Гель-технологии с применением неорганических гелеобразующих составов ГАЛКА

 

Для пластов Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью и температурой, Л. К. Алтуниной и ее сотрудниками (ИХН СО РАН, г. Томск) экспериментально обоснован и внедрен технологический процесс применения неорганических гелей для увеличения нефтеотдачи пластов. Метод основан на способности системы соль алюминия – карбамид – вода непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СО₂ за счет тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя. В методе реализован известный принцип возникающих реагентов (гомогенного осаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему. За счет тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя карбамид постепенно гидролизуется, образуя СО₂ и аммиак, рН раствора увеличивается, происходит гидролиз ионов алюминия, в результате через определенное время во всем объеме раствора практически мгновенно образуется гель (рис. 4.4).

Рис. 4.4. Изменение рН и напряжения сдвига композиции ГАЛКА в процессе термостатирования при 97 ^оС.

В результате образования геля снижается проницаемость пласта для воды. Степень снижения проницаемости тем выше, чем больше исходная водонасыщенность и проницаемость породы пласта. Статическое напряжение сдвига геля находится в пределах 3-40 Па. Принцип внутрипластового гелеобразования использован для создания гелеобразующих систем ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ.

Гелеобразующие композиции ГАЛКА, представляющие собой маловязкие растворы с рН = 2.5 – 3, содержащие соль алюминия, карбамид и некоторые добавки, улучшающие их технологические параметры. Они способны растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать набухаемость глин. В пласте за счет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с образованием аммиака и CO₂, что ведет к повышению рН раствора. При рН = 3.8 – 4.2 происходит мгновенное образование гидроксида алюминия во всем объеме раствора. Это проявляется в скачкообразном возрастании рН и динамического напряжения сдвига гелеобразующего раствора.

Время гелеобразования зависит от температуры и соотношения компонентов гелеобразующей системы. Растворы солей алюминия без карбамида гелей не образуют. При изменении температуры на каждые 10° время гелеобразования изменяется в 3, 5 раза. Энергия активации гидролиза карбамида в гелеобразующем растворе равна 115 кДж/моль, при отсутствии соли алюминия достигает 134 кДж/моль, что указывает на катализ кислотой, образующейся в результате гидролиза соли алюминия. Другими словами, кинетика гелеобразования в системе соли алюминия – карбамид – вода определяется гидролизом карбамида, который происходит медленнее коагуляционного процесса гелеобразования гидрооксида алюминия.

Исследованы реологические свойства рассматриваемых гелей. Установлено, что гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластическим твердообразным телом коагуляционной структуры.

Исследовано влияние геля гидроксида алюминия на фильтрацию пластовых флюидов, выполненных на линейных и насыпных моделях пласта из природных кернов месторождений Западной Сибири. В результате образования геля проницаемость породы для воды снижается в 2-70 раз.

Технологии с применением неорганических гелеобразующих композиций ГАЛКА-термогель эффективны для увеличения охвата пласта при закачке воды или пара в области температур 40-350 ^оС.

В 1996 г. совместно с ОАО «Нефтеотдача» организовано производство жидкой товарной формы композиции ГАЛКА с использованием промышленных алюмосодержащих отходов. В 2000 году ИХН СО РАН совместно с ОАО «АУРАТ» организовано производство твердой товарной формы композиции ГАЛКА-термогель:

- ГАЛКА-термогель-С для температур в пласте 70-320 ^оС,

- ГАЛКА-термогель-У - 40-70^оС,

- ГАЛКА-термогель-НТ - 20-40^оС.

В 2001 г. реагенты ГАЛКА-термогель были награждены Золотым знаком «Всероссийская марка (III тысячелетие), Знак качества XXI века, и Золотой медалью V Международного салона промышленной собственности «Архимед-2002».

Как показали проведенные исследования, раствор композиции ГАЛКА-термогель-С образует гель при 90 ⁰С через 4 часа, при 80 ⁰С – через 12 часов, при 70 ⁰С и 60 ⁰С – через 2 и 3 суток. Раствор композиции ГАЛКА-термогель-У при 60 ⁰С образует гель уже через 3 часа, при 40 ⁰С – через 18 часов.

