CC BY
99
Н. А. Черепанова (к.т.н., нач. отд.)1, А. С. Чинаров (к.т.н., гл. спец.)2, Н. М. Токарева (преп.)3
Комплексное физико-химическое воздействие при эксплуатации сложнопостроенных коллекторов как способ регулирования разработки нефтяных месторождений
1 ООО «КогалымНИПИнефть», отдел химико-аналитических исследований 628481, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, 15; тел/факс (34667) 62962, e-mail: [email protected] 2ОАО «Газпромнефть», отдел ПМР месторождений ТПДН «Ноябрьскнефть»
190000, г. Санкт-Петербург, ул. Галерная 5а; тел. (+7 812) 3136924 (*3348), e-mail: [email protected] 3Уфимский государственный нефтяной технический университет, кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений 450062, г. Уфа, ул. Кольцевая 9; тел. (347) 2609871, e-mail: [email protected]
N. A. Cherepanova1, A. S. Chinarov2, N. M. Tokareva3
Complex physical and chemical influence at operation of difficult collectors as a way of regulation of working out of oil deposits
1OOO «KogalymNIPIneft»
15, Dryzhby Narodov Str, Kogalym, Russia, 628481; ph. (34667) 62962, e-mail: [email protected] 2OAO «Gasprom Neft»
5a, Galernaya Str., St-Peterburg, Russia, 190000; ph. (+7 812) 3136924 (*3348), e-mail: [email protected] 3Ufa State Petroleum Technological University 9, Kolcevaya Str, Ufa, Russia, 450062; ph. (347) 2609871; e-mail: [email protected]
Проведен анализ эффективности применения сшитых полимерных составов на объектах месторождений Когалымской группы, построена статистическая зависимость для прогноза эффективности воздействия на пласт. Полученная зависимость при сходных геолого-технических параметрах позволяет оптимизировать выбор скважин для проведения обработки композицией сшитых полимерных составов с наполнителем.
Ключевые слова: полимер; приемистость; разработка; состав; технология; физико-химический; эффективность.
The analysis of efficiency of application of crosslinked polymeric structures on objects of Kogalymsky deposits is carried out. Statistical dependence for the forecast of efficiency of influence for a layer is constructed. The received dependence at similar geologo-technical parametres allows to optimise a choice of chinks for processing by a composition of cross-linked polymeric structures with aggregate.
Key words: composition; development; efficiency; intake capacity; physicochemical; polymer; technology.
Для повышения эффективности и регулирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии используются гидродинамические и физико-химические методы 1, одной из разновидностей которых являются потокоотклоняющие технологии комплексного воздействия, направленные как на повышение охвата пласта заводнением, так и на увеличение коэффициента вытеснения 2,3.
Технология комплексного физико-химического воздействия подразумевает закачку в пласт составов, содержащих композицию реагентов с нефтевытесняющими и водоизолирующими свойствами, направленных на перераспределение фильтрационных потоков в пласте и доотмыв пленочной нефти, — это сшитые полимерные системы, полимер-дисперсные со-
Дата поступления 05.03.11 24 Башкирский химический журнал. 2011. Том 1S. Жя 2
ставы, составы на основе жидкого стекла и алюмосиликатов, а также интенсифицирующие композиции, например, ПАВ-кислотный состав,кислотный поверхностно-активный состав, кислотная микроэмульсия, композиции ИХН.
В сшитых полимерных составах в качестве полимера могут быть использованы полисахариды, карбоксиметилцеллюлоза или синтетические полимеры, предпочтение среди которых отдается полиакриламиду. Полиакриламид (ПАА) — полимер линейного строения, состоящий из мономерных звеньев акрилами-да, часть которых путем гидролиза превращают в акрилат натрия. Молекулы частично гидролизованного ПАА представляют собой гибкоцепные структуры и являются полиэлектролитом.
