Холодные» технологии повышения нефтеотдачи

РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА
«Холодные» технологии
повышения нефтеотдачи
Внутрипластовые smart-композиции для высоковязкой нефти
Любовь Алтунина, Владимир Кувшинов, Иван Кувшинов, Михаил Чертенков
Для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей тяжелых, высоковязких нефтей без
теплового воздействия созданы новые физико-химические технологии с применением «интеллектуальных»
нефтевытесняющих систем – наноструктурированных кислотных и щелочных композиций на основе ПАВ,
координирующих растворителей и комплексных соединений. Композиции имеют регулируемую вязкость
и высокую нефтевытесняющую способность, сохраняют, саморегулируют в пласте длительное время
комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для добычи тяжелых, высоковязких нефтей.
Промысловые испытания таких «холодных» технологий на опытных участках пермокарбоновой залежи
высоковязкой нефти Усинского месторождения, разрабатываемых на естественном режиме, показали
их высокую технологическую эффективность и экологическую безопасность.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, нефтеотдача, гели, поверхностно-активное вещество (ПАВ), нефтевытесняющие композиции.
ве разрабатываемых объектов становится все больше
месторождений с низкой проницаемостью и высокой
обводненностью продукции. Это делает актуальным
применение физико-химических методов повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти,
в особенности использование гель-технологий, увеличивающих охват пласта заводнением, проведение
ремонтно-изоляционных работ по ограничению водопритока в добывающих скважинах, выравниванию
профиля приемистости в нагнетаРисунок 1
тельных скважинах [2–6]. ПерРезультаты обработки низкопродуктивных добывающих скважин
спективна тенденция создания
пермокарбоновой залежи Усинского месторождения с применением
максимально автономных систем
нефтевытесняющей композиции ИХН-ПРО, сводный график по 5 скважинам
увеличения нефтеотдачи, базирующихся на использовании
1,8
4,0
«интеллектуальных»
композиДебит нефти
1,6
3,5
ИХН-ПРО
ций
реагентов,
неприхотливых
Среднее за 2014 г. до обработки
к климатическим условиям транс1,4
Дебит жидкости
3,0
портировки и хранения, не требу1,2
ющих дополнительной подготовки
2,5
к использованию на промысле
1,0
и вместе с тем способных после
2,0
закачки в пласт сохранять дли0,8
тельное время высокую нефтевы1,5
0,6
тесняющую активность, а также
1,0
увеличивать степень охвата пласта
0,4
заводнением или иным активным
0,5
0,2
воздействием [2–6].
Неуклонно
прогрессирую0
0
щие потребности мировой экономики в углеводородах будут
80
09.15
08.15
07.15
06.15
03.15
04.15
05.15
02.15
01.15
12.14
11.14
10.14
09.14
08.14
07.14
06.14
05.14
01.14
02.14
03.14
04.14
Дебит нефти, тыс. т/мес
Дебит жидкости, тыс. т/мес.
В Энергетической стратегии России на период до
2030 года указаны следующие параметры развития
нефтяной отрасли: добыча нефти в 2030 году в объеме
530 млн т и достижение коэффициента извлечения
нефти (КИН) 0,35–0,37. В настоящее время средний КИН составляет: 0,38–0,45 для активных запасов; 0,10–0,35 для низкопроницаемых коллекторов
(НПК), которых в России более 25%; 0,05–0,25 для
высоковязких нефтей [1]. С каждым годом в соста-
Oil & Gas Journal Russia
Нефтеотдача
удовлетворяться в основном за счет освоения новых
нефтедобывающих регионов, преимущественно
в полярных областях планеты, а также разработки месторождений тяжелых, высоковязких нефтей
и битумов, запасы которых в мире примерно в 5 раз
превышают объем остаточных извлекаемых запасов
легких нефтей малой и средней вязкости (по оценкам специалистов – 810 и 162 млрд т соответственно). Большие запасы тяжелых, высоковязких нефтей
имеют Канада, Венесуэла, Мексика, США, Россия,
Кувейт и Китай. В России большая часть таких запасов сосредоточена в Республиках Коми, Татарстан
и Тюменской области. Объем промышленных запасов
с терригенными породами составляет около 4 млрд т
(64%), с карбонатными коллекторами – 2,3 млрд т,
или 36% от общих запасов [7, 8].
