Современные технологии повышения нефтеотдачи

Реклама
Группа Компаний МИРРИКО
Химические решения технологических задач
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Структура ГК Миррико
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
2
3
Группа компаний Миррико основана в 2000г.
Миссия компании:
Развивая и применяя передовые технологии, опыт и знания, повышать
эффективность наших партнеров (заказчиков и поставщиков), тем самым
осуществляя вклад в сбалансированное развитие экономики, общества и
окружающей среды.
Цели компании:
•
Стать международной компанией и влиться в глобальную мировую экономику
•
К 2019 году быть в тройке мировых лидеров среди компаний,поставляющих
химические решения в различные отрасли промышленности, с рентабельностью
не менее 15% на всех рынках присутствия
•
Создать уникальную корпоративную культуру, нацеленную на сервисный подход и
развитие заказчика
•
Обеспечить высокую социальную защищенность своих сотрудников
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
4
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
О компании «Делика»
С 2008 г. в составе ГК «МИРРИКО» начала активно функционировать компания
«Делика». Специализация компании – сервисные услуги в области повышения
нефтеотдачи пластов (ПНП) и химических методов интенсификации добычи нефти
(ИДН).
Основная цель, стоящая перед компанией – аккумулирование опыта научных
инноваций, разработка, развитие и внедрение новейших технологий для ПНП и ИДН.
Главной задачей предприятия является предельное заполнение рынка сервисных услуг
в области химических решений технологических процессов связанных с эксплуатацией
нефтяных и газовых месторождений.
Компания использует десятилетний опыт применения данных технологий, полученный
на месторождениях Урало-Поволжья, Западной Сибири, республики Коми и Казахстана.
Организация располагает квалифицированными специалистами, способными
обеспечить проведение всех работ на самом высоком профессиональном уровне на
месторождениях Заказчика.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
5
О компании «Делика»
В регионах проведения работ создаются региональные технические центры. Первый
такой центр расположен в г. Самара. Региональное представительство включает
производственную площадку, технологическую группу и химико-аналитическую
лабораторию. Компания имеет в своем распоряжении специализированное
оборудование для приготовления и закачки полимерных композиций типа КУДР.
Предприятие оказывает научно-технические и производственные услуги в сфере ПНП и
ИДН, а также проводит сопутствующие лабораторные следования и промысловые
испытания.
Собственная химико-аналитическая лаборатория позволяет оперативно решать задачи
в области разработки и адаптации химических составов к конкретным геологическим
условиям.
Мы готовы предложить полный спектр химических реагентов, применяемых в
нефтепромысловой сфере, производимых ГК «Миррико», контрактно отечественными
заводами-партнерами и ведущими зарубежными компаниями.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
6
Направления деятельности
• Оперативный анализ текущего состояния разработки с помощью гидродинамических
моделей, подбор фонда и 3-D моделирование ГТМ
• Внедрение физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов и
интенсификации добычи нефти и газа
• Мониторинг результатов внедрения различных технологий ПНП и ИДНиГ в области
добычи углеводородов
• Поиск решений нестандартных задач в области оптимизации добычи продукции
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
7
Оперативный анализ и 3D-моделирование
• Построение аналитических карт и регламентных карт
распределения пластового давления
• Оперативный анализ текущего состояния разработки
• Изучение и подбор скважин-кандидатов для
проведения ГТМ
• Использование результатов гидродинамических
исследований участков месторождений с помощью
индикаторов при проектировании ГТМ
• Прогнозирование эффективности планируемых ГТМ на
основе трехмерного гидродинамического
моделирования и результатов гидродинамических
исследований участков скважин
• Разработка рекомендаций по наиболее эффективному
вовлечению в разработку слабодренируемых зон
пластов объектов разработки
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
8
Технологии ОВП и РИР
Причины высокой обводненности продукции скважин
Категория А:
1. Нарушение герметичности ОК без ограничений потока
2. Нарушение целостности ЦК без ограничений потока
3. Скважины без ГРП (добывающие и нагнетательные) без перетоков
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
9
Технологии ОВП и РИР
Причины высокой обводненности продукции скважин
Категория Б:
1. Нарушение герметичности ОК с ограничением потока
2. Нарушение целостности ЦК с ограничением потока
3. Двухмерный конус обводнения (трещина, связанная с водоносным горизонтом)
4. Система естественных трещин, связанная с вод. горизонтом
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
10
Технологии ОВП и РИР
Причины высокой обводненности продукции скважин
Категория В:
1. Трещины, пересекающие наклонную или горизонтальную скважины
2. Трещина, образующая канал между скважинами
3. Система естественных трещин между скважинами
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
11
Технологии ОВП и РИР
Причины высокой обводненности продукции скважин
Категория Г:
1. Трехмерный конус обводнения
2. Образование языков обводнения (кинжальный /шнурковый/ прорыв воды)
3. Межпластовые перетоки
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
12
Технологии ОВП и РИР
13
Рекомендованные к применению технологии ОВП и РИР
Модифицирующие составы
На основе гидрофобизирующих ПАВ
Эмульсионные составы
Эмульсии обратного рода
Гелеобразующие составы
ВУС на основе ПАА и сшивателя ТГОС на основе
МЦ и карбамида ВТС на основе ГПАА
Отверждающиеся составы
Цементные составы на углеводородной основе
Осадкообразующие составы
Составы на основе натриевого стекла
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОВП и РИР
Особенности применяемых технологий
Модифицирующие составы
Область применения
•
•
•
•
•
•
ОВП, РИР по пласту, ликвидация конусообразования
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
Карбонатный коллектор поровый, трещиновато-поровый
Проницаемость не менее 0,05 мкм2
Температура в зоне закачки до 90 оС
Скважины с небольшими отборами пластовых флюидов
•
•
•
•
•
Гидрофобизирующие свойства проявляются при низких концентрациях
Простота технологического процесса
Полное отсутствие отрицательного влияния на нефтенасыщенную часть пласта
Минимальный объем закачки композиции 30 м3
Рекомендуемый объем обработки равен суточному объему притока воды
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
14
Технологии ОВП и РИР
Особенности применяемых технологий
Эмульсионные составы ViscoFlow –E TM
Область применения
•
•
•
•
•
•
ОВП, РИР по пласту, ликвидация конусообразования
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
Карбонатный коллектор поровый, трещиновато-поровый
Проницаемость не менее 0,05 мкм2
Температура в зоне закачки до 60 оС
Скважины с оптимальными отборами пластовых флюидов
•
•
•
•
•
•
Гидрофобизация поверхности породы ПЗП
Высокая агрегативная и седиментационная устойчивость
Низкая вязкость закачиваемых эмульсий
Полное отсутствие отрицательного влияния на нефтенасыщенную часть пласта
Минимальный объем закачки композиции 30 м3
Рекомендуемый объем обработки равен суточному объему притока воды
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
15
Технологии ОВП и РИР
Гелеобразующие составы ViscoFlow TM
Особенности применяемых технологий
Область применения
•
•
•
•
•
•
•
ОВП, РИР по пласту, ликвидация конусообразования, ликвидация зон поглощения
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
Карбонатный коллектор поровый, трещиновато-поровый, трещиноватый
Проницаемость не менее 0,05 мкм2
Коэффициент расчлененности более 2
Температура в зоне закачки ВУС и ВТС до 90 оС
Температура в зоне закачки ТГОС до 120 оС
•
Широкий диапазон регулирования времени гелеобразования от нескольких часов до
нескольких суток
Высокие начальные градиенты давлений (до 50 атм./м) за счет упругости гелей
ТГОС не подвержены механической и термоокислительной деструкциям
ВТС обладают высокой поглощающей способностью
Объем закачки композиции определяется расчетным путем
•
•
•
•
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
16
Технологии ОВП и РИР
17
Особенности применяемых технологий
Отверждающиеся составы CestOil
TM
Область применения
•
•
•
•
•
•
•
•
ОВП, отключение обводненных интервалов, РИР обсадных колон, заколонных
перетоков
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
Карбонатный коллектор поровый, трещиновато-поровый, трещиноватый
Проницаемость не менее 0,1 мкм2
Температура в зоне закачки до 150 оС
Высокая термостойкость состава
Избирательная селективность воздействия
Высокая седиментационная устойчивость состава
Объем закачки состава зависит от мощности и
проницаемости обводненного пропластка
(интервала), наличия открытых трещин,
протяженности заколонного перетока и мн.др.
