ВКР. Диплом_ВКР_Тудегешев. Анализ технологии полимерного заводнения в различных геологических условиях месторождений западной сибири
 Скачать 4.9 Mb.
|
2.6.2 Эффективность биополимерного заводнения на примере Самотлорского месторожденияНовый подход к полимерному заводнению предложили авторы – разработчики биополимреного заводнения на основе биополимера БП-92. Авторы, проводившие исследования, опирались на предположение о том, что высокие фильтрационные сопротивления во время течения полимерного раствора проявляются не из-за вязкости самой полимерной системы (вода+полимер), а из-за присутствия упругих свойств такого раствора [20]. Основным параметром в работе авторов при описании вязкоупругих характеристик является время релаксации, рассчитываемая по формуле 2.  , (2)Где  - вязкость,  – модуль упругости.В процессе изучения и исследования данного феномена, авторы сделали предположение о высокой эффективности при использовании растворов с высокими вязкоупругими свойствами, чем использование полимерной системы с низкими значениями вязкости. Авторы сформулировали следующие тезисы: «Использование растворов с высокими упругими характеристиками дает возможность кратно (даже более чем на порядок) увеличить фильтрационное сопротивление продвижению довольно тонкой оторочки раствора полимера в пласте.» «Росту фильтрационного сопротивления сопутствует значительное повышение градиента давления внутри оторочки, что, как следствие, обеспечивает движение зажатых капиллярными силами запасов нефти, не извлекаемых при обычном заводнении». На рисунке 22 схематически показан процесс отмыва остаточной нефти с помощью полимерного раствора, обладающий высокими упругими свойствами.  Рисунок 22 - Схематический процесс отмыва остаточной нефти с помощью полимерного раствора, обладающий высокими упругими свойствами. Отрезок обозначающий изменение градиента давления, по мнению авторов, обуславливает отмыв нетронутой нефти, что в последствие образует движение нефтяного вала. В заключение авторы приводят еще один весомый аргумент в сторону биополимерного заводнения на основе БП-92: при применении обычной вязкоупругой системы используются огромные объемы реагента, для создания оторочки. В случае БП-92 объем уменьшается на порядок [21]. На основании этой всей теории было принято решение о проведении опытно-промышленных испытаниях биополимерного заводнения с применением БП-92 на Самотлорском месторождении на участках  и  .ОПР на Новогодней площади Самотлорского месторождения начались в 2007 году. Залежь имеет локализированное расположение, что является благоприятным фактором при оценке эффективности воздействия технологии, которая затрагивает практически всю площадь. Схема расположения скважин на участке представлена на рисунке 23.  Рисунок 23 – Фонд, содержащий 11 нагнетательных скважин (красные треугольники), в которые осуществлялась закачка полимера БП-92, на Новогодней залежи пласта Самотлорского месторожденияНа рисунке 24 представлены данные по обработке. В сумме было закачано около 2710 тонн БП-92 и 150 тонн крахмала. Затраченная вода, для продавливания оторочек составила 3,1 млн.  . Рисунок 24 – Данные по тоннажной закачке биополимера БП-92 на Новогодней площади Опираясь на оценочную информацию исходя из условий максимальных коэффициентов корреляции, были выбраны основные периоды для расчетов трендов. При расчете также учитывалось среднеквадратичное отклонение фактических данных от тех, которые получились путем математического расчета. Помимо проводимой технологии биполимерного заводнения на участке месторождения проводились геолого-технические мероприятия: обработка ПЗП, проведение ГРП, регулирование закачки, смена насосов и ремонтные работы. Данные мероприятия нарушили оценку воздействия исключительно технологии на основе БП-92, однако работы ГТМ неизбежны для обеспечения непрерывной и плановой добычи [22]. Эффективность от проведения биополимерного заводнения с учетом ГТМ определяется по формуле 3.  , (3)Где  ,  ,  – суммарный эффект от ГТМ и последних проведенных циклов закачек биополимера БП-92. По скважине Х1 Э1=3243 т, Э2 = 1786 т, ЭБП-92 = 1457 т. Вследствие чего оценка эффективности БЗ проводилась при учете воздействия ГТМ. Расчеты приведены на рисунке 25.  