2.6.7 Осадкообразующие технологии на основе неорганических
реагентов
В качестве осадкообразующих составов используются сульфатно-содовая смесь (ССС), дисперсные осадкообразующие составы (ДООС), осадко- и гелеобразующие составы на основе жидкого стекла (ОГОС) и другие варианты, основанные на образовании в пластовых условиях неорганических осадков.
Отрицательным моментом технологии ССС является образование сульфата кальция, что может привести к отложениям гипса. В связи с этим данная технология, несмотря на относительную дешевизну не получила широкого распространения.
Наиболее широко на месторождениях Западной Сибири применяется технология ДООС. Процедура обработки включает последовательную закачку в нагнетательные скважины водной суспензии дисперсного наполнителя – модифицированного бентонитового глинопорошка, закачку растворов фосфата натрия и хлорида кальция в качестве осадкообразователя. Закачка производится оторочками (циклами) указанных компонентов. Аналогичная процедура осадкообразочания наблюдается также в технологии ОГОС, только осадкообразующим компонентом является натриевое жидкое стекло, причем используется как жидкое, так и порошкообразное товарные формы силикатов натрия. Отличительная черта осадкообразующих технологий – возможный необратимый тампонаж зон воздействия, что допустимо только на поздних стадиях разработки. Применение таких технологий как на ранней или средней стадии разработки, так и на горизонтальном фонде скважин нецелесообразно.
Кроме того, относительно высокий расход реагентов потребует высоких затрат на транспортные расходы, что в условиях отдаленности месторождений не целесообразно.
56
2.6.8 Технологии на основе биополимеров
Технологии на основе закачки биополимеров (полисахариды и ксантаны, полученные биосинтезом) представляют собой закачку природных полисахаридов, как альтернативу применению синтетических полимеров.
Основными преимуществами для данных технологий считается повышенная устойчивость к деструкции различного характера и устойчивость к минеральной агрессии при высокой минерализации вод.
Однако высокая стоимость товарного реагента ограничивает применение данной технологии. Производимый в России товарный биополимер марки БП-
92 представляет собой маточный раствор (содержание полисахарида не более
1% масс.), что накладывает определенные трудности по доставке на отдаленные месторождения и усложняет логистику обработки скважин. Кроме того, биополимеры подвержены биодеструкции, что требует применения биоцидов и соответственно приводит к удорожанию. Совокупность перечисленных факторов не позволяет рекомендовать данную технологию к применению в условиях объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения.
2.7 Влияние ПОТ на обводненность и динамику показателей
скважин
Фрагмент карты текущих отборов с указанием очага обработанных нагнетательных скважин 379, 380 объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения (обозначены красным треугольником) приведен на рисунке 5.1.
Результаты интегрального расчета технологической эффективности от проведенного ВПП по очагу скважин 379, 380 объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения приведены на рисунке 5.2 и в таблице 5.3. Из динамики показателей разработки участка (рисунок 5.2.) видно, что наблюдающееся сразу после проведения обработки снижение уровня обводненности продукции сменилось плавным ростом в июне и июле 2016 года. Однако текущее значение обводненности по состоянию на 01.11.2016 г. все еще ниже прогнозного уровня. При этом суммарный отбор жидкости также постепенно увеличивался,
57 что и привело к тенденции увеличения обводненности. При расчете по участку в целом дополнительная добыча нефти от снижения обводненности составила
56951,5 т, дополнительная добыча нефти от изменения отборов жидкости составила 59608,9 т, суммарная дополнительная добыча от обработки
составила 116560,4 т.
Рисунок 5.1 – Фрагмент карты текущих отборов на 01.11.2016 г объекта Як-III-
VII Ванкорского месторождения с указанием очага обработанных нагнетательных скважин 379, 380 (обозначены красными треугольниками).