16,0
14,0
12,0
Количество ПЦТ, т
•
10,0
8,0
6,0
СЦО 0.5
СЦО 0.7
4,0
СЦО 0.8
2,0
0,0
0,5
1,4
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
2,4
3,3
4,2
5,2
6,1
7,1
Объем углеводородной фазы, м 3
8,0
8,9
Технологии ОВП и РИР
Особенности применяемых технологий
Осадкообразующие составы
Область применения
•
•
•
•
•
•
•
•
•
ОВП, РИР обсадных колон, заколонных перетоков, ликвидация конусообразования,
отключение обводненных интервалов
Терригенные (поровый, трещиновато-поровый) и карбонатные (поровый, трещиновато-поровый, трещиноватый) коллектора находящиеся на поздней стадии
разработки
Проницаемость не менее 0,1 мкм2
Коэффициент расчлененности более 2
Температура в зоне закачки 120 оС
Составы не подвержены механической и термоокислительной деструкциям
Практически неограниченный срок жизни в пластовых условиях
Объем закачки состава зависит от мощности и проницаемости обводненного
пропластка (интервала), наличия открытых трещин, протяженности заколонного
перетока и мн.др
Сравнительно низкая эффективность по отношению к другим методам
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
18
Выбор закачиваемого объема водоизоляционного состава
Объем изолирующего тампонажного состава (ТС), закачиваемого в ПЗП, должен
обеспечивать:
* такую глубину проникновения изолирующего материала, чтобы прекратился приток
воды из обводненного пропластка к забою добывающей скважины;
* достаточно большое время до повторного прорыва воды в добывающую скважину
через нефтенасыщенный пропласток вследствие обтекания экрана.
VТС    R 2  h  m   ТС  ( Рзаб  Ратм )
R
Pпл  Р заб

где:
R - радиус установки экрана [м];
β – начальный градиент давлений для отвердевшего в условиях пласта тампонажного состава;
h – толщина обводненного пропластка [м];
m – пористость пласта [д.е.];
βТС – коэффициент сжимаемости тампонажного состава;
Рпл, Рзаб, Ратм – соответственно давления пластовое, забойное, атмосферное.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
19
Технологии ОВП и РИР
20
Выбор закачиваемого объема водоизоляционного состава
Схема обводнения скважины при изоляции
водопроявляющего пропластка:
I,II – области фильтрации в продуктивном пласте;
I – граничащая с изоляционном экраном;
II – не граничащая с изоляционным экраном.
Зависимость безводного периода
эксплуатации скважины от радиуса
изоляционного экрана.
С увеличением радиуса изоляционного
экрана непрерывно и существенно
возрастает период безводной эксплуатации
скважины.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОВП и РИР
21
Реализованные проекты в области ОВП и РИР
№
п.п.
1
2
3
4
5
6
Месторождение
Ромашкинское
Ромашкинское
Ерсубайкинское
Бондюжское
Мухановское
Уваровское
Пласт
Д1
С1
Д1
Д0
С2
А3
№
скв.
1662а
15883
11713
368
1132
209
Базовые показатели работы
скважины
Qж, м3/сут.
Qн, т/сут.
% воды
55,0
13,0
7
15
31
224
0,9
0,1
0,1
0.6
21
5
98
99
99
95
33
98
Средние показатели работы
скважины после ОПЗ
Qж, м3/сут. Qн, т/сут.
30
10,0
8,9
14,2
30
85
4,4
2,3
0,7
1,6
28
42
% воды
Прирост ПродолжиДоп. добыча
нефти,
тельность
нефти, тонн
т/сут. эффекта, сут.