Внутрипластовые smart-композиции
В настоящее время тяжелые, высоковязкие нефти
рассматриваются в качестве основного резерва мировой добычи нефти. В последние годы их
доля в общей добыче нефти в мире постоянно растет. Среднегодовой суммарный объем производства
таких нефтей в мире приближается к 500 млн т,
а накопленная добыча превышает 14 млрд т. Поэтому разработке залежей тяжелых, высоковязких
нефтей уделяется все большее внимание. Это определяет актуальность фундаментальных и прикладных
научно-исследовательских работ по формированию
новых подходов к решению проблем их извлечения.
Одним из них является создание физико-химических
методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации
добычи тяжелой нефти при естественных условиях,
без теплового воздействия.
В работах Института химии нефти СО РАН указанный подход реализуется путем создания «интеллектуальных» композиций на основе генерируемых
непосредственно в пласте термотропных неорганических и полимерных золеобразующих и гелеобразующих композиций с регулируемой вязкостью
и плотностью, а также нефтевытесняющих композиций с регулируемой вязкостью и щелочностью
для закачки в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи, снижения обводненности добывающих скважин и интенсификации добычи нефти
в осложненных условиях эксплуатации, в том числе
для месторождений высоковязких нефтей, разрабатываемых без теплового воздействия [4, 5].
В результате исследования закономерностей регулирования коллоидно-химических и реологических
свойств нефтяных дисперсных систем при низкотемпературном физико-химическом воздействии на
залежи тяжелой, высоковязкой нефти в институте созданы новые «холодные» физико-химические
методы увеличения нефтеотдачи. Для их реализации
предложены «интеллектуальные» системы нового
Январь – февраль 2016
Любовь Алтунина – д. т. н., профессор, заслуженный деятель
науки РФ, директор Института химии нефти Сибирского
отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН),
г. Томск, заведующая лабораторией коллоидной химии
нефти ИХН СО РАН. Область профессиональных интересов:
физическая химия дисперсных систем и поверхностных
явлений, увеличение нефтеотдачи пластов физикохимическими и комплексными методами.
Владимир Кувшинов – к. х. н., ведущий научный сотрудник
ИХН СО РАН. Область профессиональных интересов: увеличение
нефтеотдачи пластов физико-химическими методами.
Иван Кувшинов – ведущий программист ИХН СО РАН.
Область профессиональных интересов: компьютерное
моделирование методов увеличения нефтеотдачи.
Михаил Чертенков – заместитель генерального директора
по технологиям разработки месторождений ОАО «ЛУКОЙЛИнжиниринг».
"COLD" ENHANCED OIL RECOVERY METHODS FOR HIGHVISCOSITY RESERVOIRS
In order to enhance oil recovery and intensify the development
of high-viscosity oil reservoirs without thermal stimulation,
new physico-chemical technologies were developed which
use "smart" oil-displacing compositions – nano-structured
acidic and alkaline systems based on surfactants, coordination
solvents and complex compounds with controlled viscosity
and a high oil-displacement factor, and which retain and
regulate in situ the optimal set of colloid-chemical properties
for the recovery of heavy, highly viscous oils. Field tests of
such "cold" technologies at test areas of a Permocarbonic
depletion-type reservoir of the Usinskoye field showed their
high technological efficiency and environmental safety.
Key words: high-viscosity oil, oil recovery, gels, surfactants,
oil-displacing systems.
Lyubov Altunina, Vladimir Kuvshinov, Ivan Kuvshinov,
Mikhail Chertenkov
типа – нефтевытесняющие наноструктурированные кислотные и щелочные композиции на основе
ПАВ, координирующих растворителей и комплексных соединений, имеющие регулируемую вязкость
и высокую нефтевытесняющую способность, сохраняющие, саморегулирующие в пласте длительное
время комплекс коллоидно-химических свойств,
оптимальный для целей добычи тяжелых нефтей.
