Физика нефтяного и газового пласта

      Итак, для получения обратных эмульсий используется маслорастворимый эмульгатор ЭКС-ЭМ с концентрацией от 1 до 4% , в качестве стабилизатора обратных эмульсий - хлористый кальций с концентрацией 1-4% (исходная концентрация водного раствора CaCl₂ составляла 30%). В качестве углеводородной фазы используется стабильный бензин, нефть (вязкость 2,2 мПа*с) либо смесь керосина с толуолом. Количество углеводорода в эмульсии составляет 20%,  остальное водная фаза, представленная моделью пластовой воды с минерализацией 16 г/л (11,5 г/л NaCl и 4,5 г/л CaCl₂).

       В ходе исследования физико-химических свойств обратных эмульсий была определена стабильность эмульсий во времени и при различных температурах с последующим качественным и количественным анализом фазового состояния обратной эмульсии; Исследовалось фазовое  поведение ОЭ при контакте с нефтью и пластовой водой в статических и динамических условиях; проведено измерение реологических параметров обратных эмульсий на ротационном вискозиметре “Реомат-30” при скорости сдвига от 0,0615 до 452 с^-1 и температурах 20, 60 и 80^оС. 

      В результате проведения физико-химических исследований эмульсионных систем было установлено, что с повышением температуры  наблюдается понижение стабильности изученных эмульсий в несколько раз и при малых концентрациях ПАВ составляет 4-6 ч. При 60-80^оС с увеличением концентрации ПАВ в системе стабильность ОЭ увеличивается в 2-4 раза.

     Дальнейшие  фильтрационные исследования проводится со следующим составом обратной эмульсии, (% объемные): эмульгатор ЭКС-ЭМ – 3, CaCl_2, - 3, нефть – 20 и минерализованной (16 г/л) воды - 74.

      Оценка  фильтрационных и нефтевытесняющих свойств обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ проводится на насыпных моделях пористых сред длиной 25 см с внутренним диаметром 2 см с учетом проведенных физико-химических исследований. Проницаемость пористой среды в опытах составляет 0,35-0,42 мкм². В качестве пористой среды используеся дезинтегрированный керн пласта. Подготовка  к опытам осуществляется по стандартным методикам. 

     В ходе проведения опытов определились следующие параметры: пористость, проницаемость, подвижность воды при 100% насыщенности и остаточной нефти, начальная, остаточная и конечная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения нефти водой, изменение подвижности при закачке эмульсии, прирост коэффициента вытеснения нефти, коэффициент изоляции. 

      Температура проведения опытов составляла 60 и 80^оС, объемная скорость фильтрации 40-80 мл/ч (10-20 м/сут), объем закачки эмульсионных систем - 1 V пор, выдержка в пористой среде при температуре опыта 16 ч.  

      В результате экспериментов получено, что прирост коэффициента нефтевытеснения  составляет 0,21 – 0,32.  

      Коэффициент изоляции (отношение подвижности  воды при остаточной нефтенасыщенности  к подвижности воды после закачки эмульсии) составил 1,93-2,07 при температуре опытов 80^оС и 2,35-2,54 – при 60^оС, т. е. изоляционные свойства обратной эмульсии в большей степени проявляются при более низких температурах. Аналогичный вывод справедлив и в отношении прироста коэффициента нефтевытеснения, который изменяется в диапазоне 0,29-0,32 при температуре 60 ^оС и 0,21-0,25 – при температуре 80 ^оС.

      Это дает основание предположить, что  после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.

      К примеру, после обработки нагнетательной скважины подобной эмульсионной системой ( (%) : эмульгатор ЭКС-ЭМ - 3; нефть - 20; cacl2 - 3; остальное – вода с минерализацией 16 г/л.) произойдет перераспределение профиля приемистости в результате снижения подвижности воды в более проницаемых пропластках, и подключение низкопроницаемых слоев за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и увеличения, за счет этого, подвижности воды.  
 
 
 

Механизм  действия потокоотклоняющих  технологий. 

     Механизм  действия потокоотклоняющих технологий основан на образовании в поровом пространстве промытых пропластков продуктивного коллектора барьеров для вытесняющей нефть воды путем закачки обратных эмульсий на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ, жидкого стекла и интенсифицирующих композиций на основе кислот и гидрофобизирующих составов. 

     -Реализация опытно-промышленных работ на опытном участке Аганского месторождения (объект БВ₈) по испытанию комплексной технологии повышения эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов была начата 21 июня 2005 г. на основании составленной «Программы работ», учитывающей как время и продолжительность остановок нагнетательных скважин, так и ГТМ на конкретных скважинах. 

    -Технологическая  эффективность от  применения комплексной  технологии, рассчитанная  по методу характеристик вытеснения, оценивается в количестве 25125 т дополнительно добытой нефти,  по состоянию на   01.05.07 г.  

    В ходе реализации комплексной технологии были выполнены обработки 5-ти нагнетательных скважин (№№ 1614, 1618, 1593, 491, 493) обратными  эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ в целях перераспределения фильтрационных потоков. Объем закачки составлял 100-200 м³  на одну нагнетательную скважину при удельной закачке от 10 до 21,7 м³/м перфорированной толщины. Общий объем закачки обратной эмульсии составил 800 м³.

     В результате проведенных обработок  нагнетательных скважин  на 01.05.07 г. было получено дополнительно 12972 т нефти, т. е. 2594 т дополнительной нефти на одну скважино-обработку (16,2 т. дополнительной нефти на 1 м³ закачанной обратной эмульсии!!!).

     Динамика  технологических показателей реагирующих  добывающих скважин,  представленная на рисунке 3, показывает, что после проведения ОПЗ нагнетательных скважин обратными эмульсиями на основе эмульгатора ЭКС-ЭМ обводненность продукции окружающих добывающих скважин снизилась с 95,3 до 93,5%, а суммарная добыча по окружающим добывающим скважинам  возросла с 8190 до 10526 т нефти в месяц. 

Рисунок 3 Динамика технологических  показателей участка  реагирующих скважин  Аганского месторождения (по обработкам) 
 

     Проведенные мероприятия по испытанию комплексной  технологии повышения эффективности  разработки трудноизвлекаемых запасов (сочетание гидродинамического и  химического воздействия на пласт) показали целесообразность применения данной технологии и подтвердили правильность как выбора объекта разработки на основе критериального подхода, так расчета параметров реализации технологии. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Технологии  воздействия на пласт. 

«ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ»

     Технология предназначена для повышения коэффициента нефтеизвлечения и снижения обводненности добываемой продукции. Областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты.

     Технологическая эффективность достигается как  за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти (9-17%), так и коэффициента охвата пласта воздействием (до 40%) 
за счет высокой вязкости водогазовой смеси в пластовых условиях. 

Технология  обладает рядом отличительных  свойств:

• Отсутствие необходимости проведения на скважинах работ по закачке реагентов с привлечением спецтехники. Закачка и образование водогазовой смеси производится в постоянном автоматическом режиме с применением системы поддержания пластового давления. причем за счет применения для образования и закачки водогазовой смеси эжекторного устройства, осуществляется саморегуляция степени газосодержания водогазовой смеси в зависимости от проницаемости пласта, что приводит к периодическому перераспределению направления движения фильтрационных потоков.
• Воздействие водогазовой смесью приводит только к временному блокированию пор пласта и позволяет и в дальнейшем эксплуатировать данные коллектора.
• Технология экологически безопасна, способствует утилизации нефтяного газа и прекращению бесцельного сжигания его на нефтепромыслах.
• Водогазовое воздействие на пласт не имеет ограничения применения в зависимости от пластового давления, температуры пласта, свойств пластовой нефти и воды.

   Технология  внедряется на месторождениях Западной Сибири. Дополнительная добыча нефти составляет 4-10 тыс.тонн в год на 1 участок.

«ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА КАРБОНАТНЫЕ КОЛЛЕКТОРА С ПРИМЕНЕНИЕМ РЕАГЕНТОВ СНПХ-8310 И СНПХ-8320»

     Технология  применения композиции СНПХ-8310 для  обработки нагнетательных скважин  в карбонатных коллекторах с целью выравнивания профиля приемистости, снижения обводненности реагирующих добывающих скважин и повышения эффективности нефтеизвлечения. Эффект достигается путем искусственного уменьшения естественной геологической неоднородности пласта в условиях активного заводнения и создания потокоотклоняющих экранов пролонгированного действия. Работы проводятся на участках нефтяных месторождений при обводненности продукции скважин - 25-99%.

     Реализация  осуществляется закачкой в нагнетательную скважину композиции СНПХ-8310. При попадании в пласт композиция создает дополнительное фильтрационное сопротивление преимущественно в высокопроницаемых промытых зонах в результате образования вязкой структурированной системы. Поэтому нагнетаемая впоследствии вода, перераспределяется в менее проницаемые пропластки, что приводит к выравниванию фронта заводнения.

     Технология  применения композиции СНПХ-8320 для  обработки добывающих скважин позволяет  создавать гелеобразные и высоковязкие эмульсионные системы селективного действия снижающие обводненность добываемой продукции. Одновременно возрастает удельная эффективность по нефти. Работы проводятся на добывающих скважинах нефтяных месторождений при обводненности продукции скважин - 50-99%.

     Данный  вид продукта, предназначен, в первую очередь, для карбонатных коллекторов, которые характеризуются сложными физико-химическими свойствами и затрудненным извлечением запасов нефти.

     Эффект  достигается вовлечением в разработку зон пласта, ранее неохваченных воздействием, при одновременном ограничении работы высокопроницаемых пропластков и ограничении водопритока в добывающие скважины.

     Испытания технологии, проведенные в 2005-2006 г.г. в карбонатных коллекторах месторождения  ОАО «Удмуртнефть», показали ее высокую  эффективность. За 6 месяцев по участку (обработано 2 нагнетательные и 5 добывающих скважин) добыто 3704,9 т дополнительной нефти. Эффект продолжается.

«ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ВОЛОКНИСТО-ДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ (ВДС) ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ»

     ВДС применяется для повышения нефтеотдачи высокообводненных неоднородных пластов на поздней и завершающей стадиях разработки. Эффект достигается за счет вовлечения в активную разработку слабодренируемых запасов нефти при одновременном ограничении или отключении из работы высокобводненных пропластков и зон пласта.

Технология  испытана и внедрена более чем  на 23 месторождениях РФ (936 скв-обр).

     Дополнительная  добыча нефти составила свыше 3,4 млн.т (1992-2006г.г.) (ТПП "Когалымнефтегаз", ТПП "Лангепаснефтегаз", ОАО "Нижневартовскнефтегаз", ОАО "Сургутнефтегаз", АО "Кондрпетролеум", ОАО "Томскнефть", ТПО "Татнефтепром", ОАО "Татнефть" и др.)

     Удельная  технологическая эффективность  составляет 3,6-6,3 тыс. тонн дополнительно  добытой нефти на одну обработку.

     Технология  может применяться при любой  минерализации вод и температуре пласта до 300°С. Наиболее эффективно применение технологии в условиях трещиновато-поровых терригенных коллекторов при обводненности добываемой продукции более 80%. В технологии используются дешевые, экологически чистые материалы, имеющие широкую сырьевую базу.