(— сн2—СИ—)
о
-сн2—СИ 2 I
с=о
I
^2
т
-сн2—сн
©
Ка
I
со
I
о
п
с—о-сг—о—с I
о
о
(—сн-сн2—)~
Для технологий повышения нефтеотдачи пластов молекулярная масса полимера должна быть не ниже 0.1х106, верхний предел молекулярной массы лимитируется растворимостью полимера. Для поддержания растворимости полимера в минерализованных пластовых водах содержание карбоксильных групп находится в пределах 4—15 %. При степени гидролиза более 15% эффективность сшивки снижается.
Для образования сшитого полимера применяют соединения поливалентных металлов, в которых металл способен уменьшать свою валентность в присутствии восстановителя. В качестве сшивающего агента чаще всего применяются хроматы и бихроматы щелочных металлов или аммония. Восстановителями служат серосодержащие соединения, гидрохинон, хлорид железа и др.
Для высокотемпературных пластов оптимальным сшивающим агентом является комплексообразующий реагент, содержащий катионы поливалентного металла и анионы-ингибиторы, такие, как ацетат, цитрат, фосфат, тарт-рат 2. В отечественной практике распространено применение в качестве сшивателя ацетата хрома. При взаимодействии линейных систем со сшивателями образуются комплексные связи между цепочками полимеров.
с=о
(сн—сн—)~
Это взаимодействие создает сшитую гелевую систему из раствора полимера, превращая его в псевдопластический или вязкоупругий материал.
Образование гидрогелей из растворов полиакриламида происходит в результате взаимодействия ионов хрома с активными центрами молекул полимера за счет реализации 2 типов взаимодействий:
1. Межмолекулярный тип — связывает несколько молекул полимера между собой, образуя полимерную сетку, и является основой трехмерного геля. Межмолекулярная сшивка ограничивает деформацию геля и управляет упругостью сетки. Поэтому данный вид взаимодействий определяет упругие свойства и качество геля.
2. Внутримолекулярный тип — взаимодействие между активными центрами, находящимися на некотором расстоянии друг от друга на одной молекуле полимерной цепи. Взаимодействия данного типа не участвуют в образовании пространственной сетки и мало влияют на упругость геля. При этом гибкие полимерные цепочки посредством внутримолекулярной сшивки принимают боле компактную конформацию в условиях наложения внешнего напряжения и сохраняют возможность восстановления структурной сетки.
Комплексные потокоотклоняющие технологии нашли широкое применение на месторождениях Когалымского региона.
В табл. 1 приведена эффективность применения технологии на основе сшитых полимерных составов на пласты группы БС10 и БСц Тевлинско-Русскинского, Южно-Ягун-ского и Дружного месторождений.
В ходе анализа полученных промысловых данных оптимальной областью применения сшитых композиций на основе полиакриламида признаны участки с проницаемостью более 0.1 мкм2, пластовой температурой до 70 оС и средними значениями коэффициента приемистости.
Эффективность сшитых полимерных составов в различных геолого-промысловых зонах
Номер зоны % обработок Коэффициент текущей нефте-насыщенности, д.е. Обводненность, % Проницае- мость, мкм2 Эффективность
Успешность, % Дополнительная добыча, т/скв
1 15.7 0.574 57.2 0.296 79 2421.5
2 32.2 0.528 49.5 0.147 74 1903.7
3 36.3 0.477 65.8 0.055 59 1020.3
4 15.7 0.466 66.2 0.019 53 561.0
Проведенные исследования по совершенствованию полимерных составов послужили основой создания сшитых полимерных составов с наполнителем (СПС + наполнитель).
Сущность метода заключается в закачке через нагнетательные скважины в пласт композиций, содержащих полимер акриламида (ПАА), сшиватель и нерастворимый в водных растворах наполнитель. В пластовых условиях данные композиции образуют гидрогели, структурированные твердыми частицами наполнителя. Введение в сшитые полимерные составы твердого наполнителя позволяет получить более прочные гидрогели, способные выдерживать повышенные деформации, оказываемые нагнетаемой водой 4.
