавливаются.

Решение проблемы ограничения водопритока в добывающие скважины требует достаточно много усилий, времени и средств. Использование для ВИР различных модификаций цементного раствора или иных тампонирующих составов часто не эффективно по причине несоответствия их физико-химических свойств требованиям, предъявляемым к водоизолирующим системам в целом, или некорректного подбора реагента для конкретного объекта воздействия.

Неселективный метод водоизоляции основан на насыщении призабойной зоны материалом, который отверждается в пористой среде независимо от характера насыщения. При отверждении неселективных составов (цементы, синтетические смолы и композиции на их основе) устраняется связь пласта со скважиной по всей обработанной составом толщине и требуется проведение дополнительных мероприятий (например, повторное вскрытие продуктивной части ствола) [21].

В качестве эффективного материала неселективного действия при РИР на Дулисьминском месторождения можно использовать раствор смолы ТСД-9 и тампонажные смеси на ее основе. Смола ТСД-9 является композицией водорастворимых суммарных сланцевых фенолов, стабилизированной спиртом и пластифицированной диэтиленгликолем. В трещиноватых карбонатных горных породах при определенных термобарических условиях (температура до 80−90 ºС) для изоляции притока вод в обсаженных скважинах можно использовать тампонажные растворы с добавкой каучуковой крошки.

Цементный раствор является неселективным и нефильтрующимся материалом, однако он широко использовался и продолжает использоваться в настоящее время при водоизоляционных работах. Использование цементного раствора для изоляции притока воды целесообразно, когда требуются отсечение нижнего участка пласта и переход на выше- или нижележащий горизонт.

Ликвидация перетоков между пластами только цементным раствором не всегда эффективна при наличии разницы пластовых давлений, когда вода прорывается по цементному раствору в период ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Часть цементного раствора при этом попадает в водоносный пласт и фильтруется по дренажным каналам.

Главный недостаток неселективного метода ограничения притока пластовых вод к скважинам заключается в том, что образуемые осадки солей в призабойной зоне пласта блокируют не только приток воды, но и приток нефти. В этом случае эффективно использование составов избирательного действия, т.е. применение селективного метода водоизоляции. Селективный метод водоизоляции заключается в обеспечении избирательной закупорки водоносных интервалов без специальных растворов-разделителей водо- и газонефтенасыщенных интервалов и повторной перфорации ствола скважины. В этом его основное преимущество перед неселективным методом водоизоляции.

Селективный метод изоляции и ограничения притока воды в скважины предусматривает использование специальных смесей, растворимых в углеводородах и нерастворимых в пластовой воде. Для ограничения притока воды по проницаемым пропласткам одним из первых был разработан метод, основанный на периодической закачке в пласт воздуха или аэрированной воды. Для повышения его эффективности предложено в состав аэрированной жидкости вводить ПАВ (пена).

Достаточно широко на многих месторождениях применяются составы на основе силиката натрия (жидкое стекло) и соляной кислоты [25]. Закачка в пласт вышеуказанных составов позволяет образовывать гидрогели кремниевой кислоты. При этом наблюдается образование осадков и гелей с высокими закупоривающими свойствами.

Были разработаны два типа так называемых силикогелей – кислотные и щелочные. К преимуществам силикатов щелочных металлов можно отнести способность взаимодействовать с ионами поливалентных коагулирующих составов и образовывать гелеобразные системы или твердый тампонирующий изолирующий материал. Применяются различные добавки, усиливающие закупоривающий эффект (например, глинопорошок). Недостатки составов на основе жидкого стекла для изоляции водопритока обнаруживаются, если их закачивать на большую глубину при наличии высоких температуры и минерализации пластовых вод. Чтобы исключить отрицательное воздействие этих составов хотя бы частично, проводят предварительную закачку в пласт соляной кислоты или добавляют в кислоту силикат натрия для получения более прочного экрана. Закачиваемый изолирующий состав проникает в газонефтеносную часть пласта и, возможно, частично блокирует его, что приводит к снижению продуктивности скважины.

Для приготовления кислых гидрогелей на основе силикатов щелочных металлов используют водный раствор силиката натрия, а в качестве коагулятора – соляную кислоту. В качестве коагулятора возможно также применение серной кислоты, поскольку она довольно слабо воздействует на карбонатные породы. Силикаты натрия могут использоваться при температурах до 100 °С в минерализованных водах при концентрации солей двухвалентных металлов до 3,9 % мас. и жесткости воды 720 мг(экв./л). К положительным свойствам такого состава можно отнести хорошую адгезию к песчаникам и известнякам и селективность воздействия на пласт (взаимодействует с поливалентными ионами пластовых вод).

Ко второй группе материалов для селективной изоляции притока пластовых вод можно отнести силаны – растворы мономерных кремнийорганических соединений [26].

Серии реагентов «АКОР» представляют собой частный случай кремнийорганических соединений, но при их разработке учтены многие недостатки реагентов этого вида (как хлорсодержащих, так и не содержащих хлор и катализатор). Базовой основой для реагентов серии «АКОР» являются полные эфиры кремниевой кислоты (т.е. без активного хлора). В композицию добавлен безводный катализатор, который при вводе воды отверждается. АКОР-1 состоит из 75−85 % смолки этилсиликатов (ТУ 6-02-5-9-81) и 15−25 % 67%-ного раствора кристаллогидрата хлорного железа в ацетоне, плотность реагента при температуре 25 °С составляет около 1070−1080 кг/м³ , условная вязкость по ВП-5 − 20−21 с. АКОР-2 содержит 80−90 % смолки этилсиликатов и 10−20 % кристаллогидрата хлорного железа, плотность реагента при температуре 25 °С − 1020−1110 кг/м 3 , условная вязкость по ВП-5 − 23−32 с.

Созданные в последнее время созданы более эффективные составы на кремнийорганической основе и специальных добавок: «АКРОН», «АКРОН-А» и «АКРОН-РК», можно рекомендовать при выполнении РИР на Дулисьминском месторождении.

На ряду с уже испытанными реагентам, следует учесть возможность применения новых продуктов, которые только вышли и еще не имеют достаточно большой базы использования, однако обладают достаточно хорошим потенциалом для применения на Дулисьминском месторождении. Такие как продукты серии НМН и биополимеры.

Впервые в качестве основного технического продукта принят водный раствор натриевых и калийных солей нафтеновых кислот с некоторыми добавками. Нафтеновые кислоты – это монокарбоновые компоненты ряда циклопентина и циклогексана, которые содержатся в нефти (0,3−3,0 %). Получают нафтеновые кислоты путем их экстракции из нефти водными растворами щелочи в виде солей (нафтенов) или последующей дистилляцией. Первый запатентованный продукт получил торговое наименование НМН-200, а последующие модификации − НМН-400 и НМН-500. НМН-200 представляет собой гидролитически устойчивое пастообразное вещество темного цвета, которое образует с электролитами, растворенными в пластовой воде, практически непроницаемый для воды экран. В результате применения специальных тампонажных составов с добавками НМН-400 можно снизить межфазное натяжение воды на границе с углеводородопроницаемой частью пласта. Для регулирования подвижности специальных тампонажных растворов закачки, растворы хлорида кальция (или магния) и химической добавки чередуют. На заключительном этапе проведения РИР для увеличения длительности эффекта изоляции и ограничения притока пластовых вод используется облегченный тампонажный раствор.

Среди новых методов по ограничению притока пластовых вод в нефтяных (и газовых) скважинах можно отметить использование биополимеров. Суть метода заключается в том, что повышение нефтегазоотдачи осуществляется путем селективной закупорки высокопроницаемых промытых пропластков биомассой бактерий и вовлечения в работу слабопроницаемых зон пласта, а также за счет увеличения подвижности остаточной нефти в результате выработки бактериальных газов. Технологический процесс закачивания биореагентов осуществляют поочагово в виде одной оторочки с продавкой биореагента (15 м³) в пласт сточной (10 м³) и пресной водой (10 м³) с последующей консервацией на пять суток для адаптации микрофлоры к условиям пласта и возобновлением нагнетания сточной и пресной воды. Периодичность обработок биореагентом составляет один раз в год в летнее время. Метод позволяет уменьшить обводненность скважин в среднем по очагам на 5 %, по отдельным скважинам – до 35−50 %.

 

3.2.3 Физико-химические методы обработки призабойной зоны

 

Опыт разработки нефтяных месторождений показал необходимость и целесообразность последовательного применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН) или обработки призабойной зоны в течение всей жизни каждой скважины. При этом, исходя из положительности эффекта от проведённой операции по увеличению нефтеотдачи или обработки призабойной зоны, к каждой скважине с намеченной технологией подходят около 8 раз через каждые 3 года.

По терригенным пластам в начальной стадии рекомендуются МУН, улучшающие нефтевымывающие свойства закачиваемой воды или дающие наибольший технологический эффект при первичном вытеснении. В последующем рекомендуются МУН, работающие на выравнивание фронта продвижения воды по пласту, закупорки высокопроницаемых уже промытых водой пропластков и вовлечения в разработку нефтенасыщенных, менее проницаемых частей пласта и неохваченных закачкой целиков нефти.

Методы, предполагаемые к внедрению на Дулисьминском месторождении приведены ниже.

Применение полимеров (полиакриламидов). Полимерное заводнение основано на добавке к воде небольших количеств водорастворимых полимеров при обычном заводнении нефтяных пластов. Размер оторочки раствора составляет 0,1-0,3 объёма пор, максимальная концентрация составляет 0,2%.

Закачка маслорастворимых НПАВ. Реализация технологии применения путём нагнетания в пласт оторочки дисперсии НПАВ(АФ₉-6) и последующего продвижения её технической или сточной водой, подаваемых через систему ППД. Размер создаваемой в пласте оторочки составляет величину не более 1% порового объёма. Концентрация АФ₉-6 в оторочке составляет 5-10% мас.

Применение тринатрийфосфата. Технология заключается в закачке в пласт оторочки раствора тринатрийфосфата и проталкивание её по пласту нагнетанием обычной воды. Оптимальная величина оторочки 10% раствора ТНФ составляет 0,4% вес. от объёма пор. Концентрация тринатрийфосфата в закачиваемом растворе должна составлять 7-13%.

Закачка силикатов натрия. Для проведения процесса необходимы следующие материалы: силикат натрия (жидкое стекло) марок «Силином»; бентонитовый глинопорошок; пресная вода плотностью 1,0 г/см³, минерализированная вода плотностью 1,04-1,18 г/см³. Концентрация силиката натрия в композиции – 2-5%. Количество технологического раствора для обработки готовится из расчёта 2,8-3,0 см³ на 1 м мощности пласта.

Применение эфиров целлюлозы (оксиэтилцеллюлозы, метилцеллюлозы). Технология повышения выработки обводнённых слоисто-неоднородных пластов заключается во введении в пласт модифицированных водных растворов эфиров целлюлозы. Закачка в пласт состава производится в количестве 0,1-1,0 поровых объёмов пласта с концентрацией не менее 0,3%. Исходный состав эфиров целлюлозы должен обладать вязкостью от 4 до 300 МПа*с и фильтроваться в пласт при давлении, не приводящем к гидравлическому разрыву пласта.

Применение сшитых полимеров. Сшивающиеся полимерные системы представляют собой полимерные растворы, структурирующиеся и образующие гели под действием физических (температура, состав растворителя) и химических (сшиватель) факторов. В качестве сшивающих агентов применяются альдегиды и соли, содержащие катионы поливалентных металлов. Для закачки «сшитых» полимерных систем дополнительно к обычному оборудованию требуется установка для приготовления раствора полимера (и композиционных составов на его основе) и закачки его в нагнетательные скважины, состоящая из расходометра, смесителя, дозатора, буферной ёмкости, двух высоконапорных насосов, электро-контактного манометра, систем трубопроводов, регулирующих и напорных устройств и обратного клапана. После завершения процессов приготовления компонентов композиций (раствора полимера, сшивателя, регулятора сшивки) производится одновременная откачка растворов путём подачи их на приём насосов высокого давления. Растворы сшивателя и регулятора сшивки подаются дозировочными насосами.

Применение полимердисперсных систем. Технология применения заключается в последовательно-чередующейся закачке растворов полиакриламида и глины через нагнетательные или добывающие скважины. При этом процесс закачки может производиться как в приостановленную скважину, так и находящуюся под нагнетанием. Полиакриламид (ПАА) — синтетический высокомолекулярный материал, получаемый полимеризацией акриламида. Полиакриламиды, в зависимости от технологии их получения, различаются по своим физико-химическим и эксплуатационным свойствам: молекулярной массе, степени гидролиза, растворимости в воде, вязкости растворов, стойкости к различным видам деструкции, фильтрационным характеристикам растворов в пористой среде и т.д. Глина является материалом для получения глинистой суспензии. В технологии используется глинопорошок, применяемый при приготовлении буровых растворов. При его отсутствии может быть использована карьерная глина, хорошо распускаемая в воде. Для приготовления раствора полимера и суспензии глины используется техническая вода или сточная из системы ППД. Средний объём закачиваемой воды составляет 2000 м³, концентрация полиакриламида –0,05% или 1000 кг, глинопорошка –2,5% или 50 т. Компоненты ПДС закачиваются в пласт циклично в последовательности: раствор полиакриламида, вода, глинистая суспензия, вода. Указанный цикл повторяется несколько раз до закачки расчётного объёма рабочих агентов.

---

Страницы:   1   2   3   4   5