Технологии увеличения нефтеотдачи композициями на основе ПАВ и комплексная технология воздействия гелеобразующими и нефтевытесняюшими композициями

⇐ ПредыдущаяСтр 13 из 24Следующая ⇒

Для вовлечения в разработку трудно извлекаемых запасов юрских отложений месторождений Западной Сибири разработана комплексная технология: сначала осуществляется воздействие гелеобразующей композицией, увеличивающей охват объекта заводнением, а затем нефтевытесняющей композицией, интенсифицирующей разработку. Технология позволяет с помощью комбинированного воздействия на залежь гелеобразующей и нефтевытесняющей композициями эффективно перераспределять фильтрационные потоки пластовых флюидов и вовлекать в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением. В качестве гелеобразующей использовали неорганическую гелеобразующую композицию ГАЛКА, в качестве нефтевытесняющей - композицию ИХН-100 на основе ПАВ и аммиачной буферной системы с максимумом буферной емкости в интервале 9.0-10.5 ед. рН, позволяющей ей сохранять, саморегулировать комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения.

Композиции ИХН-60 и ИХН-100 – маловязкие, пожаробезопасные жидкости с температурой замерзания –33 ¸ -55 °С. Они обеспечивают прирост коэффициента вытеснения на 10-20 %, могут применяться в различных геолого-физических условиях месторождений, в широком интервале минерализации пластовых вод, для пластов с температурой 20-120^оС, проницаемостью 0.005-0.500 мкм², причем наибольший эффект достигается для низко проницаемых неоднородных коллекторов, в частности, юрских и меловых отложений, типичных для Западной Сибири. Композиции способны снижать фильтрационные сопротивления в призабойных зонах скважин, уменьшать остаточную нефтенасыщенность, снижать набухаемость глин (глинистого цемента коллектора, фильтрата бурового раствора), деструктурировать межфазные слои на границе нефть – порода – вода. В процессе вытеснения нефти композициями ИХН-60 и ИХН-100 подвижность фильтруемой жидкости возрастает в 3-7 раз, что указывает на возможность значительного увеличения приемистости нагнетательных скважин при проведении обработки призабойной зоны пласта. ЗАО «Химеко-ГАНГ» осуществляет промышленный выпуск композиции ИХН-100, ТУ 2458-058-17197708-01. Композиции ИХН-100 и ИХН-60 производит также ЗАО «ПОЛИЭКС», г. Пермь.

ИХН СО РАН совместно с СибНИИНП разработана технология обработки призабойных зон (ОПЗ) скважин с применением композиций ИХН в целях интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи, основанная на способности композиций ИХН снижать фильтрационные сопротивления в призабойных зонах скважин, уменьшать остаточную нефтенасыщенность, снижать набухаемость глин (глинистого цемента коллектора, фильтрата бурового раствора), деструктурировать межфазные слои на границе нефть – порода – вода. Технология применима в различных геолого-физических условиях месторождений, для пластов с температурой 20 – 120 ^оС, проницаемостью 0.005 - 0.500 мкм², причем наибольший эффект достигается для низкопроницаемых неоднородных коллекторов, в частности, юрских и меловых отложений, типичных для Западной Сибири. Технология используется:

· для увеличения приемистости нагнетательных скважин;

· освоение скважин под нагнетание воды после бурения или отработки на нефть;

· проведение работ по перестрелу продуктивной толщи пласта, дополнительной перфорации (дострелу) пропластков в нагнетательных скважинах, освоении скважин, переведенных под закачку воды на другие горизонты.

В Западной Сибири проведено более 160 обработок призабойных зон скважин композициями ИХН – в объединениях «Томскнефть», «Нижневартовскнефтегаз», «Красноленинскнефтегаз» («ТНК-Нягань»), ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». Обработка призабойных зон приводит к увеличению приемистости скважин в 1, 5-2, 5 раза, снижению давления нагнетания на 30-40 %, повышению эффективности работы добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. Продолжительность эффекта – от 6 до 16 месяцев. Предлагаемая технология обеспечивает дополнительную добычу 20-30 т нефти на 1 т закачанной композиции. Технология экономически эффективна, время окупаемости затрат 5-10 месяцев. После проведения ОПЗ композициями ИХН наблюдалось подключение к разработке ранее не работающих интервалов пласта. Так, в скважине 688 Вахского месторождения до и после ОПЗ композицией ИХН-100 были построены профили приемистости по результатам измерения с РГД-4. До обработки пласт принимал воду только в интервале 2611-2611.6 м, работающая мощность пласта составляла 0.6 м, приемистость 48 м³/сут. После закачки 13 м³ композиции ИХН-100 начали принимать воду 2 интервала: 2611-2612.8 м и 2615.4-2615.8 м, суммарная работающая толщина увеличилась и стала равной 2.2 м при том же давлении нагнетания, при этом приемистость увеличилась с 48 до 320 м³/сут.

В августе – ноябре 2000 г. успешно проведены опытно-промышленные работы с использованием композиций ИХН-100 для интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи на 10 нагнетательных и добывающих скважинах месторождений ОАО «Роснефть-Пурнефтегаз». Например, закачка композиции ИХН-100 в нагнетательную скважину 127/3 Верхне-Пурпейского месторождения привела к увеличению приемистости от 40 м^З/сут максимально до 620 м^З/сут, затем был поставлен штуцер диаметром 5 мм и в сейчас сважина работает с приемистостью 230 м³/сут со штуцером. Добывающая скважина 128, гидродинамически связанная с нагнетательной, реагирует увеличением дебитов нефти и снижением обводненности. После закачки композиций ИХН-100 в скважины 537/10 и 337/10 Верхне-Пурпейского месторождения добывающие скважины №№ 107, 544, 359, 536 и 343 (рис. 4.19) также отреагировали на закачку увеличением дебитов нефти и снижением обводненности.

В сентябре–октябре 2001 г. в ТПП «Лангепаснефтегаз» на Лас-Еганском месторождении, пласт ЮВ₁, успешно проведены опытно-промышленные работы на первоочередных участках по испытанию технологии увеличения нефтеотдачи путем закачки в нагнетательные скважины сначала гелеобразующей композиции ГАЛКА для увеличения охвата пласта заводнением и затем через несколько дней в те же скважины нефтевытесняющей композиции ИХН-100 для интенсификации добычи трудноизвлекаемых запасов. В нагнетательные скважины 9324/202, 9329/206, 9066/205 произведена закачка гелеобразующей композиции ГАЛКА-термогель-У в количестве 6, 10 и 18 т, соответственно, всего 24 т, и нефтевытесняющей композиции ИХН-100 в количестве 30, 50 и 48 т, соответственно, всего 120 т.

Рис. 4.19. Снижение обводненности и увеличение дебитов по нефти после закачки композиции ИХН-100.

Результаты анализа промысловых данных за период с января 2001 по октябрь 2002 года показали, что совместное действие композиций ГАЛКА-термогель-У и ИХН-100 приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте, подключению низко проницаемых пропластков и интенсификации их разработки, что выражается в снижении обводненности добываемой продукции и увеличению дебитов по нефти эксплуатационных скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными (рисунки 4.20, 4.21).

Рис. 4.20 Результаты применения комплексной технологии увеличения нефтеотдачи - закачки композиций ГАЛКА и ИХН-100 на опытном участке пласта Ю₁ Лас-Еганского месторождения (нагнетательная скв. 9066, добывающая скв. 152р).

Рис. 4.21. Результаты применения комплексной технологии увеличениянефтеотдачи - закачки композиций ГАЛКА и ИХН-100 на опытном участке пласта Ю₁ Лас-Еганского месторождения (нагнетательная скв. 9329, добывающая скв. 9330).

Дополнительная добыча нефти по участку на 1.10.2002 г. составила 4.4 тыс. т, в том числе в 2001г. – 1.578 тыс. т, в 2002 – 2.824 тыс. т. Технология рекомендована к промышленному применению на месторождениях Западной Сибири.

В ИХН СО РАН разработана технология повышения эффективности паротеплового воздействия на залежи высоковязкой нефти композициями НИНКА на основе ПАВ, генеpиpующими в пласте при паротепловом воздействии СО₂, и щелочную аммиачную буферную систему. Технология направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счет уменьшения вязкости нефти, увеличения охвата пласта, снижения межфазного натяжения на границе раздела: нефть – вода – порода, снижения набухаемости глинистых цементов, улучшения смачивающей способности, увеличения подвижности пластовых флюидов, прироста коэффициента нефтевытеснения и уменьшения остаточной нефтенасыщенности.

