Физико-Химические методы увеличения нефтеотдачи пласта

Подготовка скважины к обработке  заключается в промывке забоя, определении  коэффициента продуктивности, уточнении  содержания воды и др. В водонагнетательной скважине определяют приемистость и строят профиль приемистости.

 

3.4 Применение поверхностно-активных  веществ

 

Поверхностно-активными веществами (ПАВ) называют такие вещества, которые  способны накапливаться (адсорбироваться) на поверхности соприкосновения-двух тел (или сред, фаз) и понижать ее свободную энергию, т. е. поверхностное  натяжение.

Поверхностное натяжение жидкости часто определяют как силу, действующую  на единицу длины контура поверхности раздела фаз и стремящуюся сократить эту поверхность до минимума. Например, благодаря поверхностному натяжению капля жидкости при отсутствии внешних сил принимает форму шара.

ПАВ — органические вещества, получаемые обычно из углеводородов, а также  спирты, фенолы, жирные кислоты и  их щелочные соли — мыла и синтетические  жирозаменители и моющие вещества.

Обработка призабойной зоны пластов  ПАВ предназначена для удаления воды и загрязняющего материала, попавших в эту зону при глушении скважины, промывках забоя, ремонтных  работах, вскрытии продуктивных пластов  глинистым раствором. При этом глубина  проникновения воды и загрязняющего  материала в призабойную зону находится в прямой зависимости от перепада давления на пласт, проницаемости пород, продолжительности поведения работ с применением воды. Появление воды в призабойной зоне связано также с обводнением продуктивных пластов закачиваемыми, контурными или посторонними водами.

Отрицательная роль воды заключается  в следующем:

Вода, попадая на забой скважины, оттесняет нефть и газ вглубь пласта, и порового пространства оказывается  занятой водой. Поэтому нефть (газ) при своем движении к забою  скважины встречают большое сопротивление. В результате этого уменьшается  производительность скважины.

По мере эксплуатации скважины вода, продвигающаяся по пласту и обводняющая  добываемую продукцию, все больше охватывает призабойную зону и уменьшает при этом поверхность фильтрации для нефти. Поэтому дебит нефти уменьшается, а дебит воды увеличивается.

Вода, вступая в физико-химическое взаимодействие с глинистыми частицами  пород, вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке наиболее тонких поровых каналов, т. е. снижается  проницаемость пород пласта и  уменьшается производительность скважины.

На границе раздела «нефть —  вода» могут адсорбироваться  асфальто-смолистые вещества, являющиеся активными эмульгаторами. Поэтому в призабойной зоне пласта может образоваться стойкая гидрофобная эмульсия, снижающая проницаемость пород и, следовательно, производительность скважины. Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границах раздела «нефть — вода», «нефть — газ», «вода — газ», «вода — твердая поверхность». Благодаря этому размер капель воды в нефти в поровом пространстве уменьшается в несколько раз, а мелкие капли воды вытесняются из пласта значительно быстрее, чем крупные.

Кроме уменьшения поверхностного натяжения  некоторые ПАВ гидрофобизуют поверхности поровых каналов в породе. ПАВ, применяемые в водонагнетательных скважинах, способствуют гидрофилизации пород, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Остаточная нефть в виде пленки и капель, прилипших к твердой поверхности, хорошо отмывается и увлекается вглубь пласта струей воды. Это увеличивает фазовую проницаемость породы для воды, т. е. увеличивается приемистость скважины.

Обработка обводненных скважин  ПАВ увеличивает фазовую проницаемость  породы для нефти и уменьшает  фазовую проницаемость для воды. Это ограничивает приток воды в скважину и увеличивает приток нефти.

ПАВ по химическому строению делятся  на два класса: ионогенные и неионогенные.

Ионогенные ПАВ при растворении в воде диссоциируют (распадаются) на два иона — положительно заряженный катион и отрицательно заряженный анион.

В зависимости от того, какой из ионов является носителем поверхностно-активных свойств, ионогенные ПАВ разделяются на анионоактивные и катионоактивные.

Из анионоактивных ПАВ наибольшее применение на практике имеют: нейтрализованный черный контакт НЧК, сульфонатриевые соли, сульфонол, азолят, катапин, ДС-РАС и др.

Неионогенные ПАВ не диссоциируют в водных растворах. Они более устойчивы к действию солей, кислот и щелочей как при нормальной, так и при повышенной температурах.

Молекула неионогенных ПАВ состоит  из гидрофобной (молекулы амина, фенола, алкилфенола или других углеводородов) и гидрофильной частей (оксид этилена).