Рисунок 25 – Основные значения показателей добычи и визуализация построения трендов 1, 2, 3 для разделения эффектов ГТМ в скважине Х1 (базовые периоды показаны треугольками) Подробное изучение каждой отдельной скважины после внедрения технологии полимерного заводнения на основе БП-92 в период с 2007 – 2010 год в пласте дало следующие результаты: на 01.04.11 г. накопленная дополнительная добыча нефти от закачек биополимера составила 8462 т, либо в среднем около 770 т на одну нагнетательную скважину, или 128,2 т на одну скважино-обработку. Эффективность по реагенту составила 3,1т/т. ОПР биополимерного заводнения в пластах  Самотлорского месторождения начались в июне 2008 года на участке именуемом G13_4. Участок G13_4 представлен на рисунке 26. Рисунок 26 - Фрагмент карты состояния разработки пластов + Самотлорского месторождения (желтыми треугольниками обозначены 11 нагнетательных скважин, в которых проводилась закачка полимера БП-92)В период начала работ фонд добывающих скважин включал в себя 13 скважин участка блока G13_4, а также еще 9 скважин примыкающих блоков, находящихся в первом ряду. За два года работ (с 2008 по 2010 г.) в сумме было проведено 4 цикла закачек биополимерного раствора. За это время было закачано примерно 11 тыс. глиносодержащей композиции совместно с БП-92, а также около 108 тыс. раствора биополимерной системы. Помимо заводнения, в течении двух лет около 63 % скважин (15 реагирующих скважин) были подвергнуты разного вида ГТМ, которые обеспечивали плановую добычу нефти без длительных простоев фонда добывающих скважин.Оценка эффективности проведенной технологии базировалась на подробном анализе работы каждой конкретной скважины, а также разделения эффектов от работы БП-92 и прочих ГТМ. Расчет дополнительно добытой нефти проводился на основе пяти лучших характеристик вытеснения, которые были взяли из данных на апрель, июль, октябрь 2011 г. Приблизительные расчеты показали, что в апреле тоннаж нефти составил 10300 т, в июле 11025,3 т, в октябре 11025,2 т. На основе получившихся результатов стоит отметить, что как и в случае с Новогодней площадью максимально полученный эффект от биополимерного заводнения был получен примерно в середине 2011 г., окончание эффекта состоялось в конце октября. По окончанию проведения МУН удалось добыть 11025 т дополнительной нефти, это примерно 1003 т на нагнетательную скважину или 246 на скважинно-обработку), а также 4,7 т/т – эффективность по реагенту [23]. 2.6.3 Полимерное заводнение на основе термообратимых гелейБыло разработано новое решение при использовании метода полимерного в пластах с высокой температурой, с помощью которого возможно добывать остаточную в пласте нефть без термических деструкций полимера. Носят название термообратимых гелей т.к процесс гелеобразования является обратимым, т. е при увеличении температуры (попадание геля в пласт) гель приобретает все более твердую форму и становится настолько высоковязким, что закупоривает высокопроницаемые участки, но при снижении температуры начинается процесс разжижения, причем в дальнейшем его снова можно нагреть и гель снова будет иметь твердую структуру [24]. Удобство использования геля также обуславливается тем, что с помощью разных органических добавок возможно регулирование температуры, при которой начинается процесс гелеобразования в широком диапазоне от 30 до 120 градусов. Образование гелей такого типа базируется на полимерных растворах, которые имеют нижний порог критической температуры растворения. «Толчком» для начала процесса гелеобразования является температура пласта, при достижении геля нужной температуры он начинает резко повышать свою вязкость. На сегодняшний день самым оптимальными полимерами с НКТР являются простые эфиры целлюлозы. Самым распространенным эфиром является метилцеллюлоза ([  [25].В пласт закачивается маловязкий раствор, для образования гелей с пластовой температурой от 30 до 120 градусов. После чего раствор в первую очередь попадает в высокопроницаемые каналы и образует там гелевый экран, что способствует течению вытесняющего реагента по низкопроницаемым пропласткам и включению их в работу, что способствует отмыву той нефти, которая ранее была не тронута разработкой.  С 1998 года компания ООО «Лукойл-Западная Сибирь» начинает использование полимерного заводнения на основе термообратимых гелей на своих месторождениях. За 5 лет эксплуатации технологии (1998-2003) удалось добыть 480 тыс.т дополнительной нефти. Закачка проводилась в 383 скважины. Маркой закачиваемой композици стала . Были также подсчитаны сроки окупаемости, они составили 5-9 месяцев. В среднем вышло 1300 т дополнительной нефти на одну скважинно-обработку. . В 2001 году компания решила использовать комплексное воздействие, т.