Основными отличительными особенностями композиций ГАЛКА-термогель являются:

- возможность регулировать температуру гелеобразования, что позволяет применять их в широком интервале температур (20-320 ^оС), в том числе и при паротепловом воздействии на пласт;

- гомогенность и низкая вязкость закачиваемых водных растворов, что делает их пригодными для применения в низкопроницаемых коллекторах;

- твердая товарная форма, что дает возможность производить закачку композиций в скважину путем дозирования непосредственно в водовод, без предварительного растворения;

- низкие температуры застывания растворов, что делает технологию применимой в зимних условиях.

В 1989-1996 гг. на месторождениях Западной Сибири успешно проведены опытно-промышленные испытания технологии повышения нефтеотдачи с применением композиций ГАЛКА, с 1997 г. осуществляется ее промышленное использование. В ходе промышленного внедрения отмечено, что добывающие скважины реагируют стабилизацией или снижением обводненности на 10-50%, увеличением дебита нефти. В результате применения технологии происходит перераспределение фильтрационных потоков, увеличивается охват пласта заводнением, что влечет за собой увеличение конечной нефтеотдачи пласта на 5-8 %. Дополнительная добыча нефти составляет от 400 до 10000 тонн на скважино/обработку. Технология сдана Ведомственной комиссии в 1997 г. и рекомендована к промышленному использованию. Разработан и утвержден руководящий документ (РД 39Р-007-03-97).

В 1997-2005г. проводилось промышленное применение неорганической гелеобразующей композиции ГАЛКА на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз», ТПП «ЛУКОЙЛ-Лангепаснефтегаз», ТПП «ЛУКОЙЛ-Покачевнефтегаз». Например, твердая товарная форма композиций ГАЛКА-термогель использовалась в 2002 г. для обработки 56 нагнетательных скважин ТПП «Лангепаснефтегаз» на Южно-Покачевском, Покамасовском, пласт ЮВ₁, Урьевском и Локосовскомом месторождениях, пласт БВ_5-6. Дополнительная добыча нефти за период с января по октябрь 2002 г. по скважинам закачки композиции составила 67.4 тысяч тонн.

На месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» была произведена закачка композиции в 17 нагнетательных скважинах в объеме 41-157 м³ на скважину, что привело к дополнительной добыче нефти в размере 163, 8 тыс. т (табл. 4.4).

По данным Уфимского филиала ООО «ЮганскНИПИнефть», дополнительно добыто более 200 тысяч тонн нефти, удельный технологический эффект составил 3.4 тыс.т на скважино-обработку при продолжительности эффекта не менее 12 месяцев. Результаты применения композиции ГАЛКА на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» в 1999 г. приведен в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Результаты применения гелеобразующей композиции (ГАЛКА) на месторождениях ОАО»Юганскнефтегаз»

Месторож-дение, Пласт	Дата проведе-ния работ	Количество скв.-опер	Объем закачки, т	Доп. добыча нефти тыс.т	Продолж, эффект, мес.	Удель-ный эффект т/т	Удельный эффект тыс.т/ скв	Харак- теристика участка
Южно- Сургутское БС10	ноябрь 96 –январь 97			67, 8		431, 8	13, 6	Тпл=73 0С Кпрн-ср. 440 мД, мощность 16 м.
Правди-нское, БС8	сентябрь–октябрь 97		49, 8	34, 7	10*	696, 8	17, 4	Тпл=85 0С Кпрн. от 2 до 3, сред 7 мД, мощность 4, 3 м.
Северо- Салымское, БС6	сентябрь–октябрь 97		41, 6	12, 8	9*	307, 7	6, 4	Тпл=97 0С Кпрн. от 2 до 250, сред 140 мД, мощность 6, 7 м.
Северо- Салымское БС 7+8	сентябрь–октябрь 97		72, 5	13, 7	10*	189, 0	3, 4	Тпл=97 0С Кпрн. от 17 до 283, сред 75 мД, мощность 6, 3 м.
Средне- Асомкинское, Ю1	октябрь 97–январь 98			34, 8	9*	278, 4	8, 7	Тпл=83 0С Кпрн. от 2 до 100, сред 42 мД, мощность 7, 7 м.
Итого:			445, 9	163, 8	10, 8**	367, 3	9, 6
*-эффект продолжается, ** - среднее значение

В 2000 г. внедрение технологии применения композиции ГАЛКА на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» проводилось на 5 месторождениях. Всего проведено 50 скважино-обработок, в том числе 1 скважина на Майском месторождении обработана дважды. Закачано 12 тыс. м³ рабочего раствора (1184 т товарного реагента). Дополнительная добыча нефти по состоянию на 1.10.2000 г составила 31.3 тыс.т, удельный технологический эффект составил 1.6 тыс.т на скважино-обработку.