Неионогенные ПАВ растворяются в воде или керосине в зависимости  от соотношения гидрофильной и гидрофобной  частей. Например, ОП-4 не растворяется в воде или дает в воде густые коллоидные растворы (размеры частиц таких растворов 10 ⁵— 10 ⁷ см); ОП-7 и выше водорастворимы, но практически не растворяются в керосине.

Неионогенные ПАВ рекомендуют  применять для обработки призабойных зон водонагнетательных скважин, у которых продуктивные пласты глинистые и малопроницаемые. Неионогенные ПАВ при небольших концентрациях снижают набухаемость глинистых частиц и увеличивают приемистость водонагнетательных скважин.

Применение неионогенных ПАВ дает хорошие результаты и в коллекторах  с высокой карбонатностью.

 

3.5 Анализ физико-химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск»

В 2001 году на месторождениях ОАО" ТНК-Нижневартовск" были продолжены работы, направленные на восстановление и стабилизацию добычи нефти с широкомасштабным применением  методов увеличения нефтеотдачи  пластов. Подрядчиками по внедрению  физико-химических методов выступают  ОАО "НК Черногорнефтеотдача"и НРО "ОТО Продакшин ЛТД", гидроразрыв пласта осуществляется ЗАО СП "МеКаМинефть" и ООО СП "Катобьнефть".

Физико-химическое воздействие на продуктивные пласты Самотлорского месторождения проводится согласно разработанной программы, с учетом плана геолого-технических мероприятий, целью которого было достижение долговременного положительного эффекта в процессе добычи нефти. Кроме того, осуществлялось внедрение технологий повышения нефтеотдачи на Гун-Еганском, Лор-Еганском .

Внедрение физико-химических методов  увеличения нефтеотдачи приводит к  доотмыву остаточной нефти, снижению водонефтяного фактора и увеличению коэффициента охвата залежи заводнением. Результаты проведенных работ свидетельствуют об изменении механизма выработки объектов, вовлечения в активную разработку низкопроницаемых пропластков.

На участках пластов АВ13 и АВ2-3 Самотлорского месторождения сконцентрированы основные объемы работ по физико-химическим методам повышения нефтеотдачи в ОАО "ТНК-Нижневартовск". Проектирование, формирование, а также трансформация системы разработки данного объекта осуществлялось в несколько этапов. В целом по объекту выделяются четыре основных участка применения методов увеличения нефтеотдачи.

Участок №1 сформирован на базе скважин  ЦДНГ-1. Действующий фонд добывающих скважин-39, нагнетательных-7. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 86%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 14,1т.т.

В состав 2-го участка входят скважины с 29-го по 55 кольцевой элемент разработки. Действующий фонд добывающих скважин-151, нагнетательных - 38. За период 2001 года отмечается стабилизация обводненности продукции на уровне 90%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года составляет 34,2 т. т. Экономическая эффективность производства работ равна 37,4 млн. р.

3-й участок включает в себя  скважины с1-го по 28 кольцевых  элементов и имеющих административную  привязку к ЦДНГ-3.Фонд добывающих  скважин-130, нагнетательных-34. Это наиболее  молодой фонд, самые старые эксплуатационные  скважины пробурены в1986 году. За  период 2001 года отмечается стабилизация  обводненности продукции на уровне 87%. Дополнительная добыча нефти от обработок 2001 года за 12 месяцев составляет 88,7 тыс. тонн.

На Самотлорском месторождении  провели 226 скв.-операций силами ОАО "НК Черногорнефтеотдача", на Лор-Еганском-14 скв.-операций и на Гун-Еганском-10 скв.-операций силами НПО "ОТО Продакшин ЛТД"

Технологическая эффективность от применения ФХВ по переходящим скважинам  соответствует 377.9 тыс. т. нефти. Средний  прирост дебита нефти одной добывающей скважины - 4,2 т/сут.

Дополнительная добыча нефти на одну реагирующую скважину равна 1,9 тыс. т.

Дополнительная добыча нефти на одну скважино-обработку составила 1,5 тыс. т.

В 2001 году расчет проводился по временной  методике оценки эффективности. Технологическая  эффективность от применения ФХВ  по скважинам 2001 года составляет 137,0 тыс.т.

С целью выявления характера  и темпов поступления закачиваемых вод в добывающие скважины в 2000 году проведены работы по закачке меченых  жидкостей на Самотлорском, Лор-Еганском и и Гун-Еганском месторождениях; исследования планируется продолжить в 2002 году.