Применяемые материалы:
— Порошкообразный полимер акрилами-да, удовлетворяющий следующим требованиям: молекулярная масса 5—15 млн; содержание карбоксильных групп — 3—12 %; содержание остаточного акриламида — не более 0.1%; время растворения в минерализованной воде (20 г/л) — не более 2 ч; содержание основного вещества — не менее 90%;
— Сшиватель ацетат хрома (АХ) с содержанием основного вещества 50%, плотность
1.3 г/см3;
— Кремнеземный наполнитель белая сажа БС-120 (ГОСТ 18307-78), либо тонкодисперсный химически осажденный карбонат кальция (ГОСТ 17498-72).
Широкая апробация технологии в промысловых условиях проведена на Тевлинско-Русскинском месторождении. Для внедрения были специально подобраны нагнетательные скважины с высокой производительностью -№№6433, 6434, 6435. Опытный участок, выбранный для испытания состава сшитого полимерного состава с наполнителем, работает по пласту БС102+3 . Характеристика участка внедрения приведена в табл. 2. Результаты внедрения приведены в табл. 3.
Таблица 2 Характеристика участка внедрения технологии СПС с наполнителем
Наименование параметра Значение
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 1.54
Плотность пластовой воды, г/см3 1.013
Эффективная толщина пласта, м 26.5
Коэффициент проницаемости, мкм2 0.11
Пористость, % 19.79
Коэффициент расчлененности пласта, б/м 19
Начальные балансовые запасы, тыс. т 7444.2
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т 3528.6
КИН, д.е. 0.474
Текущая нефтеотдача, д.е. 0.296
Степень выработки запасов, % 62.6
Средняя обводненность продукции по участку, % 57.5
Средний дебит нефти по участку, т/сут 47.8
Водонефтяной фактор, д.е. 0.57
Накопленный отбор нефти, тыс. т 2207.43
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас 1.54
Плотность закачиваемой воды, г/см3 1.016
Производительность скважин до обработки составляла 864, 690, 751 м3/сут при устьевом давлении нагнетания 11; 9.0 и 9.5 МПа соответственно. По результатам геофизических исследований (табл. 4) на момент проведения работ по скважинам отмечается небольшая работающая толщина по сравнению с перфорированной нефтенасыщенной мощностью. Закачиваемый агент в скважинах принимают 5.5, 11.5 и 5.9 м из 35.6, 43 и 32 м перфорированной толщины.
В результате воздействия производительность обработанных скважин снизилась на 27, 30 и 23%, что свидетельствует о повышении фильтрационного сопротивления в водопромытых каналах.
Приведенные данные свидетельствуют о перераспределении фильтрационных потоков и подключении в разработку дополнительных интервалов после проведения закачки сшитых полимерных составов с наполнителем. По сква-
Результаты замеров производительности нагнетательных скважин до и после закачки композиции
Номер скважины Объем закачки, м3 3 Производительность , м /сут Давление нагнетания, МПа
до обработки после обработки
6433 950 864 630 11.0
6434 850 690 480 9.0
6435 948 751 575 9.5
Таблица 4
Результаты ГИС в нагнетательных скважинах опытного участка Тевлинско-Русскинского месторождения
№ скважины Интервал перфорации Работающий интервал, м
До обработки После обработки
Интервал % м Интервал % м
2646-2649 2646-2647.2 2647.2-2649 2651-2653 2653-2653.8 2658.4-2664 18 7 8 50 17
6433 2651-2666 2646-2649 24 5.5 11.4
2667.4-2674 2651-2653.5 76
2675-2686
6434 2494-2500 2501-2507 2508-2530 2495.5-2496.7 2496.7-2500 2504-2507 2520-2524 51 25 12 12 11.5
2532-2537 2581-2585
2509-2519 2521-2543 2509.0-2510.7 71 2509-2511 68
6435 2513.3-2515.7 2521.0-2522.8 24 5 5.9 2512.8-2517 2522.8-2525 21 11 8.4
Таблица 5
Расчет дополнительной добычи нефти различными методами
Метод Уравнение Дополнительная добыча нефти, т Продолжительность эффекта, мес.
Пирвердяна Ун = а + ЬУ„-Л12 19155 14
Сипачева- Посевича Уж/У„ = а + ЬУЖ 35924 16
Сазонова = а + Ь 35570 16
Прямой счет !<Он/ 14416 14
жине №6433 после обработки дополнительно приобщено 2 низлежащих интервала мощностью 5.9 м при одновременном снижении интенсивности работы среднего интервала с 76 до 8%. В скважине №6435 нижний принимающий интервал увеличился на 2.5 м при снижении интенсивности верхних работающих интервалов. Прогноз дополнительной добычи нефти производился по моделям Сазонова, Си-пачева-Посевича и Пирвердяна. Наилучшие результаты по аппроксимации характеристик вытеснения получены по методу Пирвердяна. Также произведены расчеты по методу прямого счета. Результаты полученной дополнительной добычи на основе перечисленных моделей приведены в табл. 5.
На основе проведенных расчетов можно убедительно констатировать положительную реакцию окружающих добывающих скважин после применения предложенного состава с наполнителем. В соответствие с проведенными расчетами продолжительность воздействия составляет 14—16 месяцев, в течение которых дополнительно добыто не менее 14400 т нефти.
С 2007 г. на Тевлинско-Русскинском месторождении начато промышленное внедрение технологии СПС с наполнителем, что связано с необходимостью использования кольматиру-ющих составов в связи с массовыми прорывами нагнетаемой воды по первым рядам добывающих скважин и их резким обводнением. В 2007 г. проведено 45 обработок по техноло-
Пределы изменения геолого-физических и технологических параметров по скважинам, на которых проводилось воздействие композицией сшитых полимерных составов с наполнителем
Параметр Значение Стандартное отклонение
минимальное максимальное среднее
Объем закачки Узак, м 560.00 800.00 670.00 64.00
Толщина пласта, Нпл, м 1104.00 38.30 23.22 6.78
Эффективная работающая толщина Нэфф, м 1.60 23.60 7.33 4.92
Приемистость по ГИС Оприем, м3/сут 95.00 960.00 447.19 235.60
Устьевое давление закачки Р зак^ аТМ 8.10 133.40 56.24 25.97
Удельный коэффициент приемистости на метр работающей толщины Кприем.уд, м3/МПа-м 0.44 13.18 3.11 3.17
Коэффициент приемистости Кприем, м /МПа-м 0.13 1.87 0.66 0.37
Нэфф/Нпл, доли ед. 0.04 0.83 0.32 0.19
Коэффициент пористости Кпор, % 18.60 22.70 20.52 1.19
Коэффициент проницаемости Кпр.ср, мД 6.90 248.10 56.86 61.18
Количество слоев N1, ед. 2.00 49.00 15.42 11.30
Нтах/Нт1гь ДО.ПИ еД. 0.02 0.74 0.17 0.17
Таблица 7
Результаты определения коэффициентов множественной регрессии по скважинам, на которых проводилось воздействие по технологии сшитых полимерных составов с наполнителем
Параметры для множественной регрессии Функция отклика Коэффициенты при регрессорах
Обозначение Значение
Расчетная добыча (по модели), Одоп, т/мес. У
Объем закачки Узак, м Ь1 -4.04718
Толщина пласта, Нпл, м Ь2 -35.2375
Эффективная работающая толщина Нэфф, м Ьэ -140.439
Приемистость по ГИС Оприем, м3/сут Ь4 3.029157
Устьевое давление закачки Рзак.у, атм Ь5 -8.12954
Удельный коэффициент приемистости на метр работающей толщины Кприем.уд, м3/МПа-м Ь6 -5.62324
Коэффициент приемистости Кприем, м3/МПа-м Ь7 -1331.35
Нэфф/Нпл, доли ед. Ьв 1599.828
Коэффициент пористости Кпор, % Ьд 490.0697
Коэффициент проницаемости Кпр.ср, мД Ьцз -6.33371
Количество слоев N1, ед. Ь11 22.41635
Нтах/Нт1гь доли ед. Ь12 -675.787
Оприем / Нэфф, м /сут м Ь13 -2.12056
Свободный коэффициент, ед. Ь0 -5101.83
гии сшитых полимерных составов с наполнителем. Статическая обработка полученных результатов, проводилась по методикам 5,6.
По фонду обработанных скважин построены регрессионные модели, характеризующие влияние различных факторов на технологическую эффективность обработки в виде дополнительно добытой нефти.
Значения геолого-физических и технологических параметров, для которых действительна полученная модель, приведены в табл. 6.
В результате расчетов была построена гео-лого-статистическая зависимость для прогноза эффективности воздействия на пласт рассматриваемой технологией следующего общего вида:
Фактическая средняя дополнительная добыча за месяц , т/мес. 3000 ♦
*
♦ ♦ * *
*%♦
У V * ♦
0 0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Расчётная дополнительная добыча нефти по регрессионной модели, т/мес
Рис. Кросс-плот распределения скважин по фактическим и расчетным значениям технологической эффективности воздействия на пласт сшиты/м полимерным составом с наполнителем
Qдоп h1 • Vзак+h2•Нпл+h3•Нэфф+h4•Q прием + +h5•Рзак.у+h6•Кприем.уд+h7•Кприем+h8•Н эфф/Нпл+ + h 9 К пор + h 10К пр.ср + h 11N + h 12Н max/Н min + +Ь13^приєм-/ Нэфф+Ь0
Результаты определения коэффициентов при регрессорах h1-h13 и свободного коэффициента h0 представлены в табл. 7 Оценка достоверности полученных множественных регрессий приведена в табл. S.
Таблица 8
Оценка достоверности множественных регрессий по результатам определения коэффициентов корреляции
Параметры для статистической оценки множественной регрессии Объект эксплуатации
Коэффициент корреляции Я 0.83
Коэффициент детерминации Я 0.70
Стандартное отклонение 0.33
Из представленной модели видно, что вклад в увеличение технологической эффективности проводимых обработок по технологии сшитых полимерных составов с наполнителем вносят приемистость скважины, значение отношения эффективной толщины к общей толщине пласта, значение коэффициента пористости и количество прослоев в пласте. Математическое выражение полученной множественной регрессии имеет следующий вид:
0 доп= — 4.04718-V зак-35.2375-Н пЛ--140.439Нэфф+ 3.029157-Оприем - 8.12954-^ -
5.62324-^прием уд-1331.35-#прием+1599.828-
-Нэфф/Нпл + 490.0697-#пор - 6.33371-Япр.ср+ + 22.4 1 635- N -675.787- Н тах/Н т1п--2.12056-Оприем/Нэфф - 5101.83
По модели была рассчитана дополнительная прогнозная добыча нефти по всем обработанным скважинам (рис.).
Использование полученной зависимости позволяет прогнозировать дополнительную добычу при определенном варьировании технологических показателей, также ее можно применять для оценки эффективности воздействия на пласт технологией сшитых полимерных составов с наполнителем. Полученная зависимость при сходных геолого-технических параметрах позволяет оптимизировать выбор скважины для проведения данного вида обработки.
Литература
1. Токарев М. А. Комплексный геологопромысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой.- М.: Недра, 1990.- 267 с.
2. Швецов И. А., Манырин В. Н. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. - Самара: Российское представительство Акционерной компании «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Ли-митед», 2000.- 392 с.
3. Патент РФ №2217583 Способ разработки обводной нефтяной залежи / Черепанова Н. А. Галимов И. М., Сергиенко В. Н. и др. // Б. И.- 2003.- №33.
4. Черепанова Н. А., Галимов И. М. Реология и физико-химические свойства сшитых полимерных гидрогелей на основе ПАА различных марок // Материалы конференции «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири и пути повышения его эффективности».- Кога-лым. — 2001.- С. 377.
5. Токарев М. А., Ахмерова Э. Р., Газизов А. А., Денисламов И. З. Анализ эффективности применения методов повышение нефтеотдачи на крупных объектах разработки.- Уфа: изд-во УГНТУ, 2001.- 115 с.
6. Токарев М. А. Чинаров А. С. Статистические методы прогноза и оценка эффективности воздействия на пласт.- Уфа: ООО Монография, 2007.- 132 с.
