Файл: Выпускной квалификационной работы Влияние потокоотклоняющих технологий на обводненность нефтяных скважин на примере Ванкорского месторождения.pdf

13 тонн. За счет потокоотклоняющих технологий компаниями было добыто свыше
9,5 млн тонн нефти, это порядка 8% от общей ДДН за этот год [11].
Все основные ПОТ можно разделить на следующие группы:
1) полимерные, гелеобразующие и вязкоупругие составы;
2) дисперсные системы;
3) осадкообразующие составы;
4) микробиологическое воздействие.
Полимерное заводнение — один из наиболее перспективных физико- химических методов увеличения нефтеотдачи с использованием водорастворимых ПАА. Механизм основан на снижении подвижности закачиваемой воды, выравнивания вязкости за счёт частичной адсорбции полимера на породе, создания остаточного фактора сопротивления, выравнивании фронта продвижения закачиваемой воды по площади заводнения и вертикальному разрезу продуктивного пласта (рисунок 1.1) [12].
Рисунок 1.1 - зависимость скорости фильтрации от градиента давления для обычной воды (кривая 1) и для водного раствора полимера (кривая 2)
Гелеобразующие композиции – в основе технологии применения силикатных составов лежит способность силиката натрия взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием

14 водорастворимых осадков или гелеобразных систем. В скважину закачивается гелеобразная композиция, которая в начальный момент времени представляет собой маловязкую жидкость. После определенного промежутка времени происходит резкое возрастание кинематической вязкости до загустевания системы, т.е. раствор резко теряет текучесть и, непосредственно в пластовых условиях, превращается в гель, который способен блокировать обводненные интервалы пласта, ограничивая поступление воды в добывающую скважину ( рисунок 1.2).
Рисунок 1.2 - Профиль приёмистости нагнетательной скв. 176 Северо-
Покурского месторождения до и после обработки силикатным гелем
Микрогелевые полимерные системы (МГС). Одним из направлений развития полимерных технологий являются микрогелевые системы в виде коллоидно-дисперсных гелей. Механизм формирования коллоидно-дисперсных гелей основан на внутримолекулярной сшивке полимера солями алюминия.
Особенностью композиции коллоидно-дисперсных систем по сравнению с другими полимерными растворами является формирование полимерных микрогелевых систем, обладающих высокой проникающей способностью в пористой среде, что позволяет изменять фильтрационные потоки в глубинных

15 зонах пласта (рисунок 1.3) [13].
Рисунок 1.3 - динамика работы участка нагнетательной скв. 2540 НГДУ
"Елховнефть" до и после обработки
Вязко-упругий состав – технология основана на использовании полиакриаламида, проникая в промытые пропластки, полиакриаламид взаимодействует со сшивателем и пластовой водой, образует эластичную массу, закупоривающую каналы и поры. В качестве водоизолирующих материалов используются порошкообразные материалы: измельченная резиновая крошка, каучуковая крошка, дисперсный кремнезем, водонабухающий порошок на основе акриловых полимеров [11].
В проектном институте ТатНИПИнефть разработан водонабухающий акриловый сополимер с маркировкой В 50Э. Технологию по его закачке рекомендуется проводить в скважинах с удельной приемистостью не менее 2 м
3
/(ч
∙МПа). В процессе выполнения этапа ОПР технология реализована в четырех скважинах ОАО «Татнефть» (таблица 1.1). В отличие от других вязко- упругих материалов, при закачке данного состава, не возникает трудностей при его закачке, как например, с резиновой крошкой, получаемой при переработке автомобильных шин, диаметр которой больше диаметра пор или равен ему, для закачивания в пласт необходимо повысить давление закачивания до величины,

16 обеспечивающей разрыв пласта или раскрытие трещин.
Таблица 1.1 – применение технологии В 50Э
НГДУ
№ скв- ны
Дата ремонта
Дебит нефти до/после ремонта т/сут
Обв-ть продукции до/после ремонта, %
Доп. добыча нефти
Нурлатнефть
4703 11.08.12г
1.4/5.0 94/60 941
Нурлатнефть
1516а
15.08.12г
0.4/2.8 98/41 485
Лениногорскнефть
38370 18.09.12г
0.5/1.5 98/34 131
Лениногорскнефть
35784 29.11.12г
0/1.0 100/86 79
Таким образом, применение технологии водоизолирующей системы на основе суспензии порошка акрилового сополимера марки В 50Э в водном растворе ПАА марки DP9-8177, позволяющей сохранить тампонирующую способность в течение более продолжительного времени, наиболее перспективно в трещиновато-поровых и трещиновато-кавернозных карбонатных коллекторах [10].
Сшитые полимерные системы - технология основана на использовании медленно сшивающихся композиций полимер–сшиватель, проникающих вглубь пласта на значительные расстояния и, следовательно, позволяет эффективно регулировать распределение потоков в пластах даже при наличии гидродинамической связи между прослоями. В качестве сшивателя применялся ацетат хрома, в качестве полимера – аккатрол.
Полимер-дисперсные системы - принцип действия
ПДС на нефтеводонасыщенную породу основываются на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора. Под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков

17 как по разрезу, так и по площади залежи, подключение в процесс разработки неработающих прослоев, в итоге увеличение конечной нефтеотдачи на 5% [8].
Биополимеры – являются полисахаридами как растительного, так и микробного происхождения.
Практическая ценность биополимеров определяется, прежде всего, их способностью в малых концентрациях резко менять реологические свойства водных систем – повышать вязкость, образовывать гели. Биополимеры устойчивы при температурах до 100-120 С, а в некоторых случаях до 150 С. В этом направлении разработана технология на основе ксантановых биополимеров - технология «Ксантан», которая успешно применяется на месторождениях ПАО Татнефть. Условия применения: неоднородные терригенные или карбонатные коллектора порового или трещиновато-порового типа; проницаемость – не менее 0,1 мкм
2
, вязкость нефти – от 4 до 300мПа
∙с, обводненность добываемой продукции до 98% [ь].
Ниже в таблице
1.2 представлены результаты применения потокоотклоняющих технологий.
Таблица 1.2 – результаты применения ПОТ
Технология
Кол-во обработок
Доп. добыча тонн
Тип коллектора
Нефтяная компания
СПС
48 18800
Терр,карб
Татнефть
МГС
238 342000
Терр,карб
Татнефть
Гелеобр.состав
24 1ьь8ь
Терр,карб
Татнефть
БП-92 66 10300
Терр,карб
Татнефть
Латексно- полимерные композиции
24 54000
Терр,карб
Татнефть
Полимерные системы
13 6649
Терр,карб
Газпромнефть
Технологии применения этих систем направлены на перераспределение фильтