CC BY
62
КОНФЕРЕНЦ
НЕФТЬ
Т./ф.: +7 (3412)43-53-86 +7-912-751-47-92 ¡nfo@konfe renc-neft.ru www.konferenc-neft.ru
Методы увеличения нефтеотдачи. Различные ГТМ на нефтяных месторождениях,
14-15 сентября 2016 г. Ижевск
Оптимальное применение оборудования для ОРЭ, ОРЗиД, ВСП. Увеличение эффективности его эксплуатации.
Ноябрь 2016 г. Пермь
Мероприятия будут проводиться совместно с отраслевыми издательствами: «Экспозиция Нефть Газ», «Нефтяное хозяйство», с последующей возможностью печати докладов в этих журналах, а также при поддержке Правительства Удмуртской Республики и Министерства энергетики УР Планируется привлечь научных сотрудников университетов нефтяных факультетов.
Рис. 4 — Тестирование нефти ЦДНГ-1 Бавлинского месторождения
Была оценена скорость коррозии ПКС и его компонентов при разных температурах: га-зогенерирующий раствор - коррозии нет, кислотный состав при 20°С — 0,07 г/м2-ч, ПКС при 20°С — 0,032 г/м2-ч. Коррозионные показатели соответствуют современным требованиям.
Исследована совместимость ПКС с образцами нефти и воды добывающих скважин ПАО «Татнефть». На всех испытанных 84 образцах нефти отсутствуют смолистые осадки и высоковязкие эмульсии, все смеси проходят тест на фильтре с ячейками 0,2 мм (рис. 4).
На момент написания статьи выполнены две обработки с применением по 25 м3 рабочих жидкостей с образованием ПКС непосредственно на забое скважин. По первой условно-вертикальной скважине наблюдается увеличение дебита нефти за первый месяц эксплуатации почти в 2 раза при стабилизации попутно добываемой пластовой воды на прежнем уровне. Вторая скважина, имеющая открытый горизонтальный ствол длинной около 100 м, находится на текущий момент в освоении. В процессе освоения обеих скважин наблюдался интенсивный выход реакционных газов, что подтверждает факт образования пены в интервале обработки.
Итоги
По итогам исследований на период опытно-промышленных работ разработана инструкция на технологию ОПЗ карбонатного пласта с применением новой рецептуры ПКС, включающая различные технологические варианты доставки газогенерирующего раствора и кислотного состава в интервал обработки. В рамках ОПР в текущем году планируется проведение работ на пяти скважинах, четыре из которых — с открытым горизонтальным стволом длинной от 100 до 300 м.
Выводы
1. Разработана рецептура пенокислотного состава с улучшенными и регулируемыми физико-химическими свойствами.
2. ПКС за счет пенной структуры и наличия ПАВ имеет низкие скорости реагирования с карбонатной породой и выполняет основную транспортную функцию — доставку кислотного раствора с ПАВ в глубь пласта.
3. Высокая смачивающая способность, регулируемая вязкость и структурно-механические свойства обеспечивают селективность, равномерность обработки и максимальную полноту использования кислотного состава.
4. Пенокислота характеризуется полидисперсным состоянием, с преобладанием мелко- и среднеячеестых структур, размеры которых сопоставимы с геометрическими характеристиками микротрещин природного карбонатного коллектора.
5. Образование ПКС осуществляется смешением двух компонентов: газогенери-рующего раствора и кислотного состава в определенном соотношении; базовым скважинным вариантом является их доставка по двум гидравлическим каналам с образованием ПКС на забое скважины с последующей закачкой в пласт.
6. Предполагается в ходе ОПР оптимизировать технологические аспекты порционной закачки пенокислоты и других рабочих жидкостей.
Список литературы
1. Силин М.А. Кислотные обработки пластов и методики испытания кислотных составов: учебное пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2011. 120 с.
2. Глазова В.И., Трахтман Г.И. Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 61 с.
3. Сучков Б.М. Повышение производительности малодебитных скважин. Ижевск: УдмуртНИПИнефть, 1999. 550 с.
4. Пантелеев В.Г., Лозин Е.В., Скороход А.Г. Приросты коэффициента вытеснения нефти из песчаных и карбонатных коллекторов для различных по размеру оторочек пены. Уфа: БашНИПИнефть, 1990. С. 71-79.
5. Телин А.Г. Комплексный подход к увеличению эффективности кислотных обработок скважин в карбонатных коллекторах // Нефтяное хозяйство. 2001. №8. С. 69-74.
6. Глущенко В.Н., Поздеев О.В. Вопросы повышения эффективности кислотных составов для обработки скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1992. 52 с.
7. Мусабиров М.Х. Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов. Казань: ФЭН. 2007. 424 с.
8. Глущенко В.Н., Силин М.А. Нефтепромысловая химия. Том 4. Кислотная обработка скважин.
М.: Интерконтакт Наука, 2010. 703 с.
9. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 2004. 711 с.
Экспозиция НЕфть газ 5 (51) сентябрь 2016
ENGLISH
OIL PRODUCTION
Innovative foam-acid technology of bottom-hole area for intensification UDC 622 276
of oil production from carbonate reservoirs in PJSC "Tatneft"
Authors:
Alina Yu. Dmitrieva — Ph.D., research associate1; [email protected]
Munavir Kn. Musabirov — Sc.D., head. laboratory OPZiVIR1; [email protected]
Eduard M. Abusalimov — junior researcher1; [email protected]
Natalia M. Musabirova — 1st category engineer1; [email protected]
Victor V. Gavrilov — deputy general director for science2; [email protected]
1MTatNIPIneft" PJSC "Tatneft" named after . V.D. Shashin, Bugulma, Russian Federation 2Ltd. SPC "Intehpromservis", Kazan, Russian Federation
Abstract
The development of new technologies of selective acid-foam stimulation the near-wellbore zone of formation is an urgent task to intensification the processes of oil production. The article is devoted to laboratory tests foam-acid composition of the new formulation, the study of patterns of changes of physico-chemical, rheological and technological characteristics of the foam-acid composition (density, viscosity, foaming, stability, dispersion, wettability, the kinetics of dissolution-heat, recovery of Fe+3, the compatibility with the oil and formation water), depending on the concentration of ingredients, time, temperature, and shear rate ratios of the component. The studies developed foam-acid composition with controlled physicochemical properties adapted to geological and physical conditions of deposits PJSC "Tatneft".
Materials and methods
Research of foam-acid compounds. It was conducted pilot testing of a new acid processing technology to generate foam-acid at the bottom of the well, with working innovative ways of self-regulatory operations to stimulate the flow of oil in
heterogeneous porous fractured reservoirs by covering a greater layer thickness and deep chemical exposure.
Results
According to the results of research on the period of pilot projects designed to guide the technology SCR of carbonate formation with the new formulation of the PCB, which includes various technological options for delivering gas generating solution and acid composition in the treatment interval. As part of ODA in the current year it is planned to carry out works on five wells, four of which with an open horizontal barrel length of 100 to 300 m.
Conclusions
1. The formula has been developed foam-acid composition with improved and adjustable physical and chemical properties;
2. Foam-acid composition due to the foam structure and the presence of surfactants has a low speed of reaction with carbonate rocks and performs basic transportation function - delivery of the acidic solution with a surfactant into the formation;
3. High wetting ability, adjustable
viscosity and structural-mechanical properties provide the selectivity and uniformity of processing and maximum utilization of acidic composition;
4. Foam-acid condition is characterized by polydisperse, with a predominance of small and middle cellated structures whose dimensions are comparable with the geometric characteristics
of microcracks in natural carbonate reservoir;
5. Education DCC is a mixture of two components: a gas-generating solution and the acidic composition in a specific ratio; reference borehole option is delivery via two hydraulic channels with the formation of the PCB at the bottom of the well followed by injection into the reservoir;
6. It is assumed in the course of ODA to optimize the technological aspects of the batch injection foam-acid or other fluids, with the aim of obtaining the planned levels of oil production.
Keywords
foam, foam-acid composition, a carbonate reservoir, the physicochemical properties of the formation near borehole zone processing, dispersion, contact angle
References
1. Silin M.A. Kislotnye obrabotkiplastov i metodiki ispytaniya kislotnykh sostavov: uchebnoe posobie [Acid treatment of formations and methods of testing acid solutions: a training manual]. Moscow: Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2011, 120 p.
2. Glazova V.I., Trakhtman G.I. Sovershenstvovanie metodov intensifikatsii pritoka nefti kzaboyu skvazhin putem kislotnykh obrabotok [Improvement of methods of stimulation of inflow of oil to the bottom of the wells by acid treatment]. Moscow: VNIIOENG, 1985, 61 p.
3. Suchkov B.M. Povyshenie proizvoditel'nosti malodebitnykh skvazhin [Improving the productivity of marginal wells]. Izhevsk: UdmurtNIPIneft', 1999, 550 p.
4. Panteleev V.G., Lozin E.V., Skorokhod A.G. Prirosty koeffitsienta vytesneniya nefti iz peschanykh i karbonatnykh kollektorov dlya razlichnykh po razmeru otorochekpeny [The Growth coefficient of oil displacement from sand and carbonate reservoirs for different size rims foam]. Ufa: BashNIPIneft', 1990, pp. 71-79.
5. Telin A.G. Kompleksnyypodkhod k uvelicheniyu effektivnosti kislotnykh obrabotok skvazhin v karbonatnykh kollektorakh [An Integrated approach to increase the efficiency of acid treatment of wells in carbonate reservoirs]. Oil industry, 2001, issue 8, pp. 69-74.
6. Glushchenko V.N., Pozdeev O.V. Voprosy povysheniya effektivnosti kislotnykh sostavov dlya obrabotki skvazhin [Improving the efficiency of acid solutions
for well treatment]. Moscow: VNIIOENG, 1992, 52 p.
7. Musabirov M.Kh. Sokhranenie i uvelichenie produktivnosti neftyanykh plastov [Maintaining and increasing the productivity of oil reservoirs]. Kazan: FEN, 2007, 424 p.
8. Glushchenko V.N., Silin M.A. Neftepromyslovaya khimiya. Tom 4. Kislotnaya obrabotka skvazhin [Oilfield chemistry. Volume 4. Acid treatment of wells]. Moscow: Interkontakt Nauka, 2010, 703 p.
9. Tokunov V.I., Saushin A.Z. Tekhnologicheskie zhidkosti i sostavy dlya povysheniya produktivnosti neftyanykh i gazovykh skvazhin [Technological fluids and compositions for improving the productivity of oil and gas wells]. Moscow: Nedra, 2004, 711 p.
Мы владеем большим рядом разработанных нами проектов и выпускаем резервуарное, насосное, спецтехнологическое оборудование, а также по вашим чертежзм можем изготовить изделия, детали, заготовки любой сложности.
Отдел испытаний и сервисного обслуживания осуществляет:
• Проверка дыхательных и предохранительных клапанов резервуаров на пропускную способность, давление
и вакуум срабатывания. А также их капитальный ремонт (восстановление рабочих параметров);
• Проверка огнепреградителей (атмосферных
и коммуникационных) на огнестойкость и пропускную способность;
• Ремонт и восстановление работоспособности резервуарного оборудования.
Россия, г. Саратов, ул. Б. Казачья, 113
@ +7 (8452) 26-16-59, 50-59-82 [email protected] 1Й +7 (8452) 50-60-30, 524-888 WWW.SAPCON.RU
Проектирует, производит, поставляет и осуществляет сервисное обслуживание технологического оборудования для объектов нефтехимии, топливно-энергетического комплекса, черной и цветной металлургии, коммунального хозяйства:
• Агрегаты, установки, блоки и системы напорного дозирования жидких компонентов;
• Комплекс технологического оборудования для оснащения резервуаров низкого давления для складирования нефти и нефтепродуктов;
• Комплектующие для нефтегазовых сепараторов и установок электро-обессолевания нефти;
• Технологическое оборудование для сварочных участков и мукомольных производств;
• Нестандартное оборудование на заказ.
