CC BY
96УДК 622.013:622.276.6
А.М. Белых1, ambelykh@udmurtneft.ru; Д.О. Перевощиков1, DOPerevoshikov@udmurtneft.ru; И.М. Ганиев2, e-mail: GanievIM@ufanipi.ru; Т.А. Исмагилов2, e-mail: Ismagilovta@ufanipi.ru
1 ОАО «Удмуртнефть» (Ижевск, Россия).
2 ООО «РН-УфаНИПИнефть» (Уфа, Россия).
Инновационный подход к применению физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть»
В статье рассматривается инновационный подход к применению физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть». В зависимости от конкретных геолого-физических условий продуктивного пласта, свойств пластовых флюидов и наличия или отсутствия трещин в карбонатном коллекторе предложено применять различные по свойствам и механизму действия водоизолирующие составы. Подробно рассмотрены результаты обработок различными водоизолирующими составами нагнетательных скважин на Мишкинском, Киенгопском, Гремихинском и Лиственском месторождениях (Удмуртская Республика, Россия). На всех этих месторождениях основным объектом разработки являются карбонатные коллекторы с различными геолого-физическими особенностями. Показано, что ключевыми факторами, влияющими на выбор потокоотклоняющей технологии, объем закачки водоизолирующих составов и эффективность физико-химического воздействия на карбонатных коллекторах, являются учет преобладающего маршрута фильтрации закачиваемой воды (наличие или отсутствие линейного потока по трещинам), уровень минерализации пластовой и подтоварной воды и степень выработки запасов нефти на участках проведения работ. Выявлено, что при степени выработки более 70 % от начальных извлекаемых запасов технологический эффект в виде дополнительной добычи нефти значительно снижается и объемы закачки рабочих растворов водоизолирующих составов необходимо увеличивать до 5 % от замещенного порового объема участка воздействия. Предложены методологические основы выбора составов и соответствующий дизайн обработок нагнетательных скважин. Разработана матрица применения потокоотклоняющих технологий для карбонатных коллекторов в зависимости от особенностей их геолого-физического строения, степени выработанности запасов нефти и минерализации пластовых вод. Проведенные опытно-промысловые испытания показали экономическую целесообразность расширенного применения предложенных подходов на карбонатных продуктивных коллекторах.
Ключевые слова: карбонатный коллектор, опережающее обводнение, преобладающий маршрут фильтрации закачиваемой воды, потокоотклоняющие технологии, степень выработки запасов нефти, инновационный подход, полимерные и неорганические водоизолирующие составы, испытания, расширенное внедрение.
A.M. Belykh1, ambelykh@udmurtneft.ru; D.O. Perevotshikov1, DOPerevoshikov@udmurtneft.ru; I.M. Ganiev2, e-mail: GanievIM@ufanipi.ru; T.A. Ismagilov2, e-mail: Ismagilovta@ufanipi.ru
1 Udmurtneft OJSC (Izhevsk, Russia).
2 RN-UfaNIPIneft LLC (Ufa, Russia).
Innovative Approach to the Application of Physicochemical Enhanced Oil Recovery in Carbonate Reservoirs of Udmurtneft OJSC Fields
The article covers the innovative approach to the application of physicochemical enhanced oil recovery in carbonate reservoirs of Udmurtneft OJSC fields. Depending on specific geological- and-physical conditions
in productive strata, formation fluid behavior, absence or presence of fractures in a carbonate reservoir it was proposed to apply water-shutoff agents different in composition and action mechanism. The article gives a detailed description of the treatment results with different water-shutoff agents in the injection wells of Mishkinskoe, Kiengopskoe, Gremikhinskoe and Listvenskoe fields (the Udmurdtian Republic, Russia). In all of these fields the key development target is carbonate reservoirs with different geological and physical features. It was shown that the principal factors influencing the choice of a redirection-of-flows technology, injection volume of water-shutoff agents and efficiency of physicochemical treatments in carbonate reservoirs are accounting of prevalent flow channels of injecting water (presence or absence of linear flow in fractures), salinity level of formation and commodity water, as well as oil recovery level in the areas of treatments. It was found out that at over 70 % recovery of initial recoverable reserves the technological effect as incremental oil is considerably lowered and injection volumes of water-shutoff solutions are to be increased as high as 5 % of the displaced void space of the treatment area. Methodological bases for the agent choice and the relevant treatment pattern of injection wells are proposed. The application matrix for redirection-of-flows technologies was developed for carbonate reservoirs depending on their geological-and-physical characteristics, oil recovery level and formation water salinity. The pilot field tests conducted showed economical efficiency for extensive applications of the methods proposed in carbonate productive reservoirs.
Keywords: carbonate reservoir, rapid flooding, prevalent flow channels of injected water, redirection-of-flows technologies, oil recovery level, innovative approach, polymer and nonorganic water-shutoff agents, tests, extended introduction.
В числе разрабатываемых ОАО «Удмурт-нефть» месторождений значительную долю (80 %) составляют объекты с карбонатным типом коллекторов, большая часть которых находится на поздней стадии разработки. При этом значительная часть разрабатываемых запасов в карбонатных коллекторах относится к категории трудноизвле-каемых (ТРИЗ) согласно классификации [1] по таким критериям, как низкие кол-лекторские свойства продуктивных пластов, высокий уровень вязкости нефти или обводненности добываемой жидкости. Сегодня для таких месторождений актуальным является применение методов увеличения нефтеотдачи. Это обусловлено как особенностями геолого-физического строения, так и свойствами пластовых флюидов. Карбонатные объекты разработки башкирского яруса, верейского и подоло-каширского горизонтов характеризуются широким спектром фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), в ряде случаев - наличием микро- и макротрещиноватости в карбонатном коллекторе и разной
степенью минерализации пластовых и закачиваемых в пласт вод. Добываемая нефть характеризуется повышенным содержанием смол и асфальтенов при сравнительно невысоких пластовых температурах (21-30 °С), что также осложняет разработку. Такое разнообразие требует, с одной стороны, индивидуального подхода к отбору и применению методов физико-химического воздействия на каждый объект разработки, а с другой - инноваций, позволяющих за счет нововведений добиться более высокого уровня эффективности. В статье рассматривается инновационный подход к применению физико-химических методов увеличения нефтеотдачи, реализованный в 2011-2017 гг. на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».
МЕСТОРОЖДЕНИЯ С РАЗРАБОТКОЙ БАШКИРСКОГО ЯРУСА
Башкирский ярус является основным карбонатным объектом разработки большинства месторождений ОАО «Удмуртнефть», наиболее крупны-
ми из которых являются Мишкинское, Гремихинское, Чутырско-Киенгопское, Лиственское, Красногорское и Кезское.
Мишкинское месторождение
Башкирский ярус Мишкинского месторождения сложен известняками, имеет порово-трещиноватый тип коллектора с наличием каверн размером 1-2 мм. Залежь характеризуется низкой пластовой температурой (25 °С) и повышенной вязкостью нефти (17,4 мПа.с) в пластовых условиях, что в совокупности с высокой расчлененностью пластов и имеющейся вертикальной и площадной неоднородностью по проницаемости определяет низкую выработку запасов. Так, на текущий момент наблюдается значительное отставание выработки начальных извлекаемых запасов(НИЗ) от уровня обводненности добываемой жидкости - на 50 пунктов, что свидетельствует о необходимости применения третичных методов воздействия. В системе поддержания пластового давления (ППД) башкирского яруса Мишкинского месторождения приме-
Для цитирования (for citation):
Белых А.М., Перевощиков Д.О., Ганиев И.М., Исмагилов Т.А. Инновационный подход к применению физико-химических методов увеличения нефтеотдачи на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 6. С. 36-50. Belykh A.M., Perevotshikov D.O., Ganiev I.M., Ismagilov T.A. Innovative Approach to the Application of Physicochemical Enhanced Oil Recovery in Carbonate Reservoirs of Udmurtneft OJSC Fields. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 6, P. 36-50. (In Russ.)
Таблица 1. Изменение вязкости раствора полимера марки FP-107 c добавками комплексного органического сшивателя с течением времени Table 1. Viscosity changes in time of polymer solution of FP-107 grade with complex organic cross-Linking agents
Концентрация, мг/л Concentration, mg/l Динамическая вязкость, мПа.с Dynamic viscosity, mPa^
Полиакриламид Polyacrilamide Сшиватель TD-2AR Cross-linking agent TD-2AR Сшиватель TD-2BR Cross-linking agent TD-2BR Время сшивки, ч Period of cross-linking, h
0 24 48 72 96
2000 200 300 27 260 300 350 >400
3000 300 400 35 300 350 >400 >400
5000 400 600 60 360 >400 >400 >400
ro с
£ £ go
m 5
0,45 0,40 0,35 0,30 0,25 0,20 0,15 0,10 0,05 0
2 4 6 8
Время, сут Time, days
1500 мг/л полиакриламида +150 мг/л ацетата хрома 1500 mg/l Polyacrylamide +150 mg/l chromium acetate 1800 мг/л полиакриламида +180 мг/л ацетата хрома 1800 mg/l Polyacrylamide +180 mg/l chromium acetate
10
Рис. 1. Зависимость вязкости гелеполимерных составов на основе полиакриламида и ацетата хрома от времени пребывания в кислой среде высокоминерализованной воды (рН = 6,5) Fig. 1. Dependence of viscosity of gel-polymeric agent based on polyacrylamide and chromium acetate on the residence time in acid medium of highly salinity water
-CHfCjH — + TD-2BR
CONH,
—» —CH,-CH —
CONHCH?OH
-CONHCHj—CH,NHCO-
Мостики сшивки Cross-link bridges
-CH2-CjH--(- TD-2BR -■
CONH,
:H2-ch—
Трехмерная сшивка 3D cross-link
Рис. 2. Общая схема сшивки полиакриламида сшивателями TD-2AR и TD-2BR
Fig. 2. General arrangement of polyacrylamide cross-link with TD-2AR and TD-2BR agents
няется пресная вода, что в значительной степени снижает минерализацию попутно-добываемой воды. Данное обстоятельство является ключевым и позволяет рекомендовать в качестве по-токоотклоняющих составов трехмерно
сшитые гелеполимерные составы (ГПС) на основе частично гидролизованного полиакриламида (ПАА) с добавлением сшивателей. Трехмерно сшитые гели на основе ПАА являются универсальными водоизолирующими составами
для потоотклоняющих технологий (ПОТ) и характеризуются высокой технологичностью с точки зрения дизайна при различных маршрутах продвижения закачиваемой воды [2]. В ходе лабораторных исследований, проведенных в целях подбора рецептур ГПС для геолого-физических условий башкирского яруса Мишкинского месторождения, выявлено, что широко применяемые в настоящее время сшиватели на основе соединений трехвалентного хрома, в частности ацетат хрома, не являются оптимальным выбором. Это связано с тем, что в растворах ПАА с оптимальной молекулярной массой (13-15 млн углеродных единиц) трехмерные гели на основе ацетата хрома в пресной воде образуются слишком быстро - за 6-24 ч в пластовых условиях Мишкинского месторождения в зависимости от степени гидролиза и концентрации полимера. По этой причине данная технология в условиях поровых нетрещиноватых коллекторов применима в основном для воздействия только на призабойную зону нагнетательной скважины. Для воздействия на удаленные зоны пласта необходимо применять сшиватели, позволяющие увеличить время сшивки до 4-7 сут. Кроме того, в высокоминерализованной среде, к которой относятся пластовые воды месторождений ОАО «Удмуртнефть», ГПС, полученные путем сшивки ионами хрома, чувствительны к минерализации и могут разрушаться с течением времени. Данный факт объясняется тем, что в среде высокоминерализованной воды ГПС подвергается солевой агрессии и происходит замена трехвалентного хрома более активными ионами кальция, магния и железа, которые способны только к внутримолекулярным актам сшивки,
ООО «Бентонит Кургана» занимает одну из лидирующих позиций в производстве высококачественной бентонитовой продукции. Наш 20-летний опыт работы в отрасли, высокий производственный потенциал и высококачественнй бентонит месторождения «Зырянское» Курганской области - залог успешной работы с потребителем.
В соответствии с ТУ 39-0147001-105-93 ООО «Бентонит Кургана» выпускает Бентопорошки для буровых растворов, марок: ПБМА, ПБМБ, ПБМВ, на основе собственного сырья, характеризующегося высоким содержанием монтмориллонита (не менее 77%), а буровые растворы на их основе имеют низкую водоотдачу (менее 15 см5) и высокие реологические свойства, обеспечивающие эффективную промывку ствола скважины:
Марка Выход раствора, м3/тн, не менее Массовая доля влаги, %, не более
ПБМА 20 12
ПБМБ 16 12
ПБМВ 12 12
Бентопорошки имеют все необходимые сертификаты и полностью совместимы с компонентами глинистых буровых растворов. ООО «Бентонит Кургана» первое в России предприятие прошедшее сертификацию бентонитовой продукции в Американском Нефтяном Институте (API), подтвердившее соответствие системе менеджмента качества API SpecQl (лицензия № 13А-0070). Передовые технологии производства и переработки сырья позволяют производить высококачественный бентонит, отвечающий требованиям спецификации API 13АОСМА GRADE Bentonite.
