Технология повышения нефтеотдачи пластов модифицированным полимерным составом (МПС)

МПС - состав, предназначенный для увеличения текущей добычи нефти и снижения обводненности добываемой продукции на поздней стадии разработки за счет водоограничительных свойств получаемого геля.

ЦЕЛЬ ТЕХНОЛОГИИ: совершенствование процесса гелеобразования за счет применения физических процессов, ускоряющих гелеобразование и способа выделения (осадкообразования) из состава растворителя (пластовой, сточной воды) нерастворимых соединений (солей), которые в растворенном виде препятствуют образованию прочных гелеобразующих составов, и как результат - получение геля с заданными прочностными характеристиками.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

МОДИФИЦИРОВАННЫМ ПОЛИМЕРНЫМ СОСТАВОМ

И.М. НОВИКОВ Р.И. ШАФИГУЛЛИН И.И. КРОТКОВ М.Г. МИННЕГАЛИЕВ Р.Г. ТИМИРХАНОВ

ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕХНОЛОГИИ

• отсутствие влияния химических элементов, находящихся в пластовых условиях и в воде, применяемой для приготовления композиций.

• становится нецелесообразным крепление цементом для усиления прочности образуемого состава, поскольку можно получить практически любые прочностные параметры геля, особо устойчивого к разрушению.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Объект применения - обводненные карбонатные и терригенные коллекторы порового и трещиноватого типа

нач. отд. организации работ по ПНП ОАО «Татнефть»

гл. инженер НГДУ «Елховнефть» ОАО «Татнефть»

гл. инженер ООО «Татнефть-ХимСеврсис»

гл. технолог ООО «Татнефть-ХимСеврсис»

зам. нач. геологической службы ООО «Татнефть-ХимСеврсис»

г. Альметьевск

добывающих скважин, имеющие про-ницаемостную неоднородность в строении пласта.

ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ

На нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» технология внедряется с 2007 года. В целом по методу после обработки 6 скважин дополнительно добыто 1319 т нефти или 219,8 т на одну обработку. Средний прирост добычи нефти по методу составил +1,52 т/сут. В результате применения метода МПС ограничение попутно добываемой воды составило 7065,9 т по 6 скважинам или

в среднем 1177,6 т на одну обработанную скважину.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ

В качестве гелеобразующих составов для всех видов ремонтно-изоляционных работ используются композиции на основе водорастворимых полиакри-ламидов (сополимеров акриламида с акриловой кислотой). Для приготовления растворов используются технические, пластовые, пресные или воды, используемые в системах ППД. В качестве сшивателей применяются ацетат хрома (соль трехвалентного хрома), щелочи

, ь ш И и До обработки После обработки* с ^ т тф е е л с о Е н ^ ш Р 2

Месторождени площадь, зале Дата обработк о- о- 1 н га , о п = ш ие й

№ п/п т к с о1 № НГДУ Горизонт Рпл., атм дебит жидк сти, т/сут обводненность, % дебит неф ти, т/сут дебит жидк сти, т/сут обводненность % дебит неф ти, т/сут чр ые бм а е оп. чал оа Дн Дни работы обработки £ § * 2 нв аы рб о а

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

1 8457 НН Камышлинс. Б+Р 15. -16.12.06 123 21,6 96 1,4 8,4 57,1 3,6 218 286,5 -3258,3

2 8288а НН Вишн.-Полян. Б+Р 13 .-14.1206 128 22,8 98,4 0,9 11,4 70,3 3,4 803 309,5 -4249

3 8460 НН Камышлинс. Б+Р 22. -23.01.07 125 11,1 96 0,5 19,6 96 0,8 160 186,8 932,5

4 592к НН Кутушск Б+Р 15. -16.09.07 120,3 7,7 87,8 1 6,1 83,5 1 32 35,9 -59,5

5 9078 НН Ив.-Мало-Сульч. Тур- нейс. 18. -19.09.07 106 22,6 93,3 2,4 14,1 59,6 5,7 102 35,3 -360,1

6 662 НН Бурейкин. Б+Р 18. -19.10.07 137 32,4 95,9 0,7 33,3 96,1 1,3 4 13,8 -71,5

Примечание: * - данные приведены по состоянию на 01.11.2007 г. Скв.8460 - произошел подъем ВНК

Всего по технологии: обработано добывающих скважин 6

добыто дополнительной нефти, т 1319

ограничение попутно добываемой воды, т -7065,9

Дополнительная добыча нефти: на одну добывающую скважину, т 219,8

Табл. 1 Промыслово-эксплуатационные характеристики объектов воздействия обработанных по технологии МПС в 2007 г.