58 Рисунок 5.2 – Динамика показателей разработки участка скважин 379, 380 пласта Як-III-VII Ванкорского месторождения. Таким образом, в целом по участку скважин 379 и 380 подтверждается тезис о том, что полная изоляция ВКФ на участке воздействия, идентифицированная по стабилизации давления закачки ГПС, позволила не только снизить обводненность добываемой жидкости, но и интенсифицировать отбор жидкости с соответствующим значительным положительным эффектом. В этом плане представляет большой практический интерес анализ показателей разработки по отдельным скважинам. Сводные результаты поскважинного расчета технологической эффективности от обработок нагнетательных скважин 379, 380 объекта Як-III-VII Ванкорского месторождения по состоянию на 01.11.2016 г. приведены в таблице 5.4.
59
Таблица 2.5 – Результаты поскважинного расчета технологической эффективности от обработок нагнетательных скважин 379, 380 по состоянию на
01.11.2016 г.
Как следует из табл. 2.5, максимальная дополнительная добыча нефти за отчетный период по снижению обводненности наблюдается по скважине 977
(26,6 тыс. т.). Значительные эффекты получены также по реагирующим скважинам 978 (13,4 тыс. т.), 376 (6,0 тыс. т.) и 382 (5,1 тыс. т.), 736 (7,2 тыс. т.),
973 (4,7 тыс.т.). По добывающей скважине 977 наблюдается значительное снижение уровня обводненности с небольшими потерями по жидкости, что в совокупности и дал значительный положительный технологический эффект.
Как видно из рис. 2.7, снижение обводненности по скважине 977 по текущему состоянию составляет 16,4 % по сравнению со значением обводненности до обработки и эффект продолжается.
60
Рисунок 2.7 – Динамика показателей разработки скважины 977
По скважине 978 наблюдается снижение уровня обводненности от базовых значений. В июле 2016 была длительная остановка в работе скважины
( 200 ч.). Не смотря на остановку в работе скважины, отбор жидкости за месяц был увеличен на 13 тыс. тонн по сравнению с июнем 2016, что привело к росту доп. добычи нефти. Сохранение отборов на таком же уровне, несомненно, приведет к росту обводненности в следующем месяце, не смотря на то, что по текущему состоянию наблюдается стабилизация уровня обводненности
(рисунок 2.8). Суммарный эффект на 01.11.2016 положительный и продолжается.
61
Рисунок 2.8 – Динамика показателей разработки скважины 978 пласта Як-III-
VII Ванкорского месторождения.
2.8 Возможность применения усовершенствованной технологии
СГДС+СПС
С целью повышения эффективности выравнивания фильтрационной неоднородности трещиновато-поровых коллекторов и коллекторов с техногенными трещинами, предложена комплексная двухэтапная технология закачки сшитых гель дисперсных составов и сшитых полимерных составов
(СГДС+СПС).
Технология СПС успешно используется на Ванкорском месторождении, поэтому усовершенствование данной технологии является, на мой взгляд, приоритетной задачей.
На первом этапе для упрочнения структуры и заполнения техногенных и естественных трещин, закачивается полимерная композиция, содержащая
СГДС. Эта композиция выполняет роль уплотнителя. На втором этапе, для создания гидродинамических сопротивлений в высокопроницаемых прослоях коллектора, закачивается композиция СПС.