89
90
90
85
9
51
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
3,5
2,2
0,6
1,0
15,9
31,6
65
139
189
156
180
60
139
313
114
156
737
2180
Технологии направленные на увеличение КИН
Рекомендованные к применению технологии ВПП
Эмульсионные составы
Эмульсии прямого и обратного типа
Сшитые полимерные составы
Гелевые системы на основе водорастворимого
ПАА и сшивателя
Термотропные гелеобразующие
составы
Гелевые системы на основе метилцеллюлозы,
алюмохлорида и карбамида
Осадкообразующие составы
Составы на основе натриевого стекла и
осадкообразователя
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
22
Технологии направленные на увеличение КИН
Особенности применяемых технологий
Эмульсионные составы (прямые эмульсии)
Область применения
•
•
•
•
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
•
Улучшает нефтеотмывающие и нефтевытесняющие свойства
закачиваемых вод
•
•
Процесс эмульгирования протекает самопроизвольно
Карбонатный коллектор поровый, трещиноватый, трещиновато-поровый
Проницаемость не менее 0,05 мкм2
Температура в зоне закачки до 90 оС
Гидрофобизирующие свойства проявляются при низких
концентрациях
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
23
Технологии направленные на увеличение КИН
Особенности применяемых технологий
Эмульсионные составы (обратные эмульсии)
Область применения
•
•
•
•
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
•
•
•
•
•
Высокая агрегативная и седиментационная устойчивость
Карбонатный коллектор поровый, трещиноватый, трещиновато-поровый
Проницаемость не менее 0,05 мкм2
Температура в зоне закачки до 90 оС
Низкая вязкость закачиваемых эмульсий
Высокая термостойкость
Избирательная селективность воздействия
Гидрофобизация поверхности породы ПЗП
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
24
Технологии направленные на увеличение КИН
Особенности применяемых технологий
Сшитые полимерные составы GelFlow
TM
/Т
Область применения
•
Терригенный коллектор поровый, трещиновато-поровый
•
Карбонатный коллектор поровый, трещиноватый, трещиновато-поровый
•
Коэффициент расчлененности более 2
•
Проницаемость не менее 0,1 мкм2
•
Температура в зоне закачки не более 90 оС
•
Регулирование времени гелеобразования в диапазоне от
нескольких часов до 10 суток
•
Способность проникать в глубь пласта на значительные
расстояния и создавать обширные водоизоляционные экраны
•
Высокие начальные градиенты давлений (до 50 атм./м) за счет
упругости гелей
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
25
Технологии направленные на увеличение КИН
Особенности применяемых технологий
Термотропные гелеобразующие составы ГОС-М /АКМ/
Область применения
•
Терригенные (поровый, трещиновато-поровый) и карбонатные (поровый, трещиноватый, трещиновато-поровый) коллектора, разрабатываемые с заводнением
•
•
•
Коэффициент расчлененности более 2
•
Растворы не подвержены механической и термоокислительной
деструкции
•
Гели способны выдерживать высокие температуры 1-й состав до
100 оС, 2-й состав до 300 оС
•
1-й состав термообратим (при низких температурах-подвижен, при
высоких застудневает)
Проницаемость не менее 0,1 мкм2
Температура в зоне закачки от 70100 до 200300 оС
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
26
Технологии направленные на увеличение КИН
Особенности применяемых технологий
Осадкообразующие составы
Область применения
•
Терригенные (поровый, трещиновато-поровый) и карбонатные (поровый,
трещиноватый, трещиновато-поровый) коллектора, разрабатываемые с
заводнением на поздней (завершающей) стадии разработки
•
•
Коэффициент расчлененности более 2
•
Растворы не подвержены механической и термоокислительной
деструкции
•
Практически неограниченный срок жизни в пластовых условиях
Проницаемость более 0,1 мкм2
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
27
Реализованные проекты в области ВПП
28
Пласт А3 Покровского месторождения «Оренбургнефть»
представлен терригенными породами, залежь пластового типа.
Глубина залегания пластов изменяется в пределах от 1785 до
1850 м.
Давление насыщения нефти газом составляет 5,577,08 МПа.
Закачка GelFlowTM проводилась в скв. №№ 951,665 пласта А3
Реагирующие скважины участка /ячейки/: №№ 952, 631, 694,
555, 660, 627.
Объем закачки GelFlowTM по скв. 951 составил 590 м3,
концентрация полиакриламида 0,3%.
