foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Выравнивание контура нагнетательных вод при помощи БГС

Для оптимизации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов за прошедший период разработки начиная с 1989 г. делались попытки применить технологии, направленные как на увеличение охвата вытеснением (закачка сшитого полимерного состава, концентрированного полимерного состава), так и на улучшение нефтевытеснения (системы, содержащие ПАВ - эмульсионно-суспензионные составы, нефтеводные эмульсии). Кроме того, испытывались технологии, направленные на интенсификацию добычи нефти. Это различные варианты ОПЗ добывающих скважин растворителями и кислотами. Наиболее активно рассматриваемые технологии  внедрялись в начале 90-х годов.

Необходимо подчеркнуть, что методы интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи применялись только в пластах горизонта БС10. На нижележащих пластах ачимовской пачки БС16-22 применялись только методы интенсификации в виде кислотных обработок. Подробный обзор применявшихся технологий и анализ результатов их внедрения за период до 1996 г. был дан в работах, выдержки из которых и оценки полученного эффекта использованы ниже.

После 1995 г. работы по испытанию и применению МУН были практически остановлены, за исключением закачки «большеобъёмных полимерных составов» (БПС), которую провели в 7 скважин горизонта БС10 (одна операция – в 1997 г. и ещё шесть – в 1998 г.). Применение БПС вызвало замедление темпа обводнения на большой площади, охватывающей 42 добывающие скважины, находившиеся в работе. Подробный анализ положительных результатов применения БПС и оценка технологического эффекта даны в разделе 3.2.1. данной работы.

         До 1995 г. на Средне-Балыкском месторождении испытывались технологии, разработанные научными и внедренческими организациями “Гипровостокнефть”, ТОО ВФ “Технология”, НПТОО “Нафта-С”, ВНИИЦ “Нефтегазтехнология” и другими с использованием различных химических реагентов. Рабочие агенты закачивали в скважины как индивидуально, так и через КНС. Всего за период 1991-2000 гг. закачку химреагентов разного назначения провели в 25 скважин для регулирования фильтрационных потоков и в 23 скважины – для промывки растворителями на основе Нефраса. Основным исполнителем работ являлось НТПУ “Юганскнефтепромхим” и управления ПНП и КРС.

 Композиция на основе полиакриламида и АКОР Б-100.

 Композиция образует вязкий раствор полиакриламида в порах продуктивного пласта и обеспечивает отключение или снижение проницаемости высокопромытых нагнетаемыми водами зон. Состав АКОР Б-100 содержит в своем составе в качестве сшивателя ПАА хлористый титан.

В 1989-90 гг. были обработаны 33 нагнетательные скважины пласта БС10. Скважины обрабатывались индивидуально, объем закачки композиции составлял 30-50 м3 раствора на скважину. Опытные участки по закачке композиции характеризовались высокой обводнённостью продукции добывающих скважин. По результатам анализа СибНИИНП, применение композиции привело к отрицательному результату: отмечалось как падение темпа отбора, так и ухудшение характеристик вытеснения.

Лишь по 4 участкам из 16 наблюдалось падение обводненности и по 2 - некоторое увеличение темпа отбора жидкости. По мнению  авторов, при  закачке   композиции  в   объёме 30-50 м3 на скважину в заводняемом пласте вместо изоляции высокопроницаемых интервалов происходит изоляция средне- и низкопроницаемых продуктивных пропластков. Попадая в высокопроницаемые интервалы, композиция просто вымывается закачиваемой водой из-за небольших объемов закачки реагентов. Для повышения эффективности применения композиции необходимо увеличение объема ее закачки в 10-100 раз. Анализ, проведенный дополнительно в работе, подтвердил эти выводы.

В 1991 году композицией на основе ПАА и АКОР Б-100 были обработаны ещё 4 нагнетательные скважины (3002, 3005, 3006, 3009) пласта БС10, находящиеся на севере южного участка. Скважины обрабатывались индивидуально. Всего было закачано 220 т композиции,   с  расходом 3 т ПАА.  Дополнительная  добыча  нефти  составила  только 2,5 тыс.т, т.е. около 0,63 тыс.т на 1 скважино-операцию. Эта низкая эффективность, возможно, также объясняется необходимостью закачки более объёмных оторочек.

Концентрированный полимерный состав (КПС-1) представляет собой 5 % дисперсию порошкообразного ПАА в безводном носителе (Неонол, Нефтехим, Тарин, нефть и др.) и применяется для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технология состоит в закачке в пласт дисперсии до снижения приемистости на 20-50 % с последующей выдержкой в пласте в течение суток, после чего в несколько циклов (по 50 м3), чередующихся с закачкой воды, закачивается водный раствор ПАА концентрации 0,05 %.