62 Для получения СГДС используются такие марки полимеров и сшивателей, что бы примерно половина полимеров растворилась в растворе и перешло внутрь пласта для дальнейшего гелеобразования, а вторая половина набухла и выполняла роль эластичного наполнителя. Данный эластичный наполнитель имеет легкую способность к деформации, плотность близкую к растворителю, что обеспечивает отсутствие седиментации и более плотную упаковку. Пример заполнения СГДС+СПС показан на рисунке 2.9. Рисунок 2.9 – Закачка композиции СПС(слева) и комплексная закачка композиций СПС+СГДС Данная технология позволяет сократить объемы закачиваемых реагентов. Это удалось добиться тем, что фильтрация СГДС в поровом пространстве затруднена и она полностью заполняет трещины не фильтруясь внутрь, тем самым сокращая объемы закачки. Геолого-технические условия, присущие Ванкорскому месторождению, а конкретно пласту ЯК3-7, вполне позволяют нам использовать данную технологию. СПС широко применяется в данный момент на месторождении, и довольно успешно, что можно увидеть на сводной таблице 2.6. 63 Таблица 2.6 - Результаты поскважинного расчета технологической эффективности от обработок нагнетательных скважин 379, 380 по состоянию на 01.11.2016 г. Из таблицы выше мы видим, что технология СПС дает положительный результат не только уменьшая обводненность добываемой продукции, а так же дополнительную добычу, за счет изменения отборов жидкости из ранее не вовлеченных в разработку пропластков. Технологический эффект по показателю дополнительной добычи нефти слагается из двух составляющих: 1) дополнительная добыча нефти за счет изменения темпов отбора жидкости; 2) дополнительная добыча за счет МУН (за счет снижения обводненности продукции). Общая дополнительная добыча нефти равна алгебраической сумме этих двух составляющих. Расчет технологической эффективности применения технологии осуществлен как в целом по участку, так и по отдельным добывающим скважинам с разделением эффекта за счет снижения обводненности и за счет изменения темпов отбора жидкости. Технология СГДС+СПС даст тот же результат, что и СПС, так как основной композицией для создания гидродинамических сопротивлений
64 остается СПС. Но при использовании усовершенствованной технологии мы выигрываем в экономическом плане, за счет уменьшения объемов закачки, соответственно за те же деньги, мы можем обработать большее количество участков, и тем самым получить большую дополнительную добычу.
65 Заключение Анализируя данные показателей разработки добывающих скважин после обработки потокоотклоняющими технологиями(ПОТ), а так же их влияние на обводненность продукции, можно сделать вывод, что ПОТ являются передовыми при добычи нефти в высокообводненных залежах. С их применением возможно не только понижение обводненности на десятки процентов, но так же и получение дополнительной добычи за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых пропластков. Дальнейшее развитие потокоотклоняющих технологий базируется на усовершенствовании технологии организации ПОТ. Примером этого является технология СПС+СГДС.
66
Список использованных источников
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учеб. для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.
2. Сургучев М.Л., Шарбатова И.Н. Циклическое воздействие на неоднородные нефтяные пласты. – М.: Недра, 1988. – 121 с.
3. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. –
М.: Недра, 1985. – 308 с.
4. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра,
1989. – 480 с.
5. Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Форсированный отбор жидкости. – М.:
Недра, 1967. – 131 с.
6. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика: учеб. пособие / под общ. ред. Л.С. Лейбензона. – М.; Л.: Гостоптехиздат, 1949. – 525 с.
7. Старковский А.В. Комплексное применение физико-химических технологий воздействия для увеличения нефтеотдачи пластов. Нефтяное хозяйство.05.2011 8. Бадретдинов И.А. Классификация методов увеличения нефтеотдачи
Нефтегазовая геология. Теория и практика.2014. –Т.9. – №1.
9. Каширина К.О. Обзор отечественного и зарубежного опыта применения потооклоняющих технологий. Научный форум Сибирь. том 2. г.Тюмень
10. Шелепов В.В. Новые технологии повышения нефтеотдачи в проектных документах ЦКР Роснедр по УВС // Бурение и нефть. – 2011. – №11. – С. 8-12.
11. Никитина А. Технология АСП как решение проблемы истощения традиционных запасов // Нефтегазовая Вертикаль. 2014. №10. C. 24–26.
Алтунина Л. К., Кувшинов В.А., «Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений» – РАН ИОХ, 200ь
12. Газизов А.Ш., Газизов А.А., «Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах» – Недра – бизнесцентр, 1999 13. Христианович С. А., Коваленко Ю. Ф., «О повышении нефтеотдачи нефтяных пластов» – Нефтяное хозяйство, №10, 1988
67 14. Утегалиев С. А., Дузбаев С. К., « Физико-химические МУН – высокоэффективные средства доизвлечения остаточной нефти» - ОАО «Казмунайгаз», 2005 15. Вертухайте А.В., Давыдов М.Н., «Инновация гелеобразующих технологий» – автореферат диссертация, Казань, 2006
|
Скачать 2.03 Mb.