litceysel.ru
добавить свой файл
  1 ... 2 3 4 5

Рисунок 3 Изменение подвижности и коэффициента вытеснения от объема прокачки (Нефтенол НЗ – 2%; стабильный бензин – 20%; CaCl2 – 4%; остальное – вода 16 г/л )


На основании проведенных физико-химических и фильтрационных исследований было получено, что наиболее оптимальной системой является эмульсионная система с концентрацией Нефтенола НЗ – 2%.

Поскольку исследования термоустойчивости обратных эмульсий на основе Нефтенола НЗ показали, что время существования эмульсии при 80оС составляет не более
4 часов, то в целях увеличения времени стабильности обратной эмульсии при повышенных температурах, дальнейшие исследования проводились с ПАВ-эмульгатором ЭКС-ЭМ, разработанным в ЗАО «Полиэкс» (г. Пермь).

Создание обратных эмульсий проводилось на основе маслорастворимого эмульгатора ЭКС-ЭМ, стабилизатора обратных эмульсий (хлористый кальций), углеводородной фазы (стабильный бензин, нефть – 2,2 мПа×с, смесь керосина с толуолом) и минерализованной воды (16 г/л).

В исследуемом диапазоне концентраций ПАВ (1-4%) и температур (20-80оС) были получены обратные эмульсии, стабильные в зависимости от температуры от нескольких часов до нескольких суток. Измерения вязкости обратной эмульсии следующего состава, %: эмульгатора ЭКС-ЭМ – 1-3, нефти – 20, 3% СаCl2 – 0,5 и остальное вода с минерализацией
16 г/л при разной температуре (20, 60 и 80оС) и скорости сдвига 73,2 с-1 показали, что вязкость обратной эмульсии составляет 31,5-235,8 мПа×с и увеличивается с ростом концентрации эмульгатора.

Для дальнейших фильтрационных исследований рекомендуется следующий состав обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатора ЭКС-ЭМ – 3, CaCl2 – 3, нефти – 20 и минерализованной (16 г/л) воды – 74.

Оценка фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводилась на насыпных моделях пористых сред длиной

25 см с внутренним диаметром 2 см, проницаемость составляла 0,35-0,42 мкм2. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный керн пласта Б8 Самотлорского месторождения. Подготовка к опытам и их проведение осуществлялось по стандартным методикам.

Температура проведения опытов составляла 60 и 80оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 часов.

В результате экспериментов получено (рис. 4), что прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 0,21-0,32 (конечный коэффициент вытеснения нефти рассчитывался с учетом привнесенного в пористую среду углеводорода, находящегося в составе закачиваемой эмульсионной системы).

Коэффициент изоляции (отношение подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности к подвижности воды после закачки эмульсии) составляет 1,93-2,07 при температуре опытов 80оС и 2,35-2,54 – при 60оС, то есть изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах.



Рисунок 4 Изменение подвижности и коэффициента вытеснения

от объема прокачки при температуре 80оС

(Эмульгатор ЭКС-ЭМ – 2%; нефть – 20%; CaCl2 – 3%; остальное – вода 16 г/л )

Полученные результаты дают основание предположить, что после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

Таким образом, в результате проведенных лабораторных исследований получено, что


– в интервале концентраций КПАВ ИВВ-1 0,1-0,25% подвижность воды после обработки пористой среды водными растворами катионных ПАВ мало (на 5-15%) отличалась от подвижности воды при остаточной нефтенасыщенности, что позволяет именно на эти величины концентраций КПАВ ориентироваться при подготовке практических рекомендаций при разработке технологи обработки добывающих скважин.

– ПАВ-кислотная композиция (Нефтенол ВВД+соляная кислота+ИВВ-1) приводит к эффективному вытеснению остаточной нефти из пористой среды (до 50%), и, следовательно, возрастанию водопроницаемости.

– на основе бифторид фторид аммония (БФФА) и сульфаминовая кислота (САК) получена кислотная композиция для обработки терригенных коллекторов в условиях, характерных для месторождений Западной Сибири,

– для обработок нагнетательных скважин в целях перераспределения фильтрационных потоков в ходе реализации комплексной технологии может быть использована ОЭ следующего состава (% масс.): эмульгатор - 3; нефть - 20; CaCl2 - 3; остальное - вода с минерализацией 16 г/л.


В шестой главе изложены результаты применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов и технологий обработок скважин на месторождениях Западной Сибири, представлены результаты анализа применения обработок призабойных зон скважин на пластах с низкой начальной нефтенасыщенностью Суторминского месторождения, показаны результаты применения комплексной технологии воздействия на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения и результаты применения комплекса мероприятий по повышению эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов в условиях опережающего обводнения пласта ЮВ1 Аригольского месторождения.

Проблемам увеличения эффективности разработки Суторминского месторождения уделялось большое внимание с самого начала разработки.

Рассмотрим результаты работ, выполненные с непосредственным участием автора на Суторминском месторождении.


В среднем за период 1990-95г.г. проводилось 325 обработок в год, причем от 60 до 85% (в среднем 73%) ОПЗ приходится на нагнетательные скважины. Некоторый спад в количестве обработок приходится на 1993-94 гг., что объясняется экономическими причинами (табл.2).

На месторождении применялись следующие виды обработок:

УПД – увеличение продуктивности добывающих скважин;

ОВП – ограничение водопритока в добывающих скважинах;

УПН – увеличение приемистости нагнетательных скважин;

ВПП – выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах.


Таблица 2

Количество обработок по классам


Показатели

Количество обработок, шт.

