CC BY
118
P.M. Шакиров1, P.M. Вильданов1, Р.З. Ризванов2, М.С. Усманова2, Т.Ю. Елизарова2
'НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть», Бавлы 2ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть», Бугульма
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА ОБЪЕКТАХ НГДУ «БАВЛЫНЕФТЬ»
Выполнение стоящих перед НГДУ задач по выполнению напряженных годовых планов добычи нефти невозможно без широкого применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Многообразие геолого-промысловых условий разработки залежей нефти, которое лишь увеличивается и усугубляется по мере выработанности месторождений, требует непрерывного совершенствования МУН.
В статье обобщены результаты проведенных в период 2000 - 2005 гг. на объектах НГДУ «Бавлынефть» работ по внедрению перспективных технологий повышения нефтеотдачи пластов, основанных на процессах осадкогелеоб-разования.
Разработчик технологий - институт «ТатНИПИнефть». Созданием и активным внедрением новых технологий решается проблема повышения охвата пласта заводнением по площади и разрезу путем снижения проницаемости промытых высокообводненных зон пласта и изменения направления фильтрационных потоков в результате образования в пласте устойчивого геля или осадка.
Одной из успешных технологий указанного направления является «Технология увеличения выработки пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с применением сшитых эфиров целлюлозы (технология ДКМ)». Она предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счет увеличения охвата пластов заводнением, которое достигается путем предварительного блокирования высокопроницаемых обводнив-шихся зон пластов гелеобразующей композицией и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки. Создание блокирующей оторочки в пласте осуществляется закачкой в нагнетательные скважины гелеобразующей композиции на основе водорастворимых полимеров: простого эфира целлюлозы (КМЦ), полиакриламида и сшивателя - ацетата хрома, в соотношении: массовая доля КМЦ 0,3 - 0,5%, ПАА 0,05-0,1%, сшивателя 0,05-0,1%, остальное вода, плотностью от 1,0 до 1,12 г/см3. Время гелеобразова-ния регулируется от нескольких часов до 10 суток изменением концентрации компонентов в составе (РД..., 2004).
Достоинства технологии:
- простота ведения технологического процесса;
- возможность широкого регулирования вязкостных и реологических свойств композиции;
- высокая технологическая эффективность.
Успешность реализации технологии ДКМ в промысловых условиях показана на примере участка нагнетательной скважины №1925, расположенного на юге Сабанчин-ского месторождения и разрабатывающего терригенные отложения бобриковского горизонта (Рис. 1).
Участок представлен четырьмя добывающими сква-
жинами: №№1559, 1924, 1944 и 2116, участвующими в активной разработке с 1976 года. Базовое состояние добывающих скважин характеризовалось суммарными деби-тами, равными по нефти - 22,5 т/сут, по жидкости - 89,5 т/сут и обводненностью - 75%.
Закачка композиционного состава ДКМ осуществлена в октябре 2000 года на фоне роста обводненности и снижения отборов по нефти (Рис. 2). Использовано 450 м3 состава, содержащего 4,5 т полимера и 0,455 т сшивателя.
При этом достигнуто кратное повышение давления закачки с 5,0 до 9,5 МПа и последующее снижение приемистости с 300 м3/сут до 260 м3/сут, что косвенно подтверждало предполагаемый «механизм» действия ДКМ в пластовых условиях и свидетельствовало об успешности проведения скважино-операции.
Результат применения технологии - 11,4 тыс.т дополнительно добытой нефти, продолжительность эффекта - 3 года (Рис. 3). Прирост по добыче нефти получен по трем скважинам из четырех и составляет в целом 7,3 т/сут, снижение обводненности - 5,7%. Наиболее очевидный результат: прирост по нефти, равный 4,3 т/сут и снижение обводненности на 9,0% при сохранении уровня отборов по жидкости, получен по скважине №1559, имеющей лучшие коллекторские и технологические показатели.
Факторами, определившими высокую эффективность технологии, явились: очаговый вид заводнения на скважине №1925; достаточное количество реагирующих скважин - четыре; своевременность применения МУН и стабильность в работе скважин участка.
Качественным подтверждением технологической эффективности и работоспособности технологии ДКМ являются снятые в скважине №1925 профили приемистости «до» и «после» мероприятия (Рис. 4).
Всего в НГДУ «Бавлынефть» технология осуществлена в 29 нагнетательных скважинах, текущая суммарная дополнительная добыча по которым составляет 54,7 тыс.т нефти, удельный технологический эффект - 1890 т/скв при продолжающемся его проявлении по большинству участков.
2. «Технология повышения нефтеотдачи пластов с использованием композиционных систем на основе эфиров целлюлозы и неионогенных поверхностно-активных веществ (технология МОЭЦ)» является дальнейшим развитием хорошо зарекомендовавшей себя технологии ОЭЦ. Создание оторочки, снижающей фильтрацию в пласте, осуществляется закачкой в нагнетательные скважины композиционного состава на основе эфиров целлюлозы и неио-ногенных поверхностно-активных веществ, в частности, марки Неонол АФ 9-12. Механизм действия композиционного состава МОЭЦ основан на образовании в пласте высоковязких растворов или гидрогелей (студней), способных селективно изолировать промытые участки. Полученный
научно-технический журнал _
Георесурсы Ш5
55 '/ЗД16 ^
- у.
Рис. 1. Участок нагнетательной скважины №1925 Сабанчин-ского месторождения, пласт «С*».
при этом композиционный состав воздействует на пластовую систему одновременно как загуститель и как поверхностно-активное вещество, повышая тем самыш коэффициент нефтеизвлечения и охвата пластов (РД..., 2005).
Испытания технологии осуществлены в условиях разных горно-геологических систем и широком диапазоне объемов и концентраций композиционных составов МОЭЦ. В период 2003 - 2005 гг. на Сабанчинском месторождении (горизонт С1вв) и Жмакинском участке Бавлин-ского месторождения (горизонт Д1) с применением композиции МОЭЦ проведено 14 скважино-операций.
В среднем на одну обработку использовано 700 м3 состава, содержащего 7,0 т оксиэтилцеллюлозы марки «Суль-фацелл» и 0,7 т неионогенного ПАВ марки «Неонол АФ 912». Текущий технологический эффект оценивается суммарно величиной в 36,5 тыс.т дополнительно добытой нефти, удельный - в 2610 т на одну скважино-обработку при продолжающемся его проявлении.
Разработанная технология несложна в техническом исполнении, полностью отвечает своему функциональному назначению, является технологически эффективной, экономически рентабельной и с 2005 года рекомендована к промышленному внедрению на скважинах ОАО «Татнефть». Единственным сдерживающим фактором может стать достаточно высокая стоимость метода.
Затраты на осуществление технологического процесса закачки МОЭЦ составляют, в среднем, 920 тыс. руб., структура которых проиллюстрирована на рисунке 5 и имеет вид: затраты на ПЗР - 18%, стоимость химических реагентов - 35%, затраты на закачку композиционной системы - 43%, технологическое сопровождение - 4%.
3. Эффективной разработкой последних лет следует считать «Технологию повышения нефтеотдачи пластов с использованием щелочно-полимерных композиций (технология ЩПК)», основанную на использовании щелочи и водорастворимого полимера. В качестве источника создания осадкообразующей композиции используется минерализованная вода, применяемая в системе ППД. Механизм действия технологии заключается в следующем. При взаимодействии щелочи с поливалентными катионами металлов, входящих в состав сточных минерализованных вод, происходит образование объемного осадка гидрооки-
2000 2001 2002 Период эксплуатации, годы
—Он, т/мес -— <3ж, т/мес -*- Обвод.,% Рис. 2. Динамика текущих показателей эксплуатации участка нагнетательной скважины №1925.
Н 295000
Рис. 3. Характеристика вытеснения участка нагнетатель-ной скважины №я1925 по
* 280000 | 275000 § 270000 § 265000 | 260000 g 255000 § 250000
1 0,36 0,37 0,38 0,39 0,4 0,41 0,42 0,43 0,44 0,45 методу Да-Отношение накопленной добычи воды выдова A.B. к накопленной добыче жидкости
сей металлов. Добавление в композицию водорастворимых полимеров (полиакриламида) существенно улучшает устойчивость и стабильность образующейся суспензии, вязкостные, реологические и структурно-механические свойства композиции. Регулирование концентрациями компонентов в осадкообразующей композиции обеспечивается возможностью оптимального воздействия технологического процесса на продуктивные пласты в ши-
10 15 20
17,9%
"»/о 17>5%
Рис. 4. Профиль приемистости нагнетательной скважины №1925. Дата проведения обработки 10.2000г. а) до обработки (24.09.2000) б) после обработки (14.11.2000).
роком интервале проницаемостей. При неполном первоначальном расходе щелочного компонента технология предусматривает дополнительное внутрипластовое осадкообразование на удаленных расстояниях от призабойной зоны скважины в процессе дальнейшего заводнения плас-
На одну скважино-обработку 920 тыс.руб.
400 350 300 250 200 150 100 50
322 тыс.руб 395 тыс.руб.
(35%) (43%)
-......16 б тыс.руб.
(18%)
37 тыс.руб.
(4%)
"С --- __
ПЗР
Реагент Закачку
тех. сопровождение
Рис. 5. Структура затрат на реализацию технологии МОЭЦ.
научно-техническим журнал
I еоресурсы з от 2006
22674
о
Рис. 6. Участок нагнетательных скважин №№ 22645 и 10581 Южной площади, пласт «61+2».
тов. Дополнительным фактором, определяющим повышение нефтеотдачи при щелочном воздействии, является снижение межфазного натяжения на контакте «нефть - вода».
Соотношение компонентов в ЩПК находится в следующих пределах: массовая доля гидроксида натрия 0,5-1,5%, ПАА 0,01-0,05%, остальное - минерализованная вода, плотностью 1,04 до 1,18 г/см3, используемая в системе ППД (РД ..., 2004).
Преимущества данной технологии:
- она не обладает недостатком, связанным с необратимыми процессами юльматации продуктивных коллекторов;
- создает комплексность воздействия, т.е. щелочь дополнительно обеспечивает эффект нефтевытеснения;
- основана на использовании доступных и недорогих химических реагентов;
Представляет интерес вариант многоэтапного повторного применения ЩПК - так называемой «подкачки» на примере участка нагнетательных скважин №№ 22645 и 10581,
Номер Номер Дебит нефти, т/сут Обводненность, %
нагнета- добываю- до после абсолют- до после абсолют-
тельной щей сква- закачки закачки ное закачки закачки ное изме-
скважины жины изменение нение
22645 10581
10586 0,5 0,5 0 77,3 86,5 +9,2
10587 2,8 3,1 +0,3 82,6 73,7 -8,9
22615 0,3 1,6 +1,3 72,7 42,9 -29,8
22616 0,2 1,2 +1,0 88,2 81,8 -6,4
22642 0,1 0,1 0 80,0 80,0 0
участок 3,9 6,5 +2,6 81,9 74,4 -7,5
Табл. 1. Изменение средних показателей эксплуатации добыл-вающих скважин до и после закачки ЩПК.
расположенных в пределах Южной площади. Объект разработки представлен терригенными отложениями паший-ского горизонта. Граница участка достаточно четкая. Зону отбора здесь обеспечивают пять добывающих скважин №№ 10586, 10587, 22615, 22616 и 22642, гидродинамически связанных с нагнетательными по пластам «а» и «б1+2» (Рис. 6).
Первая большеобъемная закачка композиции ЩПК проведена в августе 2001 года с использованием в целом 21,4 т КОН и 0,225 т ПАА.
В начале 2003 года в скважины осуществлена подкачка следующей оторочки, содержащей 13,5 т КаОН и 0,17 т ПАА. В процессе обработки отмечалось плавное повышение давления закачки, в среднем, на 35% и снижение удельной приемистости на 50%, что свидетельствовало о работоспособности композиции ЩПК в пласте.
Реакция на технологию в виде снижения обводненнос-
моэц
дкм
ЩПК
Рис. 7. Количество проведенныгх скважино-о6ра6оток по видам технологий.
ти с 81,9% до 74,4% (на 7,5%) и прироста дебита по нефти с 3,9 т/сут до 6,5 т/сут (на 2,6 т/сут) наблюдается по трем скважинам №№ 10587, 22615, и 22616 в таблице 1. В данном случае отмечается четкое ориентированное проявление технологического эффекта по скважинам, имеющим лучшие кол-лекторские свойства. В результате применения технологии ЩПК на данном участке получено более 5,2 т дополнительной нефти.
Всего на объектах НГДУ «Бавлынефть» проведена 21 обработка, отобрано 37,4 тыс. т дополнительно добытой нефти со средней текущей технологической эффективностью 1780 т на одну скважино-обработку.
Общее количество скважино-обработок и удельная эффективность по видам технологий показаны на рис. 7, 8.
В заключение необходимо отметить, что область применения внедряемых технологий определена, жизнеспособность - доказана. Все названные разработ- Рис. 8. Удельная технологически являются интеллектуаль- кая эффективность, т/скв. ной собственностью ОАО «Татнефть», следовательно, его нефтегазодобывающие управления располагают сегодня целым комплексом отработанных конкурентоспособных технологий, использование которых способно обеспечить рентабельную и устойчивую добычу нефти.
Литература
РД 153-39.0-352-04. Инструкция по технологии увеличения выработки пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с применением сшитых эфиров целлюлозы. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2004.
РД 153-390-398-05. Инструкция по технологии повышения нефтеотдачи пластов с использованием композиционных систем на основе эфиров целлюлозы и неионогенных поверхностно-активных веществ. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2005.
РД 153-39.0-283-03. Инструкция по технологии повышения выработки пластов с использованием вязко-пластичных систем и полимерных композиций. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2004.
Расих Мирзияфович Шакиров
Заместитель начальника технологического отдела по разработке нефтяных и газовых месторождений НГДУ «Бавлынефть».
Радик Мавлетханович Вильданов
Заместитель начальника ЦДНГ-3 по геологии.
3 (20) 2006
^научно-техническим журнал
Георесурсы