Свойства суспензии
Показатели
Показания шкалы вискозиметра при скорости 600 об/мин Отношение предела текучести к пластической вязкости Объем фильтрата, мл. Остаток частиц диаметром свыше 75 рм, %
Требования
спецификации API
Значение
Минимум 30
Максимум 6,0
Максимум 16,0
Максимум 2,5%
13,2-15,0
1,5-2,0
, Специалисты ООО «Бентонит Кургана» оказывают профессиональную
| консультацию при выборе бентонитовой продукции, наиболее удовлетворяющей
| требованиям заказчика, а также осуществляют информационную поддержку
51 на стадии применения продукции у потребителя.
www.bentonit.su
Тел/факс +7(3522) 436-315 e-mail: info@bentonitkgn.ru +7(3522) 436-301
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
что приводит к нарушению трехмерной структуры геля с потерей реологических свойств [3]. Лабораторные исследования показали (рис. 1), что данное явление значительно ускоряется, когда пластовая вода характеризуется кислой реакцией среды (рН < 7). На основе лабораторных исследований для проведения работ в условиях Миш-кинского месторождения в качестве сшивателя в порядке нововведения был рекомендован комплексный органический реагент на основе двухатомного фенола (TD-2AR) и олигомера формальдегида (Ю-2В^ [2]. Общий механизм сшивки ПАА сшивателями TD-2AR и TD-2BR представлен на рис. 2. В результате сшивки образуются гели с ковалентными связями посредством углерод-кислородных мостиковых структур, которые более стабильны к минеральной агрессии и механической деструкции.
В табл. 1 приведены данные по времени сшивки составов на основе ПАА марки FP-107 (производства SNF, Франция) и комплексного органического сшивателя в зависимости от концентрации реагентов. Достижение значения вязкости состава 400 мПа.с принято как завершение процесса трехмерной сшивки полимера. Таким образом, путем варьирования концентрации реагентов можно регулировать как время сшивки в широких пределах, так и реологические свойства ГПС.
Следующим нововведением является то, что дизайн размещения гелеполимер-ных составов разрабатывается с учетом маршрута обводнения продукции скважин закачиваемой водой. Маршрут (механизм) обводнения определяется путем проведения специальных трас-серных исследований с расчетом параметров трещин (линейный поток) и высокопроницаемых каналов радиальной фильтрации воды (ВКРФ). Результаты трассерных исследований по очагу скв. 1807 Мишкинского месторождения в виде розы-диаграммы представлены на рис. 3. Крестиками на рисунке отмечены добывающие скважины, в которых зафиксирован выход индикатора, желтый фон с красной линией показывает основные направления фильтрации закачиваемой воды.
Рис. 3. Роза-диаграмма распределения закачиваемой воды по очагу скв. 1807 (отмечен красным треугольником) башкирского яруса Мишкинского месторождения
Fig. 3. Distribution rose-diagram of injected water in the isolated area of the well 807 (marked in red) in the Bashkirian stage of the Mishkinskoe field
-e-
rv
3
n
3000,0 2500,0 2000,0 1500,0 1000,0 500,0
Закачка ГПС Gel-polymer composition injecting
V-—— ------
\ !L V^/^ ^ \
100
98
96
94 _Q 1-
92 U -t-r
90 X X o> X CL и
88 <u -M
86 О m
84 vo О
82
80
см cvj ra 2
CM CM
S
га S
см см га S
е
е
Дата Time
в
Добыча нефти (факт), т/мес Oil production (actual), tons рег month ■ Обводненность (факт), % Water eut (actual), %
Добыча нефти (база), т/мес Oïl production (initial), tons per month - - Обводненность (база), % Water eut (initial),0/«
Рис. 4. Динамика показателей работы скважин участка закачки гелеполимерного состава на башкирском ярусе Мишкинского месторождения
Fig. 4. Behavior dynamics of the wells in the area of gel-polymer injection of the Bashkirian stage of the Mishkinskoe field
40
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
Таблица 2. Результаты осадкообразования в составах (общий объем - 20 мл) на основе растворов полимера «Геопан-М» и воды системы поддержания пластового давления Киенгопского месторождения
Table 2. Sediment formation results in polymer Geopan-M based compounds (total volume - 20 ml) and in water of the formation pressure maintenance
system in the Kiengopskoe field
Концентрация, % об. Concentration, volume % Соотношение «реагент/вода» системы поддержания пластового давления Reagent/water ratio of the formation pressure maintenance system Объем осадка, % Sediment volume, %
10 мин 10 min 60 мин 60 min 24 ч 24 h
20 1/1 95 92 91
1/2 86 82 80
25 1/2 100 100 100
1/2 100 100 100
33 1/1 100 100 100
1/2 100 100 100
Выявлено, что доля трещин (линейного потока) на объекте А4 Мишкинского месторождения мала, и движение жидкости от нагнетательных до добывающих скважин в основном осуществляется по водонасыщенным ВКРФ. В связи с этим для водоизоляции и потокоотклонения рекомендовано применить «мягкие» гели на основе ПАА с концентрацией полимера не более 0,3 % масс. и комплексный органический сшиватель. С сентября по октябрь 2013 г. была проведена закачка ГПС в четыре нагнетательные скважины на участке опытно-промысловых испытаний башкирского яруса Мишкинского месторождения. Объем закачки ГПС составил 1,1 % от замещенного порового объема участка. В результате проведения обработок достигнуто снижение обводненности и увеличение добычи нефти (рис. 4). Технологический эффект составляет около 0,75 тыс. т дополнительно добытой нефти на скважино-операцию при среднем уменьшении обводненности продукции добывающих скважин на 2-6 %.
Киенгопское месторождение
Башкирский ярус Киенгопского месторождения характеризуется более низким средним значением проницаемости и более низкой вязкостью добываемой нефти, чем на аналогичном объекте разработки Мишкинского месторождения. Для Киенгопского месторождения также характерны высокий уровень обводненности продукции скважин, значительное отставание темпов отбора извлекаемых запасов от темпов
обводнения добываемой жидкости, высокий уровень минерализации пластовой воды.
Согласно геолого-физическому описанию продуктивная толща башкирского яруса представлена чередованием проницаемых и плотных известняков с низкой степенью трещиноватости. Этот же факт подтвержден проведенными на трех очагах нагнетательных скважин трассерными исследованиями, показавшими отсутствие макротрещин. Фильтрация закачиваемой воды в основном протекает радиально по матрице при наличии микротрещин, играющих второстепенную роль. Надо отметить, что в системе ППД Киенгопского месторождения применяется сточная высокоминерализованная вода. Опыт применения ПОТ показывает, что наиболее оптимальными в этих условиях являются водорастворимые составы, в геле- и осадкообразовании которых в условиях продуктивного пласта непосредственное участие принимают многовалентные катионы пластовой воды. Однако такие осадкообразующие составы, как раствор силиката натрия (жидкого стекла) или тринатрийфосфат без органических компонентов, необратимо тампонируют коллектор, что недопустимо при низкой выработке запасов. В связи с этим для проведения работ по выравниванию профиля приемистости был рекомендован реагент «Геопан-М», представляющий собой композицию на основе щелочного раствора полиакриловой кислоты, но в отличие от известных составов («Гипан», «Гивпан» и
полимер водный всесезонный (ПВВ)) в состав вводятся добавки силиката натрия в целях повышения механических свойств образующегося геля [4]. Химизм его действия заключается во взаимодействии макромолекул поли-анионита, избытка щелочи и силиката натрия непосредственно в продуктивном пласте с катионами поливалентных металлов (кальций, магний, алюминий) пластовой воды с образованием геле-образного осадка. Образующаяся дисперсия приобретает псевдопластичные свойства и седиментационную устойчивость за счет армирования, т. е. связывания неорганического осадка мылами полиакриловой кислоты и поливалентных металлов, нерастворимых в воде и устойчивых к размыву закачиваемой водой.
В целях определения оптимальной концентрации полимера «Геопан-М» при взаимодействии с подтоварной водой Киенгопского месторождения проведены лабораторные исследования по оценке величины гелеобразного осадка, образующегося при смешении растворов различной концентрации в разных соотношениях (табл. 2), а также оценены водородный показатель среды и физическое состояние образующих гелей.
Выявлено, что оптимальным с точки зрения экономии реагента и прочностных свойств образующегося геля для условий башкирского яруса Киенгопского месторождения с низкой степенью трещиноватости является предварительное разбавление товарного
Таблица 3. Результаты применения реагента «Геопан-М» на месторождениях ОАО «Удмуртнефть» в 2013-2017 гг. Table 3. Geopan-M application data in the fields of Udmurtneft OJSC in 2013-2017
Месторождение Field Объект Target Кол-во обработанных скважин The number of weLLs treated Степень выработки запасов, % от начальных извлекаемых запасов на участке воздействия Oil recovery level, % of the initial recoverable reserves in the area of treatments Дополнительная добыча нефти, т IncrementaL oiL, t Удельная эффективность, т нефти на 1 скважино-операцию Unit efficiency, tonnes of oil per the well treatment
Чутырское Chutyrskoe Башкирский ярус Bashkirian stage 3 68 2511 837
Гремихинское Gremikhinskoe Башкирский ярус Bashkirian stage 26 92 22 126 851
Киенгопское Kiengopskoe Башкирский ярус Bashkirian stage 18 67 10 698 594
Ельниковское, Апалихинское ELnikovskoe, ApaLikhinskoe Подоло-каширо-верейский горизонт PodoLskian-Kashirskian-Vereiskian horizon 2 29 169 85
Ельниковское, Соколовское ELnikovskoe, SokoLovskoe Визейский ярус Visean stage 2 87 418 209
Кезское Kezskoe Верейско-башкирский объект Vereiskian-Bashkirian development target 9 79 5926 658
Красногорское Krasnogorskoe Башкирский ярус Bashkirian stage 4 78 0 0
Всего Total 64 41 848 654
полимера «Геопан-М» пресной водой в соотношении 1:3. При этом образующийся гель сохраняет свою прочность, и достигается минимальное значение водородного показателя среды, что важно с точки зрения возможного со-леотложения в добывающих скважинах. Водородный показатель пластовой воды Киенгопского месторождения составляет 6,68. Это гарантирует снижение водородного показателя ниже 7 пунктов с соответствующим осаждением неорганических осадков, армированных кальциевыми мылами полиакрилата, за время продвижения щелочного раствора до забоя добывающих скважин. С августа по октябрь 2012 г. были проведены опытные работы по закачке реагента «Геопан-М» на 11 скважинах башкирского яруса Киенгопского месторождения. В результате обработки технологический эффект составил около 19,7 тыс. т, удельный эффект - около 1,79 тыс. т нефти на одну скважино-об-работку [5].
Опытно-промысловые испытания показали перспективу применения этой технологии не только на Киенгопском месторождении, но и на карбонатных коллекторах ряда месторождений ОАО «Удмуртнефть», где через систему ППД осуществляется закачка высокоминерализованных сточных вод. В 2013-2017 гг. были проведены еще 64 скважино-операции на Киенгопском, Гремихинском, Чутырском, Кезском, Красногорском и Ельниковском месторождениях, где по состоянию на 01.01.2018 г. дополнительно добыто около 42 тыс. т нефти. На некоторых участках, обработанных в 2016 г., и очагах обработок 2017 г. эффект наблюдается до сих пор (табл. 3). Как видно из табл. 3, удельные эффекты на одну скважино-обработку составляют 209-851 т дополнительно добытой нефти, что в целом экономически рентабельно. Продолжительность эффекта достигает 9-17 мес. Необходимо отметить, что применение данной техно-
логии в порядке опытно-промысловых испытаний на башкирском ярусе Красногорского месторождения оказалось неэффективным (табл. 3). Особенностью этой залежи является чередование нефте- и водонасыщенных пропластков небольшой мощности при аномально высокой расчлененности и активности подошвенной воды. Анализ результатов применения ПОТ показывает, что длительность технологического эффекта и величина удельной эффективности зависят от выработан-ности извлекаемых (подвижных) запасов нефти на участках воздействия. При выработке более 70 % извлекаемых запасов сокращаются как величина, так и длительность технологического эффекта.
Гремихинское месторождение
Применение методов увеличения нефтеотдачи является наиболее актуальным на Гремихинском месторождении. Башкирский ярус данного
технологии бережного природопользования
БИОРЕМЕДИАЦИОННЫЙ МУЛЬТИФЕРМЕНТНЫЙ ПРОДУКТ «ЗемлеРад»®
Наступивший XXI век вносит свои реалии и вместе с ними новые глобальные вызовы для человечества. Сырьевая экономика близка к исчерпанию ресурсной базы биосферы планеты. В 2017 году, объявленным Президентом России Годом экологии, особое внимание и поддержку получили новые инновационные технологии, призванные к решению задач по улучшению экологической обстановки, восстановлению нарушенных экосистем и повышению качества среды обитания. Продолжая заданный вектор, Россия имеет все предпосылки стать одним из мировых лидеров в обеспечении глобальной экологической безопасности, от которой зависит наше общее будущее.
Биоремедиационный мультиферментный продукт «ЗемлеРад»в (БМП «ЗемлеРад»0) - уникальная биокаталитическая система, состоящая из мультиферментного жидкого концентрата. Он стимулирует и ускоряет естественные биологические реакции в природной среде. В сочетании с пресной или соленой водой и кислородом воздуха активизирует процессы разложения сырой нефти и других органических веществ, в конечном итоге биоразложения которых получаются углекислый газ и вода.
- +ё+Ш
БМП «Землерад» Вода
-о-
кислород
нефтяное загрязнение
питательные вещества
—о-о-о
ферменты азотные удобрения ПАВ
4"<Ь
Вода углекислый газ
о-
РЕЗУЛЬТАТ
БМП «ЗемлеРад»8 мгновенно вступает во взаимодействие с молекулярной структурой углеводородов, снижая их токсичность для микроорганизмов. Содержит ферменты, выступающие в качестве катализаторов, увеличивающих скорость метаболического распада. Обеспечивает питательные вещества для усиления бактериального воздействия.
I Нетоксичен, не канцерогенен, не содержит аллергенов, вызывающих раздражение кожи, дыхательных путей или другие аллергические реакции.Безопасен для человека, животных, растений и почвенной микрофлоры.
I Биодеградация большинства органических углеводородных соединений: бензин, дизельное топливо, многочисленные растворители, пестициды, толуол, этил-бензол, гексадекан, фитан, нафталин, хлоран, фенантрен и другие.
I Биодеградация сырой нефти до 98% за 20-30дней.
I Продукт не накапливается в окружающей среде, подвергается полному биологическому разложению, имеет пятилетний срок хранения, замораживание не ухудшает его свойства.
I БМП «ЗемлеРад»® сертифицирован на территории России и стран СНГ.
Развитие и внедрение технологий бережного природопользования, основанных на естественных закономерностях жизнедеятельности природы, несомненно, внесут положительные изменения в улучшение экологической ситуации на просторах России - от арктических до средних широт, от утилизации нефтяных разливов и отходов человеческой деятельности до улучшения
соп1ас1@землерад.рф
ООО «Землерад»
\л/\ллл/.землерад.рф
а) a) б) b)
Рис. 5. Роза-диаграмма распределения закачиваемой воды по очагу скважин 972 (а) и 983 (б) башкирского яруса Гремихинского месторождения Fig. 5. Distribution rose-diagram of injected water in the isolated area of the wells 972 (а) and 983 (b) in the Bashkirian stage of the Gremikhinskoe field
месторождения характеризуется развитой трещиноватостью при высокой вязкости добываемой нефти (0,15 Па.с) и высоким уровнем минерализации пластовой воды. На месторождении в промышленном объеме в течение 30 лет успешно применяется пароте-пловое воздействие. В последние годы проводятся опытно-промысловые работы по испытанию различных технологий физико-химического воздействия. В 2011-2012 гг. на Гремихинском месторождении испытана технология изоляции трещин термогелями при одновременном паротепловом воздействии [6]. В качестве термогеля применялся реагент РВ-3П-1 (жидкая товарная форма композиции «Галка»), представляющий собой двухкомпо-нентную систему, гелеобразование которой происходит под действием температуры. Состав обладает высокой селективностью по фазе, характеризуется тиксотропными свойствами и устойчив к воздействию высокоминерализованной пластовой воды. Химизм процессатермогелеобразования при применении композиции «Галка» хорошо изучен в Институте химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук под руководством проф. Л.К. Алтуниной [7] и заключается в образовании геля гидрооксида алю-
миния при термическом гидролизе карбамида с образованием аммиака и диоксида углерода непосредственно в пластовых условиях. В ноябре-декабре 2011 г. данным составом на Гремихинском месторождении было обработано восемь паронагне-тательных скважин. Средний объем закачки рабочего раствора РВ-3П-1 составил 375 м3 на скважину. В результате проведения обработок положительный эффект, заключающийся в снижении обводненности добываемой жидкости и увеличении добычи нефти, достигнут по 14 окружающим добывающим скважинам. Дополнительная добыча нефти составила более 6 тыс. т при удельном значении около 0,8 тыс. т на одну скважино-операцию. В то же время при применении состава возникло неожиданное осложнение: на ряде реагирующих скважин после проведения закачки реагента РВ-3П-1 в пласт произошли отказы глубинного насосного оборудования по причине интенсивного солеотложения карбоната кальция. Исследования показали, что наиболее вероятными причинами этого явления могут быть два процесса. Первый заключается в том, что при высоких температурах параллельно основной реакции образования геля гидрооксида алюминия происходит интенсив-
ное взаимодействие карбонатного коллектора с кислым компонентом термогелеобразующей композиции -хлоридом алюминия. Дело в том, что хлорид алюминия как соль сильной кислоты и слабого основания в воде подвергается гидролизу с образованием оксихлоридов алюминия и соляной кислоты. Соляная кислота реагирует с карбонатной породой с образованием бикарбонат-ионов:
СаСО3 + Н+ = Са+2 + НСО3-
При этом содержание бикарбонат-ионов зависит от концентрации диоксида углерода в воде. Кроме того, они стабильны в слабокислой среде. В условиях наличия магистральных трещин между нагнетательной и добывающими скважинами бикарбонат-ионы быстро продвигаются вместе с фильтрующейся водой до забоя добывающих скважин. Далее бикарбонат-ионы превращаются в карбонат-ионы под воздействием слабощелочной среды, создаваемой аммиаком, образующимся при термическом гидролизе карбамида. Этому способствует также снижение давления в забое добывающей скважины. В результате карбонат-ионы осаждаются в виде карбоната кальция в забое скважин и на насосном оборудовании.
Таблица 4. Сводные результаты применения реагента «Карфас» на верейско-башкирском объекте Лиственского месторождения Table 4. Summary application data of reagent Karfas in Vereiskian-Bashkirian development target of the Listvenskoe field
Год Year Кол-во обработанных скважин The number of wells treated Расход товарной формы реагента, т Consumption of a commercial type reagent, t Дополнительная добыча нефти, т Incremental oil, t Удельная эффективность, т нефти на 1 скважино-операцию Unit efficiency, tonnes of oil per 1 well treatment Удельная эффективность, т нефти на 1 т реагента Unit efficiency, tonnes of oil per 1 tonne of reagent
2013 4 76 7154 1789 94
2014 5 105 9492 1898 90
2016 10 265 15 463 1546 58
Всего Total 19 446 32 109 1690 72
u i
<D
^ 5
4 S
<u .
X с
to °
32
SI
о
8000,0 7000,0 6000,0 5000,0 4000,0 3000,0 2000,0 1000,0 0,0
Geopan-M injecting
m m m m Nf si- ■Sj- -а- ю
ТН Т-Н т-н т-н
О о О о О о о О о
C\J C\J СМ см СМ см см см см
rH in оо r-i гп VO Ol см'
О о о о о о о
lO ю xf см см о 00 р^ ю
CM о *—1 см о vH *—1 см о
Дата Time
100
98
96
94
92
90
88
86
84
82
80
Добыча нефти (факт),т/мес Oil production (actual), tons per month ■ Обводненность (факт), % Water eut (actual), %
о
\o о
Добыча нефти (база), т/мес Oil production (initial), tons per month - - Обводненность (база), % Water eut (initial), %
Рис. 6. Динамика показателей работы скважин участка закачки реагента «Геопан-М» на башкирском ярусе Гремихинского месторождения
Fig. 6. Behavior dynamics of the wells in the area of Geopan-M injection of the Bashkirian stage of the Gremikhinskoe field
Второй процесс заключается в том, что образующийся при термическом гидролизе карбамида диоксид углерода также взаимодействует с ионами кальция пластовой воды с образованием карбоната кальция, который также может фильтроваться по трещинам до забоев добываемых скважин и откладывается на насосном оборудовании. Эти явления снизили эффективность технологии и ограничили возможности применения композиции «Галка» на участках паро-теплового воздействия Гремихинского месторождения.
Положительные результаты применения состава «Геопан-М» на Киенгопском месторождении позволили рекомендовать данный состав к опытно-промысловому испытанию на Гремихинском месторождении. Однако, как было отмечено, башкирский ярус Гремихинского месторождения, в отличие от башкирского яруса Киенгопского месторождения, характеризуется наличием сильно развитой естественной и техногенной трещи-новатости. Этот факт подтверждается проведенными трассерными исследованиями (рис. 5).