ДОБЫЧА
УДК 622.276
Оценка влияния анизотропии пласта по проницаемости на эффективность циклического заводнения
П.В. Пятибратов
к.т.н., доцент1
[email protected] А.Р. Аубакиров
ведущий специалист отдела газовых методов повышения нефтеотдачи пластов2 [email protected]
1РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Россия
2ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Москва, Россия
На эффективность циклического заводнения оказывает влияние целый ряд геолого-физических и промыслово-технологических факторов. В статье на основе трехмерного гидродинамического моделирования показано влияние анизотропии проницаемости на обоснование времени полуцикла и технологическую эффективность метода.
Материалы и методы
Трехмерное компьютерное моделирование.
Ключевые слова
циклическое заводнение,критерии применимости циклического заводнения, анизотропия пласта по проницаемости
На сегодняшний день в России наиболее распространенным способом разработки остается заводнение. Многие месторождения характеризуются высокой обводненностью продукции скважин и низким коэффициентом охвата пласта воздействием, обусловленными высокой неоднородностью фильтрацион-но-емкостных свойств. В таких условиях возрастает актуальность применения методов увеличения нефтеотдачи пластов, вместе с тем падение цен на нефть требует поиска эффективных и рентабельных технологий, к которым относятся гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов. Одним из относительно малозатратных гидродинамических МУН является циклическое заводнение.
В работах [1, 2, 3] подробно рассматривается набор критериев применимости циклического заводнения, связанных геолого-физическими характеристиками объекта и промыслово-технологическими особенностями его разработки. К числу геолого-физических критериев применимости циклического заводнения относят слоистую неоднородность пласта, гидродинамическую связность прослоев, трещиноватость пластов, вязкость нефти, площадную неоднородность, упругоемкость пластовой системы, текущую нефтенасыщенность.
Эффективность циклического заводнения определяется двумя неразрывно связанными процессами: внедрением воды в малопроницаемые зоны пласта за счет перепадов давления, возникающих при неравномерном распределении давлений, и капиллярным удержанием в малопроницаемых зонах пласта внедрившейся воды.
Таким образом, наиболее подходящими объектами для циклического заводнения
Рис. 1 — Распределение проницаемости в синтетической гидродинамической модели
считаются пласты, резко неоднородные по проницаемости, ввиду возникновения нестационарных перепадов давления между разнопроницаемыми слоями при изменении режимов работы скважин.
Однако интенсивность внедрения воды в малопроницаемые зоны пласта определяется не только значениями возникающих градиентов давления, а также проницаемостью слоев в вертикальном направлении.
При создании трехмерной гидродинамической модели пластов в качестве распределения проницаемости в вертикальном направлении часто используют либо значения, полученные в результате ремасштабирова-ния геологической модели методом тензора, либо задаются постоянным коэффициентом анизотропии, равным, например, 10. Под коэффициентом анизотропии проницаемости в данной работе понимается отношение горизонтальной проницаемости к вертикальной, к /к [4].
гор верт 1 1
Значения коэффициента анизотропии в трехмерной гидродинамической модели могут значительно отличаться от результатов, полученных на образцах кернов, из-за различия в масштабе. Представление об анизотропии пласта по проницаемости может изменяться в процессе разработки и изучения пласта, а значения изменяться в десятки и сотни раз [5]. При этом значение коэффициента анизотропии оказывает существенное влияние на процессы перемещения флюидов в пласте при различных системах разработки и на эффективность выработки запасов.
В настоящей статье проводится оценка влияния анизотропии пласта по проницаемости на эффективность циклического заводнения на основе трехмерного компьютерного моделирования.
Для оценки влияния коэффициента анизотропии на эффективность циклического заводнения проведены расчеты на синтетической гидродинамической модели, т.е. упрощенной гидродинамической модели реального объекта, созданной с целью анализа изучаемых процессов и влияния отдельных факторов. Использование такой модели позволяет рассматривать множество вариантов разработки с применением исследуемой технологии в короткий временной промежуток и исследовать влияние на технологию отдельных факторов независимо от других.
Для поставленной задачи была выбрана модель двухфазной трехмерной изотермической фильтрации «ВЫскО^». При построении модели были использованы свойства реального объекта: глубина залегания, толщина пласта, начальное распределение пластового давления, свойства породы и флюидов, зависимость пористости от проницаемости. Моделирование начального насыщения проводилось в соответствии с моделью капиллярно-гравитационного равновесия. Остаточные