Технологическая схема обвязки наземного оборудования

для закачки модифицированного полимерного состава в скважину.

Прорывы воды в трещиновато-поровых коллекторах связаны с быстрым продвижением фронта закачиваемой воды по системе трещин, а также с поступлением воды в продуктивный пласт из водоносных горизонтов

(гидроксид натрия), сода пищевая (натрий двууглекислый).

По своим химическим свойствам щелочь и сода являются осадкообразую-щими компонентами данной технологии.

Приготовленная композиция представляет собой особый вид твердых тел, сочетая в себе свойства твердых тел, эластомеров, содержащих в своем составе нерастворимые соли в качестве упрочняющей гель структуры. Они способны как твердые тела - сохранять свою форму, а как эластомеры - развивать большие упругие обратимые деформации при нагружении.

Нерастворимые соли препятствуют разрушению геля при приложении значительных нагрузок на систему. Изолирующие свойства таких систем предопределяются их способностью удерживаться в объеме пор, трещин, каверн. За счет образования химических связей между группами полимера и активными группами на поверхности породы (адгезионное взаимодействие), состав создает при этом высокие сопротивления течению через объем геля воды. За счет упругих свойств системы образуется непроницаемый экран.

Приложенная нагрузка, обусловленная закачкой воды в зону обработанную гелем, приводит к развитию касательных и нормальных напряжений. При таких условиях перемещение геля требует больших сдвиговых усилий. Этот эффект усиливается наличием в извилистых каналах переменного сечения большого количества осажденного материала. Необходимое распределение гель-полимерного состава достигается за счет того, что концентрированные растворы полимера и осадкообразую-щей композиции ограниченно проникают в поровый коллектор и неограниченно фильтруются в трещинах.

В случае порового коллектора в неоднородном по проницаемости пласте водонасыщенные пропластки обладают максимальной проницаемостью. Введение изолирующего состава в водоносную часть пласта позволяет снизить темп поступления воды.

Прорывы воды в трещиновато-по-ровых коллекторах связаны с быстрым продвижением фронта закачиваемой воды по системе трещин, а также с поступлением воды в продуктивный пласт из водоносных горизонтов. В этих случаях снижение фильтрации воды в трещинах будет положительно сказываться на степени обводненности добываемой нефти. Следовательно, необходимо обеспечить заполнение трещин высокопрочным гелем с частичным проникновением реагента в поровый коллектор.

1 - водовод; 2 - автоцистерна с водой; 3 - агрегаты типа ЦА-320; 4 - установка КУДР; 5 - скважина; 6 - задвижка; 7 - обратный клапан.

ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ И ТРЕБОВАНИЯ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ К ВЫБОРУ ОБЪЕКТА ВОЗДЕЙСТВИЯ

Технология применяется на добывающих скважинах.

Объект применения - обводненные карбонатные и терригенные коллекторы порового и трещиноватого типа, имеющие проницаемостную неоднородность в строении пласта.

Выбранный объект воздействия должен отвечать следующим условиям:

• приемистость - не менее 200 м3/сут., при допустимом давлении закачки;

• вязкость нефти в интервале от 4 до 300 мПа^с;

• температура пласта от 15 до 500С;

• пласт неоднородный или трещинова-то-поровый.

Скважина, предназначенная для закачки, должна иметь исправную устьевую арматуру, чистый забой и зумпф, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований.

Непосредственно перед началом работ скважина должна быть заполнена

водой для получения объективных данных по приемистости скважины до проведения технологии.

ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА И МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА

При осуществлении технологического процесса по приготовлению и закачке МПС для проведения работ по водоизоляции применяется следующее оборудование:

• комплект оборудования для обвязки арматуры скважин;

• передвижная установка КУДР;

• насосный агрегат типа ЦА-320 (для определения приемистости скважины пред проведением закачки);

• гидроманипулятор (для завоза, разгрузки хим. реагентов, вывоза пустой тары из-под них);

• автоцистерна (для подвоза воды).

Установка КУДР-8 предназначена для приготовления на устье скважины гелеобразующего состава, содержащего растворенный полимер и сшиватели.