Таблица 4.5

Результаты применения композиции ГАЛКА в 1999 г

Месторождение	Количество обработок Скважин	Дополнительная добыча нефти, тыс.т
Южно-Сургутское		20, 3
Правдинское		60, 6
Северо-Салымское		23, 1
Средне-Асомкинское		87, 0
Асомкинское		13, 5
Восточно-Сургутское		13, 4
Петелинское		3, 3
Майское(через КНС)		4, 3
Всего в 1999г.		225, 5

Эффект продолжается (см. табл.4.6).

С целью испытания данной технологии в 1996-1998 гг. была успешно проведена закачка гелеобразующей композиции в нагнетательную скважину № 202 опытного участка месторождения «Белый Тигр» на юге Вьетнама в СП «Вьетсовпетро». В 1996 г. в нагнетательную скважину № 202 закачали 160 м³ композиции ГАЛКА, провели продавку в пласт морской воды в объеме 220 м³, после этого остановили скважину на реагирование на 9 суток для образования в пласте гелевого экрана и затем пустили скважину под закачку. После обработки приемистость скважины сохранялась на том же уровне, что и до закачки – около 600 м³/сут при давлении 100 атм. После 3-х месяцев закачки проведены повторные исследования термопрофиля и баропрофиля приемистости. Наблюдаемые изменения профилей давления и температуры в нагнетательной скважине свидетельствуют о перераспределении объемов закачки воды по толщине пласта между работающими интервалами. Так, в верхнем низкопроницаемом интервале перфорации наблюдалось увеличение приемистости с 5 до 15% от объема закачиваемой воды.

В марте 1998 г. была проведена повторная закачка гелеобразующей композиции ГАЛКА в скважине №202 в объеме 180 м³ для выравнивания профиля приемистости, регулирования фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта заводнением. Время реагирования составило 3 суток.

 

Таблица 4.6

Результаты применения композиции ГАЛКА на месторождениях ОАО»Юганскнефтегаз» в 2000г.

Место-рождение	Пласт	Номер скважин	кол-во обрабо-ток	Дата обра- ботки 2000г	Объем закач-ки, м3	Объем товар- ного реаген- та, т	Доп. добы- ча на 1.10.00, тыс.т	Удельный технологи- ческий эффект
т/т	т/скв
Южно- Сургутское	ЮС1	1524, 1518		апр июн	720, 0	72, 0	4, 8
Восточно- Сургутское	ЮС1	225, 181, 208, 223		апр- май	960, 0	96, 0	9, 0
Средне- Асомкинское	ЮС1	1719, 1727, 384, 1776, 1775, 1774, 1809, 1788, 1789		июн- сент	2160, 0	216, 0	2, 8
Майское	БС11-12	5021, 5019, 4059		апр-июль	960, 0	96, 0	0, 0
Правдинское	БС8	2137, 2164, 2223, 2158, 2103, 2104,		мар- май	1920, 0	162, 0	12, 7
Правдинское	БС6	110, 295, 549, 910, 975, 313, 1019, 281		мар- май	1680, 0	182, 0
Северо- Салымское	БС8	1907, 1186, 1187,		май- июль	960, 0	96, 0	2, 0
Северо- Салымское	БС6	1178, 1155, 1157,		Май	960, 0	96, 0
Северо- Салымское	АС11	1102, 127, 117, 111 1107, 136, 137		июн- июл	1680, 0	168, 0
Всего							31, 3

До обработки приемистость скважины № 202 составляла 313 м³ при давлении на буфере 50 атм, после закачки композиции ГАЛКА приемистость составила 194 м³ при давлении 70 атм, что свидетельствует об образовании гелевого экрана в высокопроницаемой части пласта. В результате исследований термопрофилей приемистости скважины №202 до и после закачки композиции установлено выравнивание профиля приемистости и перераспределение объемов закачки воды по толщине пласта между работающими интервалами. В верхнем интервале перфорации 3010-3018 м наблюдается увеличение приемистости с 10 до 40 %, в интервале 3024-3032 м снижение приемистости с 90 до 60% (рис.4.5).