1990

1991

1992

1993

1994

1995

УПД

64

55

133

113

53

98

ОВП

5

2

4

-

-

-

УПН

221

252

129


74

29

149

ВПП

35

73

79

96

149

193

Всего

325

382

345

283

231

386


Из представленных данных видно, что обработки класса ОВП практически не нашли применения на Суторминском месторождении. Количество обработок класса УПД составляет в среднем 85 в год. Количество обработок класса УПН снижается в 1993-94г.г. Вместе с тем видно, что количество обработок класса ВПП растет с 35 в 1990г. до 193 в 1995г. В 1993-95г.г. обработки класса ВПП становятся главенствующими сравнительно с другими классами. Это хорошо согласуется с динамикой технологических показателей разработки и объясняется тем, что при интенсивной системе заводнения в период падающей добычи наиболее эффективны работы по регулированию разработки со стороны линии нагнетания.

Подавляющее большинство обработок ВПП проведено с применением двух групп химкомпозиций: гелеобразующие составы на основе полиакриламида ПАА (полимерные системы) и эмульсионные составы на основе Нефтехима, Нефтенола Н3 и Эмультала (эмульсионные системы). Прочие химкомпозиции для выравнивания профиля приемистости применялись в единичных случаях. К ним относятся такие композиции, как сульфонол + хлористый кальций, тринатрийфосфат, карбамид, хлористый алюминий, цеолиты.

Все эмульсионные системы, применявшиеся на Суторминском месторождении, защищены авторскими свидетельствами и патентами с участием автора.


Основное отличие этих двух групп заключается, прежде всего, в том, что эмульсионные системы могут быть разрушены и позволяют несколько увеличить коэффициент вытеснения. Всего с 1990 по 1995г. было проведено 275 обработок эмульсионными системами и 296 полимерными, что позволило дополнительно отобрать соответственно 327 и 264 тыс. т. нефти или 1189 т. на одну обработку в первом случае и
892,1 т. во втором (таблица 3).

Таблица 3

Технологическая эффективность проведения работ по выравниванию

профиля приемистости


Показатели

Дополнительная добыча нефти, т.

1990

1991

1992

1993

1994

1995

Дополнительная добыча нефти всего:

– полимерные

– эмульсионные



13898

70079



3902

50853



27252

34226



102499

13205



88944

132289



27615

26405

Дополнительная добыча нефти на одну обработку:

– полимерные

– эмульсионные



1385

3185



195

1017




649

925



1314

1100



1186

1788



389

330


Таким образом, внедрение эмульсионных систем позволило не только расширить область применения загущающих агентов, но повысить технологическую эффективность, которая составила около 82 тыс. т нефти. В 1996г. было проведено в ОАО "Ноябрьскнефтегаз" 1823 обработки на 1186 скважинах. На Суторминском месторождении обработано 108 добывающих и 202 нагнетательных скважины. При этом количество обработок составило соответственно 114 и 308. С целью выравнивания профиля приемистости проведено 192 обработки на 112 скважинах, а для увеличения приемистости 116 обработок на 90 скважинах. Дополнительная добыча нефти по добывающим скважинам составила 59,6 тыс.т., а по нагнетательным 211,1 тыс.т., в т. ч. за счет выравнивания профиля приемистости 172,3 тыс.т.

При обработках добывающих скважин наибольшая эффективность была получена от закачки соляной кислоты с добавками гидрофобизатора ИВВ-1 и Нефтенола ВВД - 551 т нефти на обработанную скважину и грязекислотных обработок - 423 т на скважину.

Наибольший эффект от обработок нагнетательных скважин с целью выравнивания профиля приемистости была достигнута от комбинированных технологий (микроэмульсия + полимер) – 1108 т/скв., закачки микроэмульсии – 1032 т/скв. и ВУСов – 880 т/скв. Для увеличения приемистости в 1996г. наиболее значительный эффект был достигнут от солянокислотных обработок с добавками гидрофобизатора и Нефтенола ВВД - 388 т на одну скважину.

Выбор участков для реализации комплексной технологии воздействия (нестационарного заводнения с адресными обработками скважин) на объекте с высокой степенью выработки Аганского месторождения осуществлялся на основе анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также на основе распределения остаточных нефтенасыщенных толщин


Эффективность реализации нестационарного заводнения напрямую зависит от правильного определения времени циклов воздействия, основанного на определении средней проницаемости опытного участка в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИ и исследования кернов. На основании полученных данных рассчитывались средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка.

В результате проведенных расчетов, было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта Б8 Аганского месторождения составляет 3,5 мес.

В рамках составления «Программы работ…» был проведен расчет среднемесячной закачки по каждой нагнетательной скважине, а поскольку все нагнетательные скважины в полуцикле закачки должны работать с предположительно максимальной приемистостью, то объемы закачиваемой воды по выбранному опытному участку пласта БВ8 были скорректированы на основании реальных возможностей системы ППД.

Для увеличения эффективности процесса нестационарного воздействия на фонде скважин системы ППД было запланировано проведение работ, направленных на перераспределение потоков дренирующей воды в пласте в целях повышения охвата пласта заводнением как по мощности пласта, так и по площади, а также ограничения объема попутной воды, поступающей в добывающие скважины по высокопроницаемым пропласткам.

Планирование геолого-технических мероприятий (ГТМ) осуществлялось на основе проведенного анализа имеющейся геолого-промысловой информации и состояния процесса разработки в целом с использованием данных ГИС-контроля и учетом намеченных недропользователем плановых ГТМ.

Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ8) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата в июне 2005г., технологическая эффективность от применения комплексной технологии, рассчитанная по методу характеристик вытеснения в соответствии с РД-153-39.1-004-96, оценивается в количестве 25125 тонн дополнительно добытой нефти, по состоянию на
01.05.06г. (рис. 5)





<< предыдущая страница   следующая страница >>