Для осуществления технологии необходимы следующие материалы:

Нерастворимые соли препятствуют разрушению геля при приложении значительных нагрузок на систему. Изолирующие свойства таких систем предопределяются их способностью удерживаться в объеме пор, трещин каверн

Полиакриламид (ПАА) - водорастворимый полимер, по внешнему виду - белый кристаллический порошок. Для приготовления состава применяется полиакриламид марки Алкофлад-955 ФР9-8177). Возможно, применение по-лиакриламида других марок, способных к гелеобразованию в композиции и допущенных к применению в нефтяной промышленности согласно РД 153-39026-97; (например, ПАА марок Алкоф-лад-935, Алкофлад-1175А и др.).

В качестве сшивателя в композиции используется водный раствор ацетата хрома. Ацетат хрома (уксуснокислый

хром (III)) представляет собой жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты, хорошо растворим в воде. Водный раствор ацетата хрома выпускается по ТУ 2499-001-50635131-00.

Натр едкий технический ^а ОН) - ги-дроксид натрия, применяется в химической, нефтехимической, нефтяной и других отраслях промышленности. Молекулярная масса (по международным атомным массам 1985 г.) - 40,00. Выпускается в жидком виде - водный раствор 46 % концентрации плотностью 1,49 г/см3 или в твердой фазе.

Натрий углекислый ^аНСО3) - пищевая сода, порошок белого цвета,

Объем и концентрация компонентов состава определяется расчетным путем исходя из конкретных геолого-физических условий объекта воздействия: пористости, вскрытой толщины пласта, интервала пласта, интервала заколонного перетока

хорошо растворим в воде, плотность 2160 кг/м3, нетоксичен, пожаро- и взрывобезопасен.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МОДИФИЦИРОВАННЫХ ПОЛИМЕРНЫХ СОСТАВОВ

Объем и концентрация компонентов состава определяется расчетным путем, исходя из конкретных геолого-физических условий объекта воздействия: пористости, вскрытой толщины пласта, интервала пласта, интервала заколонного перетока.

Закачка водоизолирующего состава производится через интервал перфорации. Объем закачиваемого полимерного состава рассчитывается по формуле:

V — К- R

2-

Iii

(1),

где: R - радиус обработки, м.

m - пористость пласта, доли ед.

Закачали в скв. Параметры закачки

Месторождение, площадь, залежь Дата обработки Перфорированная толжина плата Начальные Конечные т; 2  н

№ п/п m к с Ol № НГДУ Горизонт Сода пищ., кг р-р NaOH, л р-р Ацхр., л ПАА ДП-9, кг з. о с 5 о к3 > 5 прием., м3/сут давление, атм уд. Прием, м3/сут/атм прием м3/сут давление, атм уд. Прием., м3/сут/атм Изменение (+ уд. Прием % Радиус услоЕ Круга обрабо

1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0 7,0 8,0 9,0 10,0 11,0 12,0 13,0 14,0 15,0 16,0 17,0 18,0 19,0 20,0

1,0 8457,0 НН Камыш-линс. Б+Р 15.-16.12.06 9,0 1035,0 11,3 207,0 552,0 49,8 309,0 10,0 30,9 169,0 90,0 1,9 -93,9 3,4

2,0 8288а НН Вишн.-По-лян. Б+Р 13.-14.1206 4,0 1035,0 11,4 207,0 562,0 49,5 320,0 75,0 4,3 320,0 110,0 2,9 -31,8 5,1

3,0 8460,0 НН Камыш-линс. Б+Р 22.-23.01.07 6,0 930,0 10,4 186,0 490,0 46,0 240,0 80,0 3,0 216,0 100,0 2,2 -28,0 4,0

4,0 592к НН Кутушск. Б+Р 15.-16.09.07 4,2 1035,0 11,3 207,0 552,0 49,5 240,0 75,0 3,2 105,0 110,0 1,0 -70,2 5,0

5,0 9078,0 НН Ив.-Мало-Сульч. Тур-нейс. 18.-19.09.07 5,0 1035,0 11,3 207,0 552,0 49,5 240,0 25,0 9,6 120,0 75,0 1,6 -83,3 4,6

6,0 662,0 НН Бурейкин. Б+Р 18.-19.10.07 7,4 930,0 10,4 186,0 496,0 46,0 320,0 90,0 3,6 261,0 115,0 2,3 -36,2 3,6

I ИТОГО: I Обработано - 6 Всего закачено: Сода пищ., кг 6000

р-р NaOH, л 66,115

р-р Ацхр., л 1200

ПАА ДП-9, кг 3204

V композ., м3 290,32

I Средний расход реагентов на 1 скважино-обработку: Сода пищ., кг 1000

р-р NaOH, л 11,02

р-р Ацхр., л 200

ПАА ДП-9, кг 534

V композ., м3 48,39

Средняя начальная приемистость по обработанным скважинам равна 278,17 м3/сут, средняя конечная приемистость равна 198,5 м3/сут.