Выявлено, что доля трещин в обводнении продукции скважин на месторождении значительна, и движение жидкости от нагнетательных до добывающих скважин в основном осуществляется по линейному закону по трещинам и по радиальному закону по высокопроницаемым каналам фильтрации, проницаемость которых на несколько порядков превосходит среднее значение проницаемости пласта. В этих условиях необходимо повышать механопрочностные свойства водоизолирующих материалов. В связи с этим и на основе лабораторных исследо-
ваний для водоизоляции рекомендовано повышенное до 33 % содержание реагента «Геопан-М» в рабочих растворах, что позволяет существенно увеличить начальное напряжение сдвига образующегося геля.
В 2014 г. была проведена обработка семи скважин на двух участках башкирского яруса по данной рецептуре. Технологический эффект наблюдался в течение 17 мес. и составил более 10 тыс. т дополнительно добытой нефти с удельной эффективностью около 1,46 тыс. т нефти на одну скважино-
операцию при уменьшении среднего значения обводненности продукции скважин в целом по участку на 2-3 % (табл. 3, рис. 6).
Полученные результаты свидетельствуют о наличии перспектив применения технологии на основе полимера «Геопан-М» на трещиноватых карбонатных коллекторах. Лабораторные исследования показали отсутствие влияния данного полимера на процессы подготовки нефти, а также перспективу повышения эффективности применения данного полимерного
Таблица 5. Матрица применения потокоотклоняющих технологий на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть» Table 5. Application matrix of redirection-of-fluids technologies in carbonate reservoirs of Udmurtneft OJSC fields
Тип карбонатного коллектора Type of carbonate reservoir Минерализация закачиваемой и пластовой воды Salinity of injecting and formation water Степень выработки запасов, % от начальных извлекаемых запасов на участке воздействия Oil recovery level, % of initial recoverable reserves in the area of treatment Рекомендуемые полимерные составы и их рецептура Recommended polymer compositions and their formation
Кавернозно- трещиновато- поровый Cavernous-fractured-porous Закачка пресной воды, низкая минерализация сточной воды Injection of fresh water, low salinity of waste water Менее 70 Less than 70 Закачивается «сильный» ГПС, [ПАА] = 0,3-0,7 %; объем закачки - до 1 % замещенного порового (водопромытого) объема (ЗПО) Injection of "strong" gel-polymeric agent (GPA) [polyacrylamide (PAA)] = 0,3-0,7 %; injection volume -up to 1 % of displaced void space (DVS) (flooded-out)
Более 70 More than 70 Закачивается «сильный» ГПС, [ПАА] = 0,3-0,7 %; объем закачки - 1-5 % ЗПО Injection of "strong" GPA, [РАА] = 0,3-0,7 %; injection volume - 1-5 % DVS
Высокая минерализация закачиваемой сточной воды High salinity of injecting waste water Менее 70 Less than 70 «Геопан-М», 33 % в пресной воде, оторочками по 50-100 м3, чередующимися с минерализованной водой до 1 % ЗПО Geopan-M, 33 % in fresh water, with fringes of 50-100 m3, alternating with salinity water up to 1 % DVS
Более 70 More than 70 «Геопан-М», 33 % в пресной воде, оторочками по 50-100 м3, чередующимися с минерализованной водой не менее 5 пачек Geopan-M, 33 % in fresh water, with fringes of 50-100 m3, alternating with salinity water minimum 5 packs
Порово- трещиноватый Porous-fractured Закачка пресной воды, низкая минерализация сточной воды Injection of fresh water, low salinity of waste water Менее 70 Less than 70 Закачивается «сильный» ГПС, [ПАА] = 0,3-0,5 %; объем закачки - до 1 % ЗПО Injection of "strong" GPA, [РАА] = 0,3-0,5 %; injection volume - up to 1 % DVS
Более 70 More than 70 Закачивается «сильный» ГПС, [ПАА] = 0,3-0,5 %; объем закачки - 1-5 % ЗПО Injection of "strong" GPA, [РАА] = 0,3-0,5 %; injection volume - 1-5 % DVS
Высокая минерализация закачиваемой сточной воды High salinity of injecting waste water Менее 70 Less than 70 «Геопан-М», 33 % в пресной воде, оторочками по 50-100 м3, чередующимися с минерализованной водой не менее 3-5 пачек пачек Geopan-M, 33 % in fresh water, with fringes of 50-100 m3, alternating with salinity water, minimum 3-5 packs
Более 70 More than 70 «Геопан-М», 33 % в пресной воде, оторочками по 50-100 м3, чередующимися с минерализованной водой не менее 5 пачек Geopan-M, 33 % in fresh water, with fringes of 50-100 m3, alternating with salinity water, minimum 5 packs
Поровый с хорошими фильтрационно- емкостными свойствами Porous reservoir of high porosity and permeability Закачка пресной воды, низкая минерализация сточной воды Injection of fresh water, low salinity of waste water Менее 70 Less than 70 Закачивается ГПС, [ПАА] = 0,3-0,5 % в пресной воде, объем закачки - до 1 % ЗПО Injection of GPA, ^АА] = 0,3-0,5 % in fresh water; injection volume - up to 1 % DVS
Более 70 More than 70 Закачивается ГПС, [ПАА] = 0,3-0,5 % в пресной воде; объем закачки - 3-5 % ЗПО Injection of GPA, ^АА] = 0,3-0,5 % in fresh water; injection volume - 3-5 % DVS
Высокая минерализация закачиваемой сточной воды High salinity of injecting waste water Менее 70 Less than 70 «Геопан-М», 25 % в пресной воде, оторочками, чередующимися с минерализованной водой, 3-5 пачек Geopan-M, 25 % in fresh water, with fringes alternating with salinity water, 3-5 packs
Более 70 More than 70 «Геопан-М», 33 % в пресной воде, оторочками, чередующимися с минерализованной водой не менее 5 пачек Geopan-M, 33 % in fresh water, with fringes alternating with salinity water, minimum 5 packs
Тип карбонатного коллектора Type of carbonate reservoir Минерализация закачиваемой и пластовой воды Salinity of injecting and formation water Степень выработки запасов, % от начальных извлекаемых запасов на участке воздействия Oil recovery level, % of initial recoverable reserves in the area of treatment Рекомендуемые полимерные составы и их рецептура Recommended polymer compositions and their formation
Поровый с низкими фильтрационно- емкостными свойствами Porous reservoir of low porosity and permeability Закачка пресной воды, низкая минерализация сточной воды Injection of fresh water, low salinity of waste water Менее 70 Less than 70 Состав «Карфас», 25 % в пресной воде, оторочка -до 0,1 % ЗПО Karfas agent, 25 % in fresh water, fringe - up to 0,1 % DVS
Более 70 More than 70 «Геопан-М», 25 % в пресной воде + состав «Карфас», 25 % в пресной воде, оторочка - до 1 % ЗПО Geopan-M, 25 % in fresh water + Karfas agent, 25 % in fresh water, fringe - up to 1 % DVS
Высокая минерализация закачиваемой сточной воды High salinity of injecting waste water Менее 70 Less than 70 Состав «Карфас», 25 % в минерализованной воде, оторочка - до 0,1 % ЗПО Karfas agent, 25 % in salinity water, fringe - up to 0,1 % DVS
Более 70 More than 70 «Геопан-М», 25 % в пресной воде + состав «Карфас», 25 % в любой воде, до 1 % ЗПО в сумме Geopan-M, 25 % in fresh water + Karfas agent, 25 % in any water, up to 1 % DVS in total
Поровый коллектор с переслаиванием нефте- и водонасыщенных пропластков Porous reservoir with interlayering oil-and water saturated interlayers Не имеет значения No value Не имеет значения No value Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта. Применение потокоотклоняющих технологий не рекомендуется Hydrodynamic enhanced oil recovery. Application of redirection-of-flows technologies is not advisable
состава при циклической закачке небольших оторочек его рабочего раствора с чередованием оторочками минерализованной воды, что позволяет охватить воздействием глубинные участки карбонатного коллектора. В 2017 г. на Гремихинском месторождении композицией полимера «Геопан-М» по новой технологической схеме обработано 16 нагнетательных скважин.
МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НИЗКИМИ КОЛЛЕКТОРСКИМИ СВОЙСТВАМИ Лиственское месторождение
Карбонаты верейско-башкирского объекта разработки Лиственского месторождения имеют поровый тип коллектора с низкой проницаемостью и трещиноватостью, причем нагнетательные скважины характеризуются низкой приемистостью. Это ограничивает применение как сшитых полимерных систем, так и неорганических осадко-гелеобразующих составов. В связи с этим на данном типе коллекторов наиболее целесообразным представляется применение комплексной технологии, сочетающей в себе как стимуляцию
порового пространства матрицы, так и изоляцию водопромытых каналов фильтрации. Такое комплексное действие обеспечивается за счет применения реагента «Карфас», механизм действия которого основан на взаимодействии алюмохлорида, являющегося основным действующим веществом данного состава, с карбонатными породами пласта с образованием гелеобразного осадка:
2AlCl3 + 3CaCO3 + 3H2O -+ 3CO t + 3CaCL.
■ 2Al(OH)l +
Принципиальное отличие физико-химических процессов в случае применения «Карфаса» на Лиственском месторождении от применения на Гремихинском заключается в следующем. В условиях отсутствия магистральных трещин и низкой проницаемости матрицы бикарбонат-ионы не успевают достичь забоя добывающих скважин, и основную роль играет процесс взаимодействия бикарбонатионов с ионами кальция пластовой воды с образованием вторичного карбоната кальция в пределах призабойной зоны нагнетательных скважин. В результате такого воздействия происходит, с одной стороны, стимуляция матрицы за счет взаимодействия реагента с карбонатной породой,с другой - образование геля гидрокси-да алюминия, усиленного карбонатом кальция. Поэтому данная технология может быть рекомендована для обработки нагнетательных скважин с низкой приемистостью. Таким образом, высокоминерализованная пластовая вода положительно влияет на эффективность данной технологии.
ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
О 2 ai
■в-а
<и
X
га ° з-
vil
о
8000,0 7000,0 6000,0 5000,0 4000,0 3000,0 2000,0 1000,0 0,0
Закачка реагента «Карфакс»
—""ч/----
--' ^J ¿С^Ч-----------
100
95
90
85 -Û 1- о*-
80 и О
75 X X и
70 CD X 1— си -м
65 ^ о m £
60 \о О
55
50
см m m m m S)" NJ- NJ- NJ-
о о о о о О о о о
см см см см см см см см см
СП ■si о NÎ in 00 CNJ
о о О о о о о
ni r-ï r-ï о со ю VO si см
см о см см о см о
Дата
Time
Добыча нефти (факт), т/мес Oil production (actual), tons per month Обводненность (факт), % Watercut (actual), %
Добыча нефти (база), т/мес Oil production (initial), tons per month Обводненность (база),% Water eut (initial), %
Рис. 7. Динамика показателей работы скважин участка закачки реагента «Карфас» на верейско-башкирском объекте разработки Лиственского месторождения
Fig. 7. Behavior dynamics of the wells in the area of Karfas injection of the Vereiskian-Bashkirian development target of the Listvenskoe field
В октябре 2013 г. на верейско-башкир-ском горизонте Лиственского месторождения была проведена обработка четырех нагнетательных скважин реагентом «Карфас» в целях повышения нефтеотдачи пластов. В результате проведения обработки технологический эффект составил около 5 тыс. т (рис. 7), удельный эффект - около 1,2 тыс. т нефти на одну скважино-обработку. Положительные результаты использования реагента «Карфас» в 2013 г. позволили расширить опытный участок применения этой технологии на Ли-ственском месторождении и провести в конце 2014 г. обработку еще пяти скважин, а в 2016 г. на этом месторождении были обработаны еще 10 нагнетательных скважин (табл. 4). Текущие результаты по состоянию на 01.11.2017 г. показывают, что технологический эффект применения данной технологии составляет 32,1 тыс. т дополнительно добытой нефти при среднем удельном технологическом эффекте в 1,69 тыс. т нефти на одну скважино-операцию и около 72 т - на 1 т товарного реагента «Карфас».
Ельниковское и Кезское месторождения
Объектами разработки Ельниковского месторождения являются подоло-ка-широ-верейские пласты, отличающиеся сложным геологическим строением. Их главными особенностями являются аномально высокая расчлененность в сочетании с переслаиванием водо-и нефтенасыщенных пропластков и наличие активной подошвенной воды. Типичным примером является Апали-хинское поднятие Ельниковского месторождения, объектом разработки в котором является каширо-верейский горизонт. Опытно-промысловые испытания технологии на основе полимера «Геопан-М» на данном объекте оказались малоэффективными (табл. 3). Верейско-башкирский объект разработки Кезского месторождения характеризуется неравномерной выработкой запасов нефти, что также связано с наличием пропластков с низкой проницаемостью в сочетании с высокой расчлененностью. Опытно-промысловые исследования на данном месторождении также оказались экономически
малоэффективными. Требуется проведение исследований в целях поиска более эффективных методов физико-химического воздействия.
МАТРИЦА ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЙ ВОДОИЗОЛЯЦИИ ДЛЯ КАРБОНАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
В целом опыт применения ПОТ на карбонатных объектах разработки с высокоминерализованными пластовыми водами различных месторождений позволяет отметить следующие особенности.
1. При выборе технологии воздействия необходимо учитывать преобладающий тип маршрута (механизма) продвижения закачиваемой воды, в частности наличие или отсутствие линейного потока и его долю в обводнении продукции добывающих скважин. Наличие активных трещин с линейным потоком продвижения закачиваемой воды требует повышения концентрации полимера в рабочих растворах и увеличения закачиваемых объемов рабочего раствора.
2. При применении малообъемных ПОТ степень выработки запасов играет ключевую роль в технологической эффективности физико-химического воздействия. Для получения экономически рентабельных результатов на участках с выработкой извлекаемых запасов до 70 % необходимо закачивать рабочие растворы водоизолирующих составов в количестве не менее 1 % замещенного порового объема (водопромытой части) участка воздействия, а на участках с выработкой более 70 % - от 1 до 5 % замещенного порового объема.