Реагентоциклика с щелочной композицией
В ИХН СО РАН для увеличения нефтеотдачи
месторождений с различными геолого-физическими условиями, в том числе залежей высоковязких
нефтей, разработаны нефтевытесняющие композиции с регулируемой вязкостью и щелочностью
ИХН-ПРО на основе ПАВ, щелочной неорганической буферной системы и полиола. Все используемые реагенты являются продуктами отечественного
81
РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА
Рисунок 2
Среднемесячные дебиты нефти для отдельных скважин пермокарбоновой
залежи Усинского месторождения до и после обработки щелочной
композицией ИХН-ПРО (по итогам 12 месяцев)
Дебит нефти, т/мес
скважины. В результате наблюдается увеличение добычи нефти как из
высокопроницаемых, так и из низкопроницаемых зон пласта.
350
Разработанные
композиции
ИХН-ПРО на основе ПАВ, неорганической буферной системы и
До обработки
300
полиола могут быть использоваПосле обработки
ны для увеличения нефтеотдачи
250
залежей высоковязких нефтей, не
охваченных тепловым воздействи200
ем, либо путем закачки в нагнетательные скважины на различных
150
стадиях разработки, в том числе и
совместно с гелеобразующими ком100
позициями, либо путем закачки
в добывающие скважины методом
50
реагентоциклики.
Для увеличения дебитов низкопродуктивных
добывающих
0
527
3415
3418
3420
3421
среднее
скважин по нефти и жидкости пер№ скважины
мокарбоновой залежи Усинскомноготоннажного промышленного производства. го месторождения ТПП «ЛУКОЙЛ-Усинскнефтегаз»
Композиции ИХН-ПРО имеют низкую температу- в 2014 году проведены опытно-промышленные рабору замерзания (-60…-20оС), малое межфазное натя- ты (ОПР) с применением композиции ИХН-ПРО
жение на границе с нефтью, их плотность можно без паротеплового воздействия, в варианте реагенрегулировать в пределах от 1,1 до 1,3 кг/м3, вязкость – тоциклики. Специалистами ООО «ОСК», г. Киров
от десятков до сотен мПа•с. Композиции примени- в период с 30.08.2014 г. по 27.09.2014 г. произведемы при естественном режиме разработки залежей на закачка композиции ИХН-ПРО в 5 добываювысоковязких нефтей. Высокая нефтевытесняющая щих скважин. Объем закачки композиции находился
способность, совместимость с минерализованными в диапазоне 24–45,5 м3. Эффект, по данным месячпластовыми водами, снижение набухаемости глин
ных эксплуатационных рапортов (МЭР), отслеживалприводит к доотмыву остаточной нефти как из высоко- ся до сентября 2015 года.
проницаемых, так и из низкопроницаемых зон пласта.
После закачки композиции ИХН-ПРО фиксируЗакачка подвижных оторочек композиции ИХН- ется увеличение дебитов по нефти и по жидкости.
ПРО с регулируемой вязкостью в нагнетательные Наблюдаемая продолжительность эффекта 12 месяскважины приводит к выравниванию подвижно- цев, эффект продолжается. Дополнительно добыстей вытесняющего агента и нефти, снижению вяз- тая нефть за годовой период наблюдения ~7 000 т по
костной неустойчивости и выравниванию фронта 5 скважинам, или ~1 400 т/скв (рис. 1, 2).
вытеснения, ограничению прорывов вытесняющего
По результатам проведенных работ технология
агента в добывающие скважины, увеличению коэф- применения композиции ИХН-ПРО на основе ПАВ,
фициента охвата пластов воздействием.
неорганической буферной системы и полиола для
Кроме закачки композиций ИХН-ПРО в нагне- увеличения дебитов низкопродуктивных добываютательные скважины, для увеличения нефтеотдачи щих скважин была рекомендована к промышленнозалежей высоковязких нефтей без теплового воз- му применению.
действия предлагается реагентоциклика (аналогично
пароциклике). В добывающую скважину закачивает- Обработка низкопродуктивных скважин кислотной
ся оторочка композиции ПАВ, затем осуществляет- композицией
ся закачка воды, после этого производится выдержка Для интенсификации добычи нефти за счет увели7–14 суток (аналогично пропитке при пароцикли- чения проницаемости пород коллектора и повышеке), и затем скважина запускается в работу. Добыча ния продуктивности добывающих скважин в ИХН
нефти ведется в виде маловязкой прямой эмульсии. СО РАН разработана нефтевытесняющая кислотПосле окончания добычи нефти в скважине в первом ная композиция пролонгированного действия ГБК на
цикле проводится следующий цикл – закачка чере- основе ПАВ, аддукта неорганической кислоты и мнодующихся оторочек композиции ПАВ и воды, как и гоатомного спирта. Все используемые реагенты являв первом цикле, выдержка и затем добыча нефти из ются продуктами отечественного многотоннажного
82
Oil & Gas Journal Russia
Нефтеотдача
промышленного производства. Композиция совместима с минерализованными пластовыми водами,
имеет низкую температуру замерзания (-60…-20°С),
малое межфазное натяжение на границе с нефтью.
Она применима в широком интервале температур
(10–130°С), наиболее эффективна в карбонатных
коллекторах, в частности пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Композиция обладает замедленной реакцией с карбонатными породами,
предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты, оказывает
обезвоживающее действие, восстанавливает исходную проницаемость коллектора.
Опытно-промышленные работы с применением
кислотной композиции ГБК пролонгированного действия проведены с 29.05.2014 года по 26.07.2014 года на
пермокарбоновой залежи Усинского месторождения.
Компанией «ОСК» произведена закачка композиции в 10 низкопродуктивных добывающих скважин.
Объем закачки композиции находился в интервале 30–50 м3, объем концентрата композиции –
9–15 м3. На рисунке 3 представлена характерная
реакция скважин непосредственно после закачки,
а на рисунке 4 – средние значения месячных дебитов по нефти для отдельных скважин до и после обработки композицией ГБК (по итогам 15 месяцев). На
рисунке 5 представлен обобщенный график увеличения дебитов по нефти и по жидкости суммарно по всем
10 скважинам за весь доступный для наблюдения
период после обработки – 13–15 месяцев.
После закачки кислотной композиции ГБК пролонгированного действия на основе ПАВ, аддукта
неорганической кислоты и полиола наблюдается увеличение дебитов по нефти на 5,5–14,8 т/сут, увеличение дебитов по жидкости на 15–25 м3/сут. Средний
дебит по нефти для одной скважины до обработки
составлял 80 т/мес, по результатам 15 месяцев после
обработки – 185 т/мес, то есть прирост дебита по
нефти составил в среднем 104 т/мес на скважину.
Дополнительно добытая нефть за весь период наблюдения (15 месяцев) составила ~17 000 т по 10 скважинам (~ 1700 т/скв), эффект продолжается.
По результатам проведенных работ технология
применения кислотной композиции ГБК пролонгированного действия для повышения нефтеотдачи
и интенсификации добычи нефти за счет увеличения
проницаемости пород коллектора и повышения продуктивности низкопродуктивных добывающих скважин
была рекомендована к промышленному применению.
Заключение
Для увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки залежей тяжелых, высоковязких нефтей без
теплового воздействия созданы новые «интеллектуальные» нефтевытесняющие системы – наноструктурированные кислотные и щелочные композиции
ГБК и ИХН-ПРО на основе ПАВ, координирующих
растворителей и комплексных соединений, имеющие
регулируемую вязкость и высокую нефтевытесняющую способность, сохраняющие, саморегулирующие
в пласте длительное время комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей добычи
тяжелых, высоковязких нефтей.
Все используемые в композициях ГБК и ИХН-ПРО
реагенты являются продуктами отечественного многотоннажного промышленного производства. Композиции имеют высокую технологичность, в том числе
и в северных регионах, так как они низкозастывающие, для их приготовления и закачки используется
стандартное нефтепромысловое оборудование.