18,0
800,0
16,0
750,0
14,0
700,0
12,0
650,0
10,0
600,0
8,0
550,0
6,0
500,0
450,0
400,0
Октябрь 2006
Ноябрь 2006
Добыча жидкости, куб.м/сут
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Декабрь 2006
Обводненность, %
20,0
850,0
Закачка СПС
23.12.06
Эффект за 6 месяцев после обработки участка составил
2962,8 т. дополнительно добытой нефти.
Дебит жидкости (нефти), куб.м/сут (т/сут)
Объем закачки GelFlowTM по скв. 665 составил 690 м3,
концентрация полиакриламида 0,3%.
Динамика параметров работы участка
900,0
4,0
2,0
Январь 2007
Добыча нефти, т/сут
0,0
Февраль 2007
Обводненность,%
Технологии обработки призабойной зоны пласта (ОПЗ)
скважин химическими методами
29
Химизм процесса ОПЗ скважин
Реакции карбонатов с соляной кислотой:
CaCO3  2 HCl  CaCl 2  CO2   H 2 O
CaMg (CO3 ) 2  4 HCl  CaCl 2  MgCl2  2CO2  2 H 2O
Реакции плавиковой (фтористоводородной) кислоты в песчаниках:
SiF4  2 F  SiF62 
SiO2  4HF  SiF4  2 H 2 O
Соединения, вызывающие загрязнение фильтрационных каналов:
SiF62  H 2 O  H 4 SiO4  4 HF  2 F 
Al 3  3F   AlF3  4 HF  2 F 
Al 3  3OH   Al (OH ) 3 
CaCO3  HF  CaF2   H 2 O  CO2 
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
Инженерное сопровождение проведения работ по ОПЗ
Диагностика объекта:
• определение причины снижения Кпр
• определение типа загрязнения
Экспертная система по выбору рабочей жидкости:
• определение наименования (типа) АТЖ
• определение последовательности закачки АТЖ
Экспертная система по графику закачки:
• определение объема(ов) АТЖ
• определение количества стадий
• определение расходов АТЖ при закачке
Моделирование процесса закачки:
• изучение эволюции скин-фактора
• изучение эволюции расхода – давления
Мониторинг результатов проведения работ:
• прогноз дебита (технологическая эффективность)
• прогноз возмещения затрат (экономическая эффективность)
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
30
Технологии ОПЗ
31
Критерии выбора скважин для проведения работ по ОПЗ
• новые скважины, давшие при освоении слабый приток нефти;
• скважины, вскрывшие низкопроницаемые пласты;
• скважины, имеющие сниженный дебит по сравнению с дебитами окружающих
скважин;
• скважины со сниженными фильтрационными характеристиками в околоствольной зоне
пласта;
• скважины, у которых произошло снижение дебита в процессе эксплуатации при
неизменном или растущем пластовом давлении;
• нагнетательные скважины с недостаточной приемистостью;
• добывающие и нагнетательные скважины с высокой степенью неоднородности
коллекторских свойств пласта и небольшими работающими толщинами;
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
Критерии выбора скважин для проведения работ по ОПЗ
• скважины, вступающие в эксплуатацию после длительного бездействия, из
консервации или контрольного фонда;
• добывающие скважины при переводе на верхние (нижние) интервалы пласта, другие
горизонты, подключении (достреле) дополнительных ранее не работавших интервалов.