В 2002 году планируется проведение комплекса работ по стабилизации и наращиванию добычи нефти на Самотлорском месторождении.

Всего будет проведено 235 операции по закачке оторочек хим. реагентов  в нагнетательные скважины участков №1 и №2. Ожидаемая дополнительная добыча нефти с учетом переходящих  скважин составит 271.3 тыс. т.

В зависимости от горно-геологических  условий предлагается ряд комплексных  технологий. Суммарный объем закачиваемого  состава изменяется в зависимости  от условий применения от 160 до 900 м³.

Для создания водоограничивающих и водосдерживающих барьеров в высокопроницаемых зонах пласта планируются коллоидно-дисперсные системы (КДС) на основе полиоксиэтилена и дисперсных частиц, объем закачиваемых оторочек от 1000 до 5000 м³.

Основными подрядчиками в выполнении намечаемого объема работ по методам  увеличения нефтеоотдачи пластов выступают ОАО"НК Черногорнефтеоотдача" при научном сопровождении ЗАО "АЦ СибИНКОР".

 

 

Выводы

С целью интенсификации добычи нефти в 2011 году проведено 369 скв/опер. на добывающих скважинах.

Дополнительная добыча нефти составила 104,0 тыс.т.

На 1 скв/опер. приходится 282 т. дополнительно добытой нефти.

Среднесуточный прирост дебита нефти на одну скважину равен 2,7 т/сут.

Суммарный суточный прирост добычи нефти в 2011 году составил 560,5 т/сут.

Анализ эффективности методов интенсификации добычи нефти показывает, что наиболее массовыми были глино-кислотные обработки - 344 скв/опер. Дополнительно добыто - 81,6 тыс.т. нефти. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 скв/опер составил 1,7 т/сут. Среднесуточный прирост дебита нефти на 1 эффективную скв/опер - 2,1 т/сут.

Средняя продолжительность эффекта 1 скв/опер - 84 сут.

Основной объем работ по интификации добычи нефти проводится на Самотлорском месторождении - 275 скв/опер., дополнительная добыча нефти соответствует 80,7 тыс. т.

Необходимо отметить, что большое  количество операций по интенсификации добычи нефти проводилось совместно  с другими видами работ (ГРП, перестрелы, ликвидация аварий…и др.)

 

 

4 Расчетный раздел

 

4.1 Расчет обработки скважины  раствором соляной кислоты

 

Произведем расчет соляно - кислотной  обработки скважины, исходные данные для расчета представлены в таблице 4.1.

Самотлорское месторождение

Куст 1638 скважина 39004 пласт БB8

Таблица 4.1

Исходные данные

Наименование  параметра	Буквенные обозначения	Единицы измерения	Численное значение
1. Глубина скважины	Н	м	2240
2. Эффективная мощность  пласта	hэф	м	6
3. Пластовое давление	Р пл.	МПа	19,4
4. Общая мощность пласта	h	м	12
5. Высота зумпфа	hз	м	10
6. Диаметр скважины	Дскв	мм	168
7. Диаметр насосно-компр. труб	dнкт	мм	73
8. Коцентрация кислотного раствора	Х	%	10
9. Норма расхода кислотного  раствора на 1 м	N	м3/м	1,28
10. Концентрация HCl	Z	%	15
11.Коэффициент проницаемости	Кпр	мкм2	0,023

1.  Определим потребное количество кислотного раствора для обработки одной скважины по формуле:

Vкр = N × hэф. м³,

Где:

N - норма расхода на 1 м эффективной  мощности пласта, м³/м

hэф. - эффективная мощность пласта , м;

Vкр = 1,28 × 6 = 7,68 м³;

2.  Пользуясь таблицей В.Г. Уметбаева: «ГТМ при эксплуатации скважин», определим объем кислоты необходимый для получения потребного объема кислотного раствора и необходимое количество воды.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 4.2

Расчетные количества кислоты и воды для  приготовления 1000 л раствора кислоты  запланированной концентрации

Исходная концентрация товарной кислоты, %	Запланированная концентрация кислоты
	8%	10%	12%	15%	20%
21	382 618	477 523	570 430	715 285	952 48
22	362 638	455 545	546 454	685 315	909 91
23	384 652	435 565	520 480	652 348	870 130
27	296 704	370 630	444 556	556 444	741 259
29	272 728	345 655	408 592	510 490	680 320
30	263 737	329 671	395 605	493 507	658 342
32	247 753	309 691	370 630	463 537	617 383
33	238 762	298 702	357 643	446 554	599 401