До закачки композиции ГАЛКА

После закачки композиции ГАЛКА

Рис.4.5. Выравнивание профиля приемистости скважины №202 месторождения “Белый Тигр”, Вьетнам, композицией ГАЛКА

Рис.4.6. Результаты закачки композиции ГАЛКА в нагнетательной скважине № 202 на опытном участке месторождения «Белый Тигр».

 

В двух реагирующих добывающих скважинах, работающих в безводном режиме, наблюдалось увеличение буферного давления с 40 до 44 и с 36 до 44 атм, увеличение дебитов по нефти с 185 до 210 т/сут и с 250 до 300 т/сут (рис. 4.6).

В третьей обводненной скважине наблюдалось периодическое снижение обводненности с 20-25 до 5-14 %. Увеличение дебитов нефти и снижение обводненности добывающих скважин опытного участка является результатом перераспределения фильтрационных потоков и увеличения охвата пласта заводнением после закачки гелеобразующей композиции ГАЛКА.

Уникальная способность неорганических гелеобразующих составов ГАЛКА-термогель выдерживать температуры 300 – 350 ^оС позволила применить их для увеличения охвата пласта паротепловым воздействием при разработке залежей высоковязкой нефти. В 2002 г. на участке паротеплового воздействия пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения ООО " ЛУКОЙЛ-Коми" проведены опытно-промышленные испытания технологии увеличения охвата пласта паротепловым воздействием с применением твердой товарной формы гелеобразующего состава ГАЛКА-Термогель-С. Для проведения опытно-промышленных работ специалистами ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» и ИХН СО РАН были выбраны на участке ПТВ-3 Усинского месторождения (средний объект) 4 паронагнетательные скважины 4242, 4253, 4254, 4264 (рис. 4.7), образующие замкнутый элемент. В пределах опытного участка разрабатываются все три объекта: нижний, средний и верхний. Добывающие скважины всех объектов на опытном участке в настоящее время характеризуются высокой обводненностью продукции. Перед и после закачки гелеобразующего состава в те же скважины закачивали индикаторы. Трассирование показало гидродинамическую связь всех трех объектов разработки: нижнего, среднего и верхнего в разрезе залежи в пределах опытного участка (рис. 4.8).

В 2002 г. осуществлена закачка гелеобразующей композиции ГАЛКА-Термогель-С в паронагнетательные скважины на участке паротеплового воздействия ПТВ-3 пермо-карбоновой залежи ПТВ-3 Усинского месторождения: в сентябре в паронагнетательные скважины 4254 (106 м³) и 4242 (80 м³), в ноябре - в скважины 4253 и 4264 (по 200 м³). Образование геля в призабойной зоне скважин установлено по повышению давления в процессе закачки гелеобразующего состава и по уменьшению приемистости скважин после закачки. Так, до закачки приемистость скважин 4254 и 4242 была одинаковой и равной 960 м³/сут при давлении закачки Р_з=0 атм.

 

Рис. 4.7. Схема опытного участка ПТВ-3 Усинского месторождения (средний объект) закачки гелеобразующей композиции ГАЛКА-Термогель-С в паронагнетательные скв. 4242, 4253, 4254, 4264

Рис.4.8.Результаты трассирования опытного участка до закачки гелеобразующей композиции ГАЛКА-ТЕРМОГЕЛЬ в паро-нагнетательные скважины 4242, 4253, 4254, 4264 (желтый цвет – обнаружен роданид, зеленый цвет - обнаружена селитра).

После закачки раствора композиции ГАЛКА-Термогель для скв.№4254 приемистость стала равной 500 м³/сут при давлении закачки Р_з=50 атм, а для скв. 4242 - 250 м³/сут при давлении закачки Р_з=20 атм.

На рисунке 4.9 показана динамика изменения давления в процессе последовательной закачки порций раствора композиции ГАЛКА-Термогель-С в скважины 4254 и 4242. Характер изменения давления неодинаков. Возможно, это связано с тем, что скважина 4254 работает на средний и нижний объекты, тогда как скважина 4242 только на средний объект.

Рис. 4.9 Динамика изменения давления в процессе последовательной закачки порций раствора композиции ГАЛКА-Термогель-С в скважины 4254 и 4242 опытного участка ПТВ-3 Усинского месторождения.