Интенсификацию не рекомендуется проводить
• в добывающих скважинах с высокой степенью обводненности продукции (более 80 %);
• в технически неисправных скважинах до выполнения ремонтно-восстановительных
работ.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
32
Технологии ОПЗ
Причины высокого скин-фактора (помимо загрязнений)
Контрольный перечень предупреждающих признаков
• слишком низкая плотность перфорации (менее 10-13 отв/м);
• перфорация выполнена при нулевом фазировании;
• высокое объемное соотношение нефти в газе газовой скважины
(более 0,56*10-3 м3/м3 );
• высокое объемное соотношение газа в нефти нефтяной скважины (более 178 м3/м3);
• трехфазная добыча: жидкость (нефть, вода) + газ;
• превышение депрессии (перепада давления) более 6,8 МПа.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
33
Технологии ОПЗ
34
Общие требования к компонентам и кислотным составам
стабилизатор
железа
ингибитор
коррозии
стабилизатор
неорганически
х образований
водный раствор
кислот(ы)
модификатор
поверхности
готовая
кислотная
композиция
Все химические реагенты, используемые для приготовления кислотных композиций,
обязательно должны быть сертифицированы, иметь заключение об отсутствии в них
хлорорганических соединений и паспорт, подтверждающий качество партии.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
35
Кислотные эмульсии
стабилизатор
железа
стабилизатор
неорганических
образований
ингибитор
коррозии
дисперсионная
фаза
водный раствор
кислот(ы)
модификатор
поверхности
готовая
стабилизатор
эмульсии
кислотная эмульсия
Компонентный состав кислотной композиции определяется конкретными геологотехническими (промысловыми) условиями:
• тип коллектора, его фильтрационно-емкостные свойства;
• минералогический состав породы, слагающей продуктивный пласт;
• физико-химические свойства пластовых флюидов;
• категория скважины
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
36
Пошаговое определение компонентного состава и последовательности АТЖ
решение о проведении ОПЗ
карбонатный коллектор
k>100 мД
20<k<100 мД
терригенный коллектор
K<20 мД
k>100 мД
20<k<100 мД
K<20 мД
степень загрязнения
неорганические
отложения
органические
отложения
шлам
бактерии
алевриты
глины
категория скважины
добывающая
нагнетательная
вид(ы) и последовательность АТЖ
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
эмульсии
Технологии ОПЗ
37
Принципы обоснования технологических схем ОПЗ
При выборе методов и технологических схем воздействия следует учитывать следующие
моменты:
• состояние околоствольной зоны пласта и соотношение между фильтрационными
свойствами пласта и околоствольной зоны;
• радиус измененной проницаемости в околоствольной зоне;
• количество ранее выполненных обработок, объемы закачиваемых реагентов и
эффективность работ (история ОПЗ);
• расстояние до фронта вытеснения или ВНК;
• петрофизические свойства и минералогический состав пород коллекторов;
• наличие и толщину перемычек между нефтенасыщенными и водонасыщенными
интервалами;
• неоднородность пласта по разрезу и в плане (количество и толщину пропластков, их
коллекторские свойства, соотношение между перфорированной и работающей толщиной,
работающие и неработающие интервалы пласта);
• физико-химические свойства пластовых флюидов;
• вид и степень загрязнения ПЗП.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
38
Технологические схемы ОПЗ
обработка призабойной зоны пласта
кислотная обработка
кислотная ванна
в статическом
режиме
в динамическом
режиме
под
давлением
без пакера
циклическая
большеобъемная
проведение работ
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
с пакером
направленная
Технологии ОПЗ
39
Обоснование объемов кислотных составов
Объем кислотной композиции определяется выбранной технологической схемой
проведения ОПЗ и количеством циклов.
VКВ 
2
2
  ( DЭК
 d НКТ
)  hКВ
4
n
2
VКС    m  K в  hэф  RОПЗ
Удельные расходы кислотных составов
Характеристика типа коллектора
Особые условия
Коэффициент вариации
Удельный расход
кислотной
при
при повторных
3
направленных
композиции, м /п.м.п.
ОПЗ
ОПЗ
устья трещин
0,4 - 1,0
1,3 - 1,5
0,7 - 0,8
Пласты с хорошо развитой естественной
закупорены
трещеноватостью и высокой проницаемостью
1,5 - 2,5
1,3 - 1,5
0,7 - 0,8
устья трещин открытые
Пласты слаботрещиноватые пористые
1 - 1,5
1,3 - 1,5
0,7 - 0,8
Пористые нетрещиноватые пласты
1,3 - 1,6
1,3 - 1,5
0,7 - 0,8
В весьма неоднородных пластах следует применять поинтервальные ОПЗ с использованием отклоняющих композиций из
расчета 1 - 5 м3/п.м.п.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
40
Принципы обоснования технологических режимов ОПЗ
Технологические режимы ОПЗ – это скорость, последовательность и давления закачки
порций АТЖ, время технологического отстоя скважины (реакции).