На опытных участках пермокарбоновой залежи
высоковязкой нефти Усинского месторождения,
Рисунок 3
Результаты ОПР с применением кислотной композиции ГБК пролонгированного действия на четырех
низкопродуктивных добывающих скважинах пермокарбоновой залежи Усинского месторождения. Увеличение
дебитов по нефти (а) и по жидкости (б) – непосредственно после закачки
20
а)
18
35
До обработки
Дебит жидкости, м3/сут
Дебит нефти, т/сут
До обработки
30
После обработки
16
14
12
10
8
6
4
После обработки
25
20
15
10
5
2
0
б)
3057
Январь – февраль 2016
1264
3363
№ скважины
2856
0
3057
1264
3363
№ скважины
2856
83
РАЗВЕДКА И ДОБЫЧА
Рисунок 4
Среднемесячные дебиты нефти для отдельных скважин пермокарбоновой
залежи Усинского месторождения до и после обработки композицией ГБК
(по итогам 15 месяцев)
Дебит нефти, т/мес
500
450
До обработки
400
После обработки
стадии разработки, и вовлечь в
разработку месторождения с
трудноизвлекаемыми
запасами углеводородного сырья, в
том числе залежи высоковязких
нефтей и месторождения Арктического региона.
Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и
науки Российской Федерации по Соглашению о предоставлении субсидии
№ 14.607.21.0022 от 05.06.2014,
уникальный идентификатор –
RFMEFI60714X0022 в рамках ФЦП
«Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России
на 2014–2020 годы» по приоритетному
направлению «Рациональное природопользование».
350
300
250
200
150
100
50
01.14
02.14
03.14
04.14
05.14
06.14
07.14
08.14
09.14
10.14
11.14
12.14
01.15
02.15
03.15
04.15
05.15
06.15
07.15
08.15
09.15
Дебит нефти, тыс. т/мес
Дебит жидкости, тыс. т/мес
Литература
1. Барков С.Л., Грунис Е.Б., Хавкин
0
3057 3065 3363 2856 2048 7168 2949 2804 3210 2927 среднее А.Я. Нефтедобыча: запасы и КИН //
№ скважины
http://neftegaz.ru/science/view/932/
Рисунок 5
Обращение 26.05.2015.
Результаты ОПР с применением кислотной композиции ГБК пролонгированного
2. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Фидействия суммарно по 10 низкопродуктивным добывающим скважинам
зико-химические методы увеличения
пермокарбоновой залежи Усинского месторождения (по итогам 15 месяцев)
нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии,
3,0
10
Дебит нефти
Т. 76, № 10, 2007. – С. 1034–1052.
Среднее за 2014 г. до обработки
9
3. Altunina L.K., Kuvshinov V.A.
Дебит жидкости
2,5
Improved oil recovery of high-viscosity
8
ГБК
oil pools with physicochemical
7
2,0
methods at thermal-steam treatments
6
// Oil&Gas Science and Technology,
V. 63, № 1, 2008. – P. 37–48.
5
1,5
4. Altunina L.K. Integrated IOR
4
technologies for heavy oil pools /
1,0
L.K. Altunina, V.A. Kuvshinov, M.V.
3
Chertenkov, S.O. Ursegov // Abstract
2
0,5
Book of the 21st World Petroleum
1
Congress. – Moscow, Russia. June
15–19, 2014. – P. 10–11.
0
0
5. Алтунина Л.К. Физико-химические и комплексные технологии
увеличения нефтеотдачи залежей
разрабатываемых на естественном режиме, без высоковязких нефтей / Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов,
теплового воздействия, успешно проведены про- И.В. Кувшинов // Нефть и Газ (Казахстан). – № 3 (87),
мысловые испытания новых «холодных» техноло- 2015. – С. 31–50.
гий. Результаты ОПР подтвердили эффективность 6. L. Altunina, V. Kuvshinov, I. Kuvshinov, S. Ursegov. EOR
и экологическую безопасность таких технологий, systems for high-viscosity oil pools // Oil&Gas Journal
а также целесообразность их промышленного при- Russia, № 7, 2013. – С. 44–51.
менения.
7. Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Динамика
Применение новых экологически безопасных доли относительного содержания трудноизвлекаемых
«холодных» технологий с высокой технологической запасов нефти в общем балансе // Нефтегазовая геолои экономической эффективностью в промышлен- гия. Теория и практика. – 2007 (2) – С. 1–11, www.ngtp.ru.
ном масштабе позволит продлить рентабельную экс- 8. Тарасюк В.М. Высоковязкие нефти и природные битумы
плуатацию месторождений, находящихся на поздней // Экологический вестник России, № 6, 2014. – С. 22–27.
84
Oil & Gas Journal Russia