3. При выборе технологий физико-химического воздействия в карбонатных коллекторах необходимо учитывать высокую реакционную способность карбонатного коллектора по отношению к кислотным компонентам составов, если они являются основой для образования водоизолирующих компонентов.
4. На объектах разработки с высокоминерализованными пластовыми водами целесообразно применять составы, которые при химическом взаимодействии с ионами поливалентных металлов образуют водоизолирующие гели или осадки. Это упрощает технологию, поскольку отпадает необходимость за-
48
№ 6 июнь 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
^ГАЗПРОМ
IX Международная конференция
«Обслуживание и ремонт основных фондов ПАО «Газпром»
24-28 сентября 2018 г. Республика Крым г. Алушта
качки оторочек осадкообразователя, и при этом улучшает экологическую ситуацию, снижая жесткость пластовой воды.
Проведенные опытно-промысловые испытания и успешное применение вышеописанных технологий и составов позволили разработать и рекомендовать матрицу применения ПОТ на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть» на основе геле-полимерных составов и составов комплексного действия (табл. 5). Рецептура, дизайн и объемы закачки рабочих растворов зависят как от типа карбонатного коллектора, маршрута фильтрации закачиваемой воды, минерализации закачиваемой и подтоварной воды, так
и от степени выработки запасов нефти на участках применения технологий. Разработанные мероприятия в целом позволяют рекомендовать их расширенное внедрение в промышленных масштабах на карбонатных коллекторах месторождений ОАО «Удмуртнефть».
ВЫВОДЫ
1. Разнообразие особенностей геологического строения и свойств пластовых и закачиваемых флюидов в разрабатываемых ОАО «Удмуртнефть» карбонатных коллекторах с ТРИЗ требует дифференцированного и инновационного подхода к выбору потокоотклоняющих составов для повышения нефтеотдачи для каждого объекта разработки.
2. Предложенный инновационный подход к применению ПОТ на основе различных гелеобразующих систем с учетом особенностей геологического строения и текущего состояния разработки, а также механизма обводнения продукции скважин закачиваемой водой позволяет существенно повысить технологическую эффективность физико-химического воздействия.
3. Результаты опытно-промысловых испытаний разработанных подходов к применению ПОТ для различных геолого-физических условий карбонатных коллекторов позволяют рекомендовать матрицу применения технологий и расширение объемов их внедрения на месторождениях ОАО «Удмуртнефть».
References:
1. Lisovskiy N.N., Khalimov E.M. On Classification of Hard-To-Recover Reserves. Vestnik TsKR Rosnedra = Herald of the Central Development Committee of the Federal Agency for Mineral Resources, 2009, No. 6, P. 33-35. (In Russian)
2. Ismagilov T.A. Application of Water Control Technologies, Considering the Mechanisms of Injected Water Breakthrough. Neftyanoe khozyaistvo = Oil Industry, 2015, No. 11, P. 56-59. (In Russian)
3. Ismagilov T.A., Igdavletova M.Z., Ganiyev I.M., et.al. Optimization of Compositions of Cross-Linked Acrylamide Polymer-Based Gels for Sealing in Different Geological-and-Physical Environments. In Papers of the 2nd International academic and research conference "Oil-Field Chemistry". Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas, 2015, P. 71-76. (In Russian)
4. Gel-Forming Mixture, Dry Blend and Ways of Its Mixing. Patent 2553816 RF: MPK E 21B33/13, G09K8/504, U21B43/22. Authors - Mullagalin I.Z., Koptyayeva E.I., Karazeyev D.V., et.al. Applicant and patentee - Ufa Research and Development Center LLC, No. 2014118305/03, applic. On May 06, 2014, published on June 20, 2015, Bull. No. 17, 13 p. (In Russian)
5. Gel-Forming Mixture to isolate Water Inflows and Enhance Oil Recovery. Patent 2064571 RF: MPK E21B33/138. Authors - Ismagilov T.A., Khisamutdinov N.I. , Telin A.G., et.al. Applicant and patentee - Innovation research engineering center "Oil and Gas Technology" [Neftegaztekhnologiya], No. 94029846/03, applic. On August 16, 1994; published on July 27, 1996, Bull. No. 21. (In Russian)
6. Perevotshikov D.O., Belykh A.M., Vakatova E.V., et.al. Application Practice of Gel-Forming Composition "Geopan-M" in the Fields Of Udmurtneft OJSC. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2015, No. 6-7, P. 34-37. (In Russian)
7. Belykh A.M. Application Practice of Thermo-Gel-Forming Composition "Galka" in the Gremikhinskoe Field. Inzhenernaya praktika = Engineering Practice, 2013, No. 5, P. 12-17. (In Russian)
8. Altunina L.K., Kuvshinov V.A. Physicochemical Methods for Enhancing Oil Recovery from Oil Fields. Uspekhi khimii = Russian Chemical Reviews, 2007, Vol. 76, No. 10, P. 971-987. (In Russian)
Литература:
1. Лисовский Н.Н., Халимов Э.М. О классификации трудноизвлекаемых запасов // Вестник ЦКР Роснедра. 2009. № 6. С. 33-35.
2. Исмагилов Т.А. Применение потокоотклоняющих технологий с учетом механизма обводнения продукции скважин // Нефтяное хозяйство. 2015. № 11. С. 34-37.
3. Исмагилов Т.А., Игдавлетова М.З., Ганиев И.М. и др. Оптимизация составов сшитых гелей на основе полимеров акриламида для водоизоляции в различных геолого-физических условиях // Мат-лы II Междунар. науч.-практ. конф. «Нефтепромысловая химия». М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. С. 71-76.
4. Гелеобразующий состав, сухая смесь и способы его приготовления: пат. 2553816 РФ: МПК Е 21В33/13, G09К8/504, У21В43/22 / Муллагалин И.З., Коптяева Е.И., Каразеев Д.В. и др.; заявитель и патентообладатель - ООО «Уфимский научно-технический центр»; № 2014118305/03; заявл. 06.05.2014; опубл. 20.06.2015, Бюл. № 17. 13 с.
5. Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти: пат. 2064571 РФ: МПК Е21В33/138 / Исмагилов Т.А., Хисамутдинов Н.И. , Телин А.Г. и др.; заявитель и патентообладатель - Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр «Нефтегазтехнология»; № 94029846/03, заявл. 16.08.1994; опубл. 27.07.1996, Бюл. № 21.
6. Перевощиков Д.О., Белых А.М., Вакатова Е.В. и др. Опыт применения гелеобразующей композиции «Геопан-М» на месторождениях ОАО «Удмурт-нефть» // Инженерная практика. 2015. № 6-7. С. 34-37.
7. Белых А.М. Опыт применения термогелеобразующей композиции «Галка» на Гремихинском месторождении // Инженерная практика. 2013. № 5. С. 12-17.
8. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений // Успехи химии. 2007. Т. 76. № 10. С. 1034-1052.
