CC BY
7АКТУАЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ ХИМИИ НЕФТИ: ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫЕЗАПАСЫ УГЛЕВОДОРОДОВ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОВОЙ ПРОВИНЦИИ
УДК 622.276.64
Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Кувшинов И.В.
AltuninaL.K., Kuvshinov V.A., KuvshinovI.V.
УВЕЛИЧЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ТРУДНОИЗВЛЕКАЕМЫМИ ЗАПАСАМИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ И КОМПЛЕКСНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ*
ENHANCED OIL RECOVERY FROM DEPOSITS WITH HARD-TO-RECOVER RESERVES USING PHYSICOCHEMICAL AND INTEGRATED TECHNOLOGIES
Представлены результаты лабораторных исследований, промысловых испытаний и промышленного использования новых физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязких нефтей. В основе технологий - концепция использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для генерации в пласте химических интеллектуальных систем - гелей, золей и нефтевытесняющих композиций ПАВ, сохраняющих длительное время в пласте комплекс свойств, оптимальных для нефтевытеснения и регулирования потоков. Промысловые испытания на залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения «холодных» технологий показали их высокую эффективность.
The article presents the results of laboratory studies, field tests and commercial use of new physicochemical technologies for enhanced oil recovery from deposits with hard-to-recover reserves, including deposits of high-viscosity oils. The technologies are based on the concept of using reservoir energy or that of the injected heat carrier to generate in situ chemical intelligent systems - gels, sols and oil-displacing surfactant systems preserving a complex of properties being optimal for oil displacement and regulation of filtration flows for a long time. Field tests of "cold" technologies carried out on high-viscosity oil pool in Usinskoye oilfield have showed their high efficiency.
Ключевые слова: увеличение нефтеотдачи, гели, золи, ПАВ.
Key words: enhanced oil recovery, gels, sols, surfactants.
Запасы трудноизвлекаемых нефтей в мире, по оценкам экспертов, превышают 1 трлн т и в развитых промышленных странах рассматриваются как существенный резерв добычи нефти. Россия входит в первую десятку стран с крупнейшими запасами нефти, уступая по этому показателю только государствам Ближнего Востока и Венесуэле. Доля трудно извлекаемых запасов нефти в России постоянно растет. На долю активных приходится треть всех разведанных запасов, 67 % - это трудноизвлекаемые запасы, в том числе высоковязкие нефти - 13 %, малопроницаемые коллекторы - 36 %. В Западной Сибири около 47 % текущих запасов нефти приходятся на коллектора с низкой
Работа выполняется при поддержке гранта ФЦП по приоритетному направлению «Рациональное природопользование», соглашение № 14.607.21.0022 от 05.06.2014.
проницаемостью, более 25 % - Волго-Уральской НГП и 19 % - в Тимано-Печорской провинции [3]. Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и дальнейшего увеличения ее добычи необходимо создание и широкомасштабное применение новых комплексных технологий увеличения нефтеотдачи [1; 3], сочетающих базовое воздействие на пласт закачкой воды или водяного пара с физико-химическими методами, увеличивающими охват пласта базовым воздействием и коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки.
В Институте химии нефти СО РАН созданы 11 новых промышленных технологий увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока для месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязких нефтей [1; 2; 4; 5]. Создана перспективная концепция использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для генерации нефтевытесняющего флюида, гелей и золей непосредственно в пласте [1; 2; 4; 5]. Разработаны физико-химические основы методов увеличения нефтеотдачи с применением химических интеллектуальных систем: гелеобразующих систем и композиций поверхностно-активных веществ (далее - ПАВ), сохраняющих, саморегулирующих в пласте длительное время комплекс свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения [2; 4]. Для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти на поздней стадии разработки создана технология чередующегося паротеплового и физико-химического воздействия композициями на основе ПАВ, генерирующими непосредственно в пласте СО2 и щелочную буферную систему [1; 2].
Доминирующая роль принадлежит гель-технологиям, увеличивающим охват пласта заводнением. Термотропные гелеобразующие системы в поверхностных условиях являются маловязкими водными растворами, в пластовых - превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии закачиваемого теплоносителя, без сшивающих агентов [1; 2; 4; 5]. Исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные характеристики гелей различных типов для неоднородных пластов с проницаемостью в интервале от 0,01 до 10 мкм . Предложены термотропные гелеобразующие системы: полимерные на основе эфиров целлюлозы и неорганические системы «соль алюминия - карбамид - вода» с различным временем гелеобразования - от нескольких минут до нескольких суток - в интервале температур 30-320 оС. С их использованием разработаны пять гель-технологий для увеличения нефтеотдачи высоко неоднородных пластов, которые промышленно используются на месторождениях Западной Сибири и республики Коми [1; 2; 4; 5]. Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России и других стран.
Проведены промысловые испытания и осуществляется промышленное использование комплексных технологий паротеплового и физико-химического воздействия на месторождениях высоковязких нефтей России и Китая. Так, в 2008-2013 гг. на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения по технологиям ИХН СО РАН обработаны 172 скважины. Прирост дебита по нефти составил от 3 до 24 т в сутки на скважину, дополнительная добыча нефти - 980 т на скважино-обработку. Геофизические исследования до и после закачки гелеобразующей композиции показали, что происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта паротепловым воздействием. Результаты проведенных работ демонстрируют синергизм методов паротеплового и физико-химического воздействия на пласт, перспективность их комплексного применения для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей.
Для увеличения нефтеотдачи месторождений с высоко неоднородными коллекторами на поздней стадии разработки перспективно использовать сочетание гелей и нефтевытесняющих композиций. После изоляции высокопроницаемых обводнившихся пластов путем их блокирования гелем необходимо интенсифицировать фильтрацию жидкости в низкопроницаемом пласте. Необходима комплексная технология - сначала
воздействие гелеобразующей композицией, увеличивающей охват объекта заводнением или паротепловым воздействием, а затем - нефтевытесняющей композицией, увеличивающей коэффициент нефтевытеснения. Для увеличения нефтеотдачи залежей с трудноизвлекаемыми запасами, в частности юрских отложений Западной Сибири и пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, в ИХН СО РАН предложена комплексная технология с применением гелеобразующих и нефтевытесняющих композиций, обеспечивающая увеличение охвата заводнением и паротепловым воздействием наряду с увеличением коэффициента вытеснения и интенсификацией разработки [2; 4; 5]. В качестве гелеобразующих композиций предложено использовать следующие термотропные системы: неорганические гелеобразующие композиции
ТТТ ® и
ГАЛКА на основе солей алюминия и карбамида; полимерные гелеобразующие композиции МЕТКА на основе простых эфиров целлюлозы и карбамида. В качестве нефтевытесняющих - композиции ИХН-60, ИХН-100 на основе ПАВ и щелочной буферной системы; композиции НИНКА на основе ПАВ, солей аммония и карбамида, образующие в пласте СО2 и щелочную буферную систему; композиции ИХН-ПРО с регулируемой вязкостью на основе ПАВ, щелочной неорганической буферной системы и полиола, совместимые с минерализованными пластовыми водами. Указанные композиции обладают взаимодополняющими составом и физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций.
В ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» в 2001 г. на Лас-Еганском ив 2011 г. на Урьевском месторождениях, пласт ЮВ1, успешно проведены опытно-промышленные испытания комплексной технологии. На Лас-Еганском
месторождении в 3 нагнетательные скважины произведена закачка 6, 10 и 18 т композиции
®
ГАЛКА -Термогель-У
и 30, 50 и 48 т композиции ИХН-100, дополнительная добыча нефти на участке Лас-Еганском месторождения за период с января 2001 по октябрь 2002 г. составила 4,4 тыс. т [2; 4]. В 2011 г. на Урьевском месторождении проведена последовательная закачка сначала высокоплотного раствора термотропной гелеобразующей композиции МЕТКА для тампонирования нижней части трещин ГРП, а затем композиции ИХН-100 для интенсификации выработки низкопроницаемой матрицы юрского коллектора. Совместное действие композиций приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте, подключению низкопроницаемых пропластков и интенсификации их разработки, снижению обводненности добываемой продукции и увеличению дебитов как по нефти, так и по жидкости добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. Технология рекомендована к промышленному применению на месторождениях Западной Сибири.
Создана комплексная технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти, добываемой методом паротеплового воздействия, путем закачки композиций ГАЛКА®-С и НИНКА® [2; 5]. На
рис. 1 приведены результаты промышленного использования комплексной технологии на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. В 2009-2011 гг. в 41 паронагнетательную скважину произведена закачка 7,7 тыс. т композиций
ГАЛКА®-С
и НИНКА . Увеличение дебитов по нефти составило 4-12 т/сут., снижение обводненности 5-20 %, дополнительная добыча нефти - более 100 тыс. т. Технология эффективна для увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых и высоко неоднородных коллекторов на ранней и на поздней стадии разработки месторождений.
Паротепловое воздействие является хотя и эффективной, но технологически сложной и высоко затратной системой разработки. Поэтому перспективно применение физико-химических методов без паротеплового воздействия. Для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей в отсутствие паротеплового воздействия при 20-40 °С предлагается использовать гели и золи на основе низкотемпературной гелеобразующей
=:
20000 10000
U i i
1500 2000 ■ 1500 -
до начала ойраОатак с оОрайодками
| .
lll
TT
138? 1990 . --1 1992 1993 1994 1995 199« 1997 199В 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011
Рис. 1. Эффективность промышленного применения в 2008-2011 гг. технологии повышения нефтеотдачи на Усинском месторождении: увеличение добычи нефти в добывающих скважинах в результате закачки композиций ГАЛКА®-С и НИНКА® в 41 паронагнетательную скважину
композиции ГАЛКА-НТ, а также композиции ИХН-ПРО и ГБК на основе ПАВ, неорганической буферной системы и полиола с регулируемой вязкостью и щелочностью, совместимые с пластовыми водами высокой минерализации, имеющие низкую температуру замерзания (минус 20 -минус 60 °С).
Проведены лабораторные исследования и промысловые испытания «холодных» технологий с применением композиций ГАЛКА®-НТ, ИХН-ПРО и ГБК на опытных участках пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, разрабатываемых на ест ественном режиме, без теплового воздействия.
В ИХН СО РАН предложена внутрипластовая термотропная генерация гелей и золей с авторегулируемой вязкостью. Изменяя концентрацию компонентов в композиции ГАЛКА®, можно получить как свободно-дисперсную подвижную вязкую систему (золь) с вязкостью до 200-900 мПа-с, так и связно-дисперсную неподвижную систему (гель) с вязкостью до 30 000-160 000 мПа-с. В сентябре-октябре 2014 г. проведена апробация технологии увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока с применением золеобразующей композиции ГАЛКА-НТ по варианту реагентоциклики. ООО «ОСК» проведена закачка композиции в 3 малодебитные добывающие скважины в объеме от 40 до 120 м . Наблюдалось существенное увеличение дебита нефти - в 2,1-4,8 раза. На рис. 2 представлена реакция на закачку композиции по одной из тестовых скважин. По итогам 4 месяцев после обработки дополнительная добыча нефти составляет 70-400 т на скважину, эффект сохраняется.
В ИХН СО РАН разработаны нефтевытесняющие композиции с использованием
ПАВ и полиола с регулируемой вязкостью: щелочная композиция ИХН-ПРО на основе неорганической буферной системы и кислотная композиция ГБК пролонгированного действия на основе аддукта неорганической кислоты и полиола. Композиции имеют низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, регулируемую плотность (от 1,1 до 1,3 кг/м3) и вязкость (от десятков до сотен мПа с), применимы при естественном режиме разработки залежей высоковязких нефтей. Композиция ГБК наи бо лее эффективна в карбонатных коллекторах, имеет замедленную реакцию с карбонатными породами, не образует нерастворимых продуктов, восстанавливает исходную проницаемость коллектора. В 2014 г. для увеличения дебитов низкопродуктивных
Рис. 2. Прирост дебита по нефти и снижение дебита по жидкости после закачки в 2014 г. композиции ГАЛКА®-НТ в малодебитную добывающую скважину на участке пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, разрабатываемом на естественном режиме
добывающих скважин пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения без теплового воздействия проведена закачка композиции ИХН-ПРО в 5 и ГБК в 10 добывающих скважин (рис. 3). После закачки композиций дебиты по нефти увеличились на 5,514,8 т/сут., по жидкости - на 15-25 м3/сут., дополнительно добытая нефть за полугодовой период наблюдения составила 4000-6000 т, 600-800 т/скв., эффект сохраняется. Технологии увеличения дебитов низкопродуктивных добывающих скважин с применением композиций ИХН-ПРО и ГБК были рекомендованы к промышленному применению.
а
б
Рис. 3. Результаты закачки в низкопродуктивные добывающие скважины пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения без теплового воздействия композиций: а - ИХН-ПРО (суммарно по 5 скважинам); б - ГБК (суммарно по 10 скважинам)
Масштабное промышленное применение новых физико-химических и комплексных технологий позволит продлить рентабельную эксплуатацию месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, будет способствовать развитию нефтедобывающей промышленности, расширению ее топливно-энергетической базы.
Литература
1. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии. 2007. Т. 76, № 10. С.1034-1052.
2. Алтунина Л., Кувшинов В., Кувшинов И., Урсегов С. Композиции для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей // Oil&Gas Journal Russia. 2012. № 7. С. 44-51.
3. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. 2005. № 6. С. 36-40.
4. Altunina L. K., Kuvshinov V. A. Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments // Oil&Gas Science and Technology. 2008. Vol. 63, № 1. P. 37-48.
5. Altunina L. K., Kuvshinov V. A., Chertenkov M. V., Ursegov S. O. Integrated IOR technologies for heavy oil pools // Abstract Book of the 21st World Petroleum Congress. Moscow, Russia. June 15-19. 2014. P. 10-11.