Технологические режимы ОПЗ определяются:
КС
• композиционным составом АТЖ;
min

• видом и технологической схемой выбранной обработки;
V

t н.КС
• конструкцией скважины;
• структурой околоствольной части пласта (раздренированостью околоствольной зоны,
количеством и толщиной пропластков, количеством и толщиной интервалов
перфорации, неоднородностью пласта в плане и по разрезу, расстоянием до
водонасыщенных интервалов или фронта обводнения, наличием и толщиной
непроницаемых перемычек, качеством сцепления цементного камня с колонной и
породой в интервале непроницаемой перемычки и т.п.);
• количеством уже выполненных кислотных обработок на выбранном объекте
воздействия;
• результативностью выполненных обработок;
• степенью снижения проницаемости пласта в околоствольной зоне.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
41
Свойства кислотных составов
Скорость растворения, г/кв.м*мин.
Скорость растворения карбонатной породы во времени при t=200 0C.
500
12% HCl
Ринго СКС
400
Химеко ГАНГ
ПАВ-КС
300
ОКЭ
200
100
0
0
10
30
90
300
500
Время, мин.
Скорость коррозии кислотных составов зависит от их степени дисперсности (эмульгации)
и количества вводимого ПАВ и не превышает 0,18 г/м2/час. Для ингибированной товарной
кислоты это значение превышает 0,5 г/м2/час.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Технологии ОПЗ
Реализованные проекты в области ОПЗ
Средний суммарный эффект на одну скважино-операцию по различным технологиям
ОПЗ составляет от 510 до 1550 тонн. Средняя продолжительность эффекта до 6
месяцев, по ряду скважин 6 и более месяцев
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
42
Современные технологии щадящего глушения скважин (ЩГС)
с применением химических методов
43
Цели и виды щадящего глушения скважин
Глушение скважин перед проведением ремонтов предназначено для предотвращения
газопроявлений и притока/поглощения жидкости из пласта/пластом в процессе ремонта,
а также облегчения вывода скважины на режим после ремонта.
Анализ геолого-промысловых материалов по ряду месторождений, а также причин
осложнений возникающих в процессе освоения скважин после ремонтов указывают на
то, что существующие методы глушения малоэффективны.
Технологической службой компании предлагается для применения на ряде
месторождений технологии глушения скважин, которые можно разделить на две группы:
• щадящее глушение скважин жидкостями на основе водорастворимых полимеров
(полисахаридов) и обратных эмульсий без задавки в пласт, используемое во время
кратковременных подземных ремонтов без промывки скважины;
• щадящее глушение скважин, применяемое во время ремонтов, связанных с
длительным и многократным воздействием на пласт техническими жидкостями.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Современные технологии (ЩГС)
Линейка плотностей технологических составов глушения
 ЖГ 
Рпл
 k зап [1.07  1.15]
9.81  h
* в данном случае kзап указан для условий месторождений ОАО «СНГ»,
иначе kзап определяется согласно РД
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
44
Современные технологии (ЩГС)
45
Возможные причины осложнений при глушении и последующем освоении скважин
1. Присутствующий, практически во всех промысловых водах для условий
месторождений Урало-Поволжья сульфид железа (FeS), при последующем окислении
до сульфатов в присутствии серосодержащих компонентов кислородом воздуха может
трансформироваться в гипс (CaSO4). Это может усугубляться использованием в
качестве жидкостей глушения вод с пунктов налива ОАО «Самаранефтегаз» с высоким
содержанием сероводорода (H2S).
2. Наличие благоприятных условий и легкость выпадения карбонатов (зачастую даже
не требуется смешения вод), например, при повышении температуры в стволе
скважины (tпл>600С), при использовании воды в качестве жидкости глушения с высоким
водородным показателем.
3. Высокое содержание железа в промысловых (подтоварных) водах требует его
стабилизации при использовании вод в качестве жидкостей глушения.