Твердая товарная форма композиции ГАЛКА-Термогель-C показала высокую технологичность и полную экологическую безопасность в условиях промысла. В процессе приготовления и закачки раствора композиции ГАЛКА-Термогель-С никаких осложнений не наблюдалось.

По характеристикам вытеснения на основании промысловых данных по 29 добывающим скважинам опытного участка (табл.4.7) произведена оценка дополнительно добытой нефти. Характеристика вытеснения рассчитывается в среде Mathcad-2001 pro с помощью встроенной функции genfit (рис. 4.10). За весь период наблюдения с октября 2002 г. по февраль 2003 г. дополнительно добыто 33 тыс. тонн нефти. Технологическая эффективность составляет 275 тонн дополнительно добытой нефти на 1 тонну твердой товарной формы композиции ГАЛКА-Термогель-C. Добывающие скважины реагируют снижением обводненности на 3-45 % и увеличением дебитов по нефти (рис. 4.11). В целом по участку наблюдается увеличение месячных дебитов по нефти на 11.2 - 33.4 %, в среднем на 22.7 %, и уменьшение месячных дебитов по жидкости на 14.1 - 25.1%, в среднем на 19.8 % (рис.4.12).

 

Рис. 4.10.Характеристика вытеснения для опытного участка закачки композиции ГАЛКА-Термогель-С на Усинском месторождении в целом за весь период наблюдения с июня 2002 г. по февраль 2004 г.

 

Таблица 4.7

Динамика месячной добычи нефти и жидкости в целом для опытного участка закачки композиции ГАЛКА-Термогель-С на Усинском месторождении за период июнь 2002г.- февраль 2004 г.

Дата	Добыча нефти, т/мес	Добыча жидкости, т/мес	% воды	Добыча нефти, т/сут
Июнь2002			90, 3	207, 41
Июль 2002			90, 5	194, 22
Август 2002			90, 2	200, 58
Сентябрь 2002			90, 3	224, 81
Октябрь 2002			87, 9	255, 43
Ноябрь 2002			84, 9	284, 08
Декабрь 2002			84, 3	304, 03
Январь 2003			86, 2	222, 07
Февраль 2003			85, 5	264, 93
Март 2003			86, 7	232, 99
Апрель 2003			87, 4	216, 09
Май 2003			87, 9	186, 07
Июнь 2003			88, 0	204, 43
Июль 2003			85, 5	222, 42
Август 2003			82, 5	251, 83
Сентябрь 03			85, 4	208, 09
Октябрь 2003			85, 5	209, 48
Ноябрь 2003			88, 8	186, 73
Декабрь 2003			84, 1	219, 26
Январь 2004			83, 0	247, 35
Февраль 2004			85, 1	226, 51

 

 

 

 

Рис. 4.11. Динамика обводненности и месячной добычи нефти для опытного участка закачки композиции ГАЛКА-Термогель-С на Усинском месторождении за период с июня 2002 г. по февраль 2004 г.

 

Рис. 4.12..Динамика месячной добычи нефти и жидкости для опытного участка закачки композиции ГАЛКА-Термогель-С на Усинском месторождении за период с июня 2002 г. по февраль 2004 г.

 

⇐ Предыдущая6789101112131415Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. В условиях, связанных с применением физической силы, специальных средств, огнестрельного оружия
2. Выполните женскую причёску специального назначения (для невесты) с применением постижёрных украшений или дополнений с учётом индивидуальных особенностей потребителя
3. Графическая работа № 8 – Комплексные чертежи моделей с применением простых и сложных разрезов
4. Движениесприменением системы автоматического поддержания скорости
5. И 20. Основы технологии ведения очистных работ с применением механизированного комплекса.
6. Конвенция о защите прав и достоинства человека в связи с применением достижений биологии и медицины: Конвенция о правах человека и биомедицине
7. О проведении комплексного зачета на пригодность к действиям в условиях, связанных с применением физической силы, специальных средств и огнестрельного оружия
8. Определение содержания соли (NaCl, KCl) в растворе с применением анионита
9. Основные разновидности сущностей, которые возможно создать с применением техник одушевления предметов системы ДЭИР
10. Охрана объектов с применением технических средств охраны
11. Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Показатели разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.