Изменение удельной приемистости среднее значение - 57,2 %

Средний условный радиус круга обработки в среднем составляет 4,3 м

Табл. 2 Технологические показатели процесса обработки скважин по технологии МПС в 2007 году.

- толщина водоносной части пласта, м.

R - радиус обработки для создания водоизолирующего экрана, рекомендуется принимать не менее 1 метра для повышения качества работ. Радиус выбран на основании начального градиента давления, которое выдерживает вязкоупругую систему и характера распределения давления в призабойной зоне пласта.

Основными требованиями к технологии являются подбор времени до начала гелеобразования, необходимого для закачки реагента в пласт, а также образования прочной структуры во всем объеме.

Работы по испытанию технологии проведены на залежах вязких неф-тей в бобриковско-радаевских и тур-нейских отложениях на 6 скважинах (табл. 3.2.1., 3.2.2.). В терригенных коллекторах бобриковского горизонта проведены обработки 5 скважин, в том числе в 3 скважинах с целью ликвидации заколонной циркуляции. Дебит скважин по жидкости до обработки составлял от 7,7 м3/сут до 32,4 м3/сут при обводненности 93,3-98,4 %. Во всех скважинах после обработки дебит жидкости снизился на 20-50 %, а обводненность понизилась на 5-39 %. В результате проведенных работ дополнительная добыча

нефти составила 1217 т за 832,5 дня эксплуатации. Средний прирост дебита нефти составил +1,46 т/сут по терри-генным коллекторам.

В карбонатных коллекторах обработана по технологии МПС одна скважина (табл. 3.2.1., 3.2.2.). Работы проводились с целью ликвидации заколонной циркуляции. После обработки дебит скважины по жидкости снизился на 38 %, обводненность продукции снизилась на 36 %, дебит нефти вырос более чем в два раза. Дополнительная добыча нефти составила 102 т за 35,3 дня эксплуатации, что соответствует среднему приросту дебита нефти +2,88 т/сут по карбонатным коллекторам.

В целом по методу после обработки 6 скважин дополнительно добыто 1319 т нефти или 219,8 т на одну обработку (табл. 3.2.2.). Эти значения являются предварительными, поскольку после обработки прошло от 309 до 14 дней и окончательная оценка результатов должна производиться позднее. Средний прирост добычи нефти по методу составил +1,52 т/сут. Средний объем закачки композиции МПС составил 48,4 м3 (табл. 3.2.1.). Начальная приемистость скважин снизилась в среднем на 30 %. Время закачки и продавки композиции составило в среднем 22 часа.

Это частично связано с необходимостью периодической остановки КУДР для проведения регламентных работ. Всего в 6 скважинах закачано 290,32 м3 композиции МПС, дополнительная добыча нефти составила 1319 т или 4,54 т дополнительной добычи нефти на 1 м3 закачанной композиции.

В результате применения метода МПС ограничение попутно добываемой воды составило 7065,9 т по 6 скважинам или в среднем 1177,6 т на одну обработанную скважину.

Первой по методу МПС обработана скважина № 8288а Вишнево-Полянско-го месторождения. После обработки скважина проработала 309,5 дней. В результате проведенных работ дополнительная добыча нефти составила 803 т, а ограничение отборов попутно добываемой воды - 4249 т.

До обработки дебит жидкости составлял 22,8 т/сут, дебит нефти 0,9 т/сут при обводненности 98,4 %. После обработки дебит по жидкости снизился в 2 раза и составил 11,4 т/сут., обводненность продукции снизилась на 28,1 %. Дебит скважины по нефти увеличился в 3,8 раза и составил - 3,4 т/сут. До обработки по методу МПС для добычи 1 т нефти приходилось попутно добывать 24,3 т воды. После обработки при добыче 1 т нефти попутно добывается только 2,3 т воды.

Таким образом, после водоизоляци-онных работ по технологии МПС отбор попутно добываемой воды сократился в 10,6 раза.

Разработанная технология высокоэффективна на месторождениях ОАО «Татнефть» и в перспективе найдет широкое применение на месторождениях других нефтяных компаний.

Основными требованиями к технологии являются подбор времени до начала гелеобразования, необходимого для закачки реагента в пласт, а также образования прочной структуры во всем объеме