Согласно технологии в пласт закачивается оторочка водного раствора композиции НИНКА на основе системы ПАВ – каpбамид – соль аммония – вода, которая способна образовывать СО₂ и аммиачную буферную систему непосредственно в пластовых условиях за счет тепловой энергии теплоносителя. Образующийся в пласте СО₂снижает вязкость нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы. Присутствие углекислого газа и аммиака в водяном паре способствует сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации самого пара, увеличивает эффективность процесса внутрипластового переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. Кроме того, углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Эту же роль выполняет аммиачная буферная система, образующаяся при растворении аммиака в водном растворе соли амммония. Благодаря своей щелочности, рН=9-10, и присутствию ПАВ она способствует интенсификации противоточной пропитки и вытеснению нефти. ПАВ совместно со щелочной буферной системой способствует деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок, образующихся на границах нефть – вода – порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. При вытеснении нефти композицией НИНКА за счет снижения вязкости и улучшения смачивающей способности подвижность фильтруемой жидкости увеличивается в 1.5-6 раз, прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 10-20 %, значительно уменьшается остаточная нефтенасыщенность, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин и увеличению добычи нефти. Соль аммония, входящая в состав композиции, является также трасс-индикатором.

Проведены опытно-промышленные испытания технологии с применением нефтевытесняющей композиции НИНКА для повышения эффективности паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти на Усинском месторождении ООО " ЛУКОЙЛ-Коми". В сентябре 2002 г. проведена закачка композиции НИНКА в паронагнетательные скважины 4029, 4040 и 4596 на участке паротеплового воздействия ПТВ-3 пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Объем закачки на одну скважину составил 88 м³ 50 %-ного раствора композиции (44 т по сухим реагентам), суммарный объем закачки по всем скважинам 264 м³ (132 т по сухим реагентам). Приготовление и закачку композиции осуществляла бригада ОАО «ОТО». Нагнетание пара в скважины было остановлено за сутки до закачки нефтевытесняющей композиции. Паронагнетательные скважины 4040, 4029 и 4596 имели перед закачкой композиции высокую приемистость (800-1000 м³/сут по воде при давлении закачки, равном 0). В процессе закачки композиции НИНКА приемистость не изменилась. Каких либо осложнений при проведении технологического процесса не наблюдалось. Композиция НИНКА показала высокую технологичность и полную экологическую безопасность в условиях промысла.

На рис. 4.22, 4.23 приведены фактические данные по месячной добыче нефти, жидкости и обводненности суммарно по скважинам опытных участков. Отчетливо видна реакция на закачку композиции НИНКА - увеличение дебитов по нефти и снижение обводненности.

Рис. 4.22. Динамика изменения дебитов по нефти и жидкости для добывающих скважин опытного участка пермокарбоновой залежи Усинского месторождения после закачки композиции НИНКА в паронагнетательную скв. 4596.

Рис. 4.23. Динамика изменения обводненности, дебитов по нефти и жидкости для добывающих скважин опытного участка пермокарбоновой залежи Усинского месторождения после закачки композиции НИНКА в паронагнетательную скв. 4040.

Анализ эффективности опытно-промышленных работ производился на основании промысловых данных за период с июня 2002 г. по февраль 2004 г. по добывающим скважинам трех опытных участков с нагнетательными скважинами 4040, 4029 и 4956 (добывающие скважины первого, ближайшего, и второго рядов). Результаты расчета дополнительно добытой нефти за период октябрь 2002 г. - февраль 2004 г. и прирост среднемесячного дебита нефти добывающих скважин приведены на рис. 4.24 и в таблице 4.8.

Нагнетательная скважина 4040

Нагнетательная скважина 4029

Нагнетательная скважина 4956

нагнетательная скважина 4040, добывающие скважины: 3137, 3141, 6136, 6155, 6156, 6158, 6170, 7182, 8331, 8332, 8351; нагнетательная скважина 4029, добывающие скважины: 3189, 3190, 3248, 3456, 6105, 6123, 6124, 6139, 7165, 8287, 8288; нагнетательная скважина 4596, добывающие скважины: 3192, 3194, 3244, 3246, 3304, 7200, 8321, 8330, 8348, 8349

Рис. 4.24. Технологическая эффективность закачки композиции НИНКА на опытных участках ПТВ-3 пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.

Таблица 4.8

⇐ Предыдущая 8 9 10 11 121314 15 16 17 Следующая ⇒