4. Использование воды с высоким водородным показателем (рН>7) в качестве
жидкостей глушения требует модификации поверхности породы (гидрофобизации) для
избежания выщелачивания сульфатов из скелета породы.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Современные технологии (ЩГС)
Современная методология глушения скважин включает
• выбор плотностного состава жидкости глушения (ЖГ) в зависимости от величины
пластового давления;
• определение необходимости и типа буфера ЖГ в зависимости от структуры порового
пространства коллектора, а также осложняющих факторов;
• выбор добавок /ингибиторов, нейтрализаторов/ в зависимости от осложняющих
факторов;
• определение технологии глушения в зависимости от способа эксплуатации
скважины;
• разработка плана работ, согласование с Заказчиком;
• подготовительные работы (завоз химических реагентов, приготовление
технологических составов);
• контроль качества используемых химических реагентов, а также ЖГ на выходе;
• проведение глушения.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
46
Современные технологии (ЩГС)
47
Методика выбора вида щадящего глушения
вид ремонта
без промывки
глушение жидкостями на основе
водорастворимых ПАА
/полисахаридов/, обратных
эмульсий
с многократными промывками
глушение
жидкостями на
основе
водорастворимых
ПАА
/полисахаридов/ с
задавкой в пласт
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
глушение
модифицирующим
и жидкостями на
основе
гидрофобизирующ
их ПАВ
Современные технологии (ЩГС)
48
Методика выбора вида щадящего глушения
Задавка жидкости глушения в пласт позволяет исключить его вымывание в процессе
промывок скважины, а также свести к минимуму отрицательное воздействие
технических жидкостей на продуктивные интервалы. При краткосрочном ремонте без
промывок целесообразнее глушение скважин без задавки в пласт, что позволяет
сократить время глушения и последующего её вывода на режим.
В случае трещиноватых пластов-коллекторов, а также после ГРП для исключения
глубокого проникновения блокирующих жидкостей глушения в пласт рекомендуется
применение модифицирующих поверхность фильтрации жидкостей на основе
гидрофобизирующих ПАВ.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Современные технологии (ЩГС)
Преимущества щадящего глушения активными технологическими
жидкостями на основе ПАА / полисахаридов / ПАВ
• Возможность применения в трещиноватых коллекторах.
•
• Жидкость глушения термостабильна при температурах до 90оС.
• Регулирование плотности в широких пределах от 1 до 1,2 г/см3 (без твердой
фазы) до 1,7 г/см3 (с наполнителем).
• Сохранение продуктивности добывающих скважин.
• Быстрый вывод на режим, в том числе и малодебитных скважин.
• Предотвращает нефтегазопроявления при большом газовом факторе.
• Эффективное глушение в «поглощающих» скважинах.
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
49
Современные технологии (ЩГС)
50
Химические реагенты, предлагаемые для обработки технических и
промысловых вод, используемых для глушения
ингибитор
солеобразования
ингибитор
коррозии
стабилизатор
железа
техническая вода
заданной плотности*
модификатор
поверхности
* КВЧ≤40 г/л
жидкость глушения
отвечающая требованиям
регламента
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Современные технологии (ЩГС)
51
Реализованные проекты
Анализ фонда скважин ОАО «Самаранефтегаз» показал наличие порядка 320 скважин
с низким пластовым давлением, время вывод на режим которых составляет в среднем
3 суток. При этом возможные потери добычи нефти составят более 35 тыс. тонн. При
проведении на этих скважинах щадящего глушения время вывода на режим, а
соответственно и потери добычи сократятся в среднем в 2 раза. Экономическая
эффективность в таком случае составит порядка 35 млн. рублей.
Оценка потерь добычи нефти при выводе скважин на
режим
25
20
15
40000
24
35000
30000
10
5
0
8
Скв. №95 ЗападноКоммунарского месторождения
7
25000
4
Скв. №148 Чаганского
месторождения
Кол-во дней ВНР при глушении тех. водой
Кол-во дней ВНР при щадящем глушении
20000
15000
10000
5000
0
ЦГМ
СГМ
ЮГМ
Самаранефтегаз
Потери нефти при ВНР после глушения тех.водой, т
Потери нефти при ВНР после щадящего глушения, т
Компания «Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
52
«Делика»
Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов
Качественно. Комплексно. Индивидуально.
Группа компаний «МИРРИКО»
ООО «Делика»
420107, РФ, Казань, Островского, 84
тел.: +7(843) 537-23-93, доб.4202
факс +7(843) 537-23-94
[email protected]
www.mirrico.ru
53
Скачать