е сразу на добывающие и нагнетательные скважины, условием такого проведения являлась гидродинамическая связанность. Участков для проведения опыта было два – пласты  Урьевского месторождения. Объем оторочек был в районе 200 . Положительным эффектом после заводнения стало перераспределение потоков вытесняющего реагента, снижение обводненности и увеличение добычи нефти. Дополнительная добыча нефти за 7 месяцев составила 6542 т [18]. На рисунке 27 показаны основные изменения при применении термообратимых гелей.  Рисунок 27 - Увеличение добычи нефти (1) и снижение обводнённости (2) в добывающей скважине 1438 после закачки гелеобразующей композиции в нагнетательную скважину 1810 (3) и добывающую скважину 1438 (4) на Урьевском месторождении, пласт 2.6.4 Применение модифицированного полимерного заводнения с капсулированными полимерными системами (КПС)С целью снижения общих затрат на добычу нефти, а также поисков пути повышения рентабельности производства институт «ТатНИНИнефть» предложил новую модификацию технологии в сфере МУН. Институт разработал новую полимерную систему в капсулах, которая характеризуется крайне малым расходом, а помимо полимера содержит в своем составе экологически безопасный сшиватель на основе сернокислого алюминия [26]. Этот метод, как и другие виды полимерного заводнения, показывает рентабельную эффективность при высокой обводненности месторождения, также при многопластовой системе (с поровыми типами) с неравномерным распределением по проницаемости. В методе, помимо самого полимера, также используются различные соли алюминия при следующих концентрациях: ПАА – 0,05-0,1%, соли алюминия (СКА) – 0,0075-0,03%. При попадании в пласт, раствор полимера и СКА начинает процесс гетерофазной сшивки макромолекул, обеспечивая крайне низкие расходы химических реагентов. Капсулы полиакриламида с алюминиевым сшивателем проникают и закупоривают высокопроницаемые участки пласта, тем самым меняется направление фильтрационного потока, которые вытесняют нефть из низкопроницаемых каналов. Раствор КПС образуется в процессе растворения (приготовления) и не требует времени на период гелеобразования (сшивки) после закачки в пласт. Данное заводнение на основе капсул может применяться в различной минерализации и практически не подвергаться полимерному осаждению, имеет маленькую динамическую вязкость, что позволяет легко прокачать раствор по трубам. Рекомендуемые для метода геолого-физические условия: коллектор терригенный проницаемостью не менее 1 мк  ;глубина залежи и толщина продуктивной части не лимитируются: вязкость нефти 3 - 100 мПа⋅с; начальная нефтенасыщенность более 50 %; температура прискважинной зоны пласта до 90 °С; наличие внутриконтурной системы заводнения (закачиваемая вода как пресная, так и минерализованная). В ноябре 2000 года на участке скважины 6133а Ромашкинского месторождения в районе Западно-Лениногорской площади проводились испытания по закачке в пласт полимерных капсул. Участком для заводнения стал нефтеносный пласт  пашийского горизонта. До этого с 1995 года выделенный район работал в режиме двух добывающих скважин и одной нагнетательной. Продуктивный пласт характеризуется нефтенасыщенной толщиной в 1,9 м, пористостью – 15%, начальной нефтенасыщенностью 0,62. До применения заводнения на основе полимерных капсульных систем было добыто 424 тыс. т нефти, а также 1400 тыс. т воды. Для поддержания пластового давления было закачано 131 тыс. . Агрегат ЦА-320 использовался как для приготовления раствора с полимерными капсулами, так и для его закачки в нагнетательную скважину 6133а в глубинном диапазоне 1814,5 – 1817,3 м. Объем закачанной оторочки составил 510 со следующими пропорциями: ПАА – 62,5 кг, СКА – 5,3 кг.Расход нагнетаемой жидкости после проведения технологии уменьшился со значения 310 /сут с давлением закачивания 8,3 МПа до 225 /сут с давлением 14,2 МПа. Т.е давление закачивания возросло почти в два раза, что является следствием воздействия полимерных капсулированных систем на высокопроницаемые участки, в результате чего фильтрационные потоки стали воздействовать на низкопроницаемые участки.Перед проведением технологии КПС дебиты добывающих скважин составляли около 1,7 т/сут. нефти и 58 т/сут, т.е обводненность примерно равна 97%. После воздействия на пласт полимерными капсулами дебит по нефти стал 3,6 т/сут, а обводненность стала около 94%. По проведенным подсчетам после окончания эффекта от технологии, значения дополнительно добытой нефти приравнивались к 2550 т.  