В 1994 г. составом КПС-1 на основе ПАА  и нефти с последующей закачкой оторочки 0,05 % водного раствора ПАА обработаны нагнетательные скважины 3003, 3005, 3002, расположенные в том же районе.

Общий объем закачки дисперсии составил 952 м3, расход ПАА 97,4 т. Наблюдалось значительное снижение обводненности при повышении дебита нефти. Дополнительная добыча нефти, оцененная по характеристикам вытеснения, составила не менее 18 тыс.т, удельный технологический эффект –  6,1 тыс.т на одну скважину.

Как отмечалось в работе, результаты применения дисперсии КПС-1 показывают, что применение потокоотклоняющих технологий и выравнивающих составов в переходной зоне участке между северным и южным участками достаточно перспективно. В дальнейшем с учетом выработки запасов необходимо еще более усилить изолирующие свойства и увеличить объемы закачки рабочих растворов.

Эмульсионно-суспензионные составы (ЭСС) представляют собой смесь ингибиторов коррозии марок “Тарин”, Нефтехим (эмульгаторы), нефти, бентонитовой глины (БГ) и воды. ЭСС применяют для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Приготовленную промежуточную смесь подают в поток нагнетаемой в скважину воды в соотношении ЭСС : вода от 1:2 до 1:10. Образование эмульсионно-суспензионной смеси происходит в колонне НКТ. Помимо выравнивающих свойств, ЭСС обладает также некоторой нефтевытесняющей способностью.

В 1991 году ЭСС были обработаны три нагнетательные скважины (3007, 3004 и 2066б) на севере южного участка. Общий объем закачки ЭСС составил 383 т, расход реагентов в товарной форме 43,9 т. Все три обработанные скважины находятся на внешней границе ЧНЗ. По очагам скважин 3004 и 3007 технологический эффект не был выявлен в связи с остановкой реагирующих добывающих скважин. По очагу скважины 2066б дополнительная добыча нефти составила 1,63 тыс.т. В январе 1995 г. скважина 2066б была обработана повторно с применением ЭСС на основе бентонитовой глины, нефти, Нефтенола НЗ, 10 % водного раствора хлористого кальция с последующей закачкой оторочки 0,05 % водного раствора ПАА. Общий объем закачки ЭСС составил 412 т. По повторной

обработке технологический эффект составил только 0,2 тыс.т. По заключению авторов, полученные результаты свидетельствуют о низкой эффективности применения ЭСС на границе ЧНЗ и ВНЗ.

В 1992 году агентом ЭСС была обработана нагнетательная скважина 3010, расположенная в ЧНЗ в центральной части объекта. Общий объем закачки ЭСС составил 295 т, расход реагентов 22,8 т. Дополнительная добыча нефти составила только 0,68 тыс.т.

В апреле-мае 1995 г. ЭСС на основе бентонитовой глины, нефти, Нефтенола, 10 % водного раствора хлористого кальция и воды был закачан в скважину 3053, находящуюся в ВНЗ, рядом с внешним контуром нефтеносности на западе северного участка. Было закачано 185 т состава с расходом реагентов 53 т. По данной обработке дополнительной добычи нефти получено не было.

Результаты применения ЭСС на объекте БС10 в целом показывают, что эффективность данной технологии невысока. Это, возможно, связано, с одной стороны, с использованием недостаточно больших оторочек закачиваемого состава, как и в случае с применением композиции АКОР и ПАА, а с другой стороны - с необходимостью применения систем, обладающих более высокими водоизолирующими свойствами, позволяющими увеличивать охват пласта заводнением.

Нефтеводяные эмульсии (НВЭ)представляют собой смесь нефти, ингибиторов коррозии марок “Тарин” или “Нефтехим”, НПАВ и воды и относятся к «мягким потокоотклоняющим составам». НВЭ применяются для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Приготовленную смесь закачивают в поток нагнетаемой в скважину воды в соотношении от 1:1.8 до 1:2.2. Объем закачки НВЭ составляет от 50 до 300 м3 на скважину. В 1991 году агентом НВЭ были обработаны нагнетательные скважины 3003 и 3029, находящиеся, соответственно, между северным и южным участками в центре северного участка. Общий объем закачки эмульсии составил 383 м3. Дополнительная добыча нефти по очагу скв. 3003 составила 3,8 тыс.т. По очагу скв. 3029 дополнительная добыча не превысила 0,5 тыс.т. Средняя удельная эффективность потокоотклоняющих технологий по объекту БС10 по итогам работ до 1996 г. составляла 1,7 тыс.т на скважино-операцию. С учетом коэффициента риска, равного 0,9, удельный эффект от вышеперечисленных технологий на одну скважино-операцию   можно  принять  равным 1,5 тыс.т.

Большеобъёмные полимерные составы (БПС)  - последняя по времени применения модификация потокоотклоняющих технологий на основе полимерных агентов. Закачка композиции была осуществлена в 1997-98 гг. в приконтурные скважины на востоке северной зоны пласта БС10 (2121, 2097, 3052) и скважины разрезающего ряда, отделяющие северную часть от центральной (2003, 2007, 3002, 3008). В прилегающей зоне, испытывающей влияние закачки в обработанные скважины, находятся 42 работающие добывающие скважины. Эффект от воздействия выразился в стабилизации и некотором снижении обводнённости продукции участка, падение добычи нефти было приостановлено. Объём дополнительной добычи нефти на 01.01.2001 составил, по двум независимым методам оценки, 122 тыс.т. В расчёте на  одну скважино-обработку эффект составляет более 17 тыс.т/скв.

Следует особо отметить, что такой высокий эффект был получен благодаря одновременному воздействию на значительный по площади и запасам участок залежи. Учитывая возможные объёмы внедрения БПС в центральной и южной частях объекта (площадная система заводнения) и достигнутую стадию выработки запасов, можно ожидать прироста добычи нефти в объёме 4 – 6 тыс.т на одну обработку. В случае закачки БПС в единичные нагнетательные скважины и разновременно эффективность мероприятия может быть значительно ниже.

Из проведённого анализа следует, что для отдельных участков горизонта БС10 Средне-Балыкского месторождения (зоны, где в разрезе скважин вскрыты прослои, резко отличающиеся по коллекторским свойствам, а также зоны совместной эксплуатации пластов БС101 и БС102) могут быть рекомендованы технологии увеличения охвата вытеснением на основе полимерных и эмульсионно-суспензионных составов при увеличенном объёме оторочек. С целью интенсификации добычи нефти можно рекомендовать ОПЗ скважин с применением композиций нефтяных растворителей и форсированный отбор жидкости из обводненных скважин. Анализ проведенных ранее работ показал, что объект БС10 восприимчив к потокоотклоняющим технологиям, обладающим высокими изолирующими свойствами при больших объемах закачки (таких, как, например, КПС-1). Это объясняется повышенной проницаемостью и толщиной продуктивного пласта в сочетании с повышенной температурой. Наиболее подходящими в таких условиях являются неорганические осадко и гелеобразующие композиции с повышенным объёмом закачки, в последнее время широко испытываемые и применяемые на месторождениях Западной Сибири. К ним относятся следующие. Гель Метка, получаемый на основе эфира целлюлозы, и композиция Галка на основе гидрогеля алюминия, которая может быть применена с разбавлением товарного реагента водой в соотношении 1:10 при объеме закачиваемой оторочки не менее 600-800 м3 на одну нагнетательную скважину.  Силикатно-щелочное воздействие при тех же объемах закачки рабочего агента с концентрацией диоксида кремния не менее 12 %. Композиция полимера Гивпан может быть применена при разбавлении не более 1:5 при объёме оторочки 500-600 м3 на одну нагнетательную скважину. В порядке промысловых испытаний можно рекомендовать большеобъемные гелевые оторочки (БГС)  с объемом закачки 5-7 тыс.м3 или одноконпонентную полимерно-гелевую систему Темпоскрин с объемом закачки из расчёта не менее 10 м3 на 10 м3 приемистости нагнетательной скважины. Применение БГС и Темпоскрина ограничено повышенной температурой пласта (85 оС) из-за термической деструкции полиакриламида и его сшитых форм. К рассматриваемому классу агентов для регулирования профиля приёмистости относятся также полимерно-дисперсные наполненные системы (ПДНС), приготовляемые с использованием глинопорошка и древесной муки, гель РИТИН, имеющий повышенную до 120оС термостойкость и не подверженный механической деструкции, эмульсии на основе продукта Полисил для селективной изоляции высокопроницаемых пропластков. Агенты на основе биополимера БП-92 могут быть использованы не только для регулирования профиля приёмистости скважин, но и для полимерного заводнения участков или целых залежей при дозировании агентов на приёме КНС.

 

Статистика



Яндекс.Метрика