Спустя 2 года на Ромашкинском месторождении вновь проводилась технология по закачке полимерных капсул. Районом для проведения закачки стал участок №9, имеющий фонд в четыре добычающих скважин и одну нагнетательную для подержания пластового давления. Раствор закачивался в сложенном песчаником пласт  бобриковского горизонта. Мощность нефтенасыщенного пласта примерно 3 м, значения пористости около 21%, начальная нефтенасыщенность – 71%, проницаемость по пласту – 0,63. До проведения МУН добыто 102 тыс.т нефти, 156 тыс.тС начала эксплуатации отобрано 101,8 тыс.т нефти и 155,2 тыс.т жидкости, закачано 132 тыс.м3 воды для ППД. Объем композиции, закачиваемый в пласт, составлял 145  . В сумме была закачано 1117 Эффективность после проведения закачивания КПС выражается в росте давления на устье с 5,8 до 10 МПа, также уменьшение расхода закачиваемой жидкости и новыми путями фильтрационных потоков внутри пласта. На рисунке 28 показано поведение профиля приемистости.  Рисунок 28 - Профиль приемистости скв. 27890 а – до обработки (08.07.03 г.) приемистость составляла 420 м3/сут при давлении 5,2 МПа; б – после обработки (11.03.04 г.) приемистость равнялась 175м3/сут при давлении 9 Мпа До полимерного заводнения участок пласта в глубинном интервале 1082-1084 м. поглощал до 66% закачиваемого раствора. После воздействия полимерных капсул больше половины жидкости стало проникать в средние участки интервала перфорации (1081-1082 м).  На рисунке 29 представлены результаты разработки участка до и после закачки КПС. Рисунок 29 - Динамика технологических показателей разработки участка с нагнетательной скв. 27890 до и после закачки КПС 1– кривая изменения обводненности; 2, 3– кривая изменения дебита жидкости и нефти Значения дебита нефти до применения КПС изменялись от 0,75 до 8,4 т/сут, воды – от 3,1 до 18,5 т/сут, обводненности – от 45 до 70,5 %. Усредненное по всему участку значение добычи нефти варьировалось от 42 т/мес, обводненности – 64%. Положительный эффект от применения полимерных капсул длился около 10-ти месяцев. За этот период усредненное значение добычи нефти увеличилось с 42 до 59 т/мес, параллельно падала обводненность с 64 до 52%. Удалось дополнительно добыть 1090 т. нефти, удельная эффективность 1955 т/т. Повторная закачка в скважину 27890 была произведена в декабре 2004 года общим объемом в 1010 вытесняющего реагента с концентрацией в 700 кг полиакриламида и 210 кг СКА. Эффект стал заметен спустя месяц в виде увеличения дебита добывающих скважин вместе со снижением обводненности. Объем дополнительно добытой нефти на 01.01.06 г. составил 920 т, при том, что технологический эффект все еще продолжался.После проведенных испытаний было решение о расширении опытно-промышленных работ по технологии закачивания полимерных капсул. Поэтому в 2004-2005 гг. испытаниям подверглись порядка 63 участках Ромашкинского, Бавлинского и Сабанчинского месторождений. Объемы закачиваемых оторочек варьировался от 510 до 2050 . На устье всех скважин увеличение давление в среднем составляло 36% [26].В таблицах 11 и 12 представлены основные показатели эффективности закачки КПС на объектах ОАО «Татнефть» в 2004-2005 гг. Таблица 11 - основные показатели эффективности закачки КПС на объектах ОАО «Татнефть»
Таблица 12 – Основные показатели эффективности закачки КПС на объектах ОАО «Татнефть»
Закачка КПС осуществлена в 63 нагнетательные скважины. По данным КИВЦ ТатАСУнефть, на 01.01.06 г. дополнительно добыто 65495 т нефти. В результате одной скважинооперации в среднем получено 1039 т дополнительной нефти. На каждую тонну израсходованного полимера дополнительно добыто 1142 т нефти. Технологический эффект по 57 участкам продолжается. С 2006 г. технология модифицированного полимерного заводнения находится в стадии промышленного внедрения. Вывод Проведенные в 2004 г. опытно-промышленные работы по закачке КПС в 30 нагнетательных скважин терригенных коллекторов девона и карбона на объектах ОАО «Татнефть» показали ее высокую эффективность: суммарный технологический эффект оценивается в 44930 т, удельная эффективность составляет 1614 т нефти на каждую тонну использованного полимера. С учетом того, что после закачки КПС в 2005 г. прошел незначительный период времени, удельная технологическая эффективность от применения технологии составляет 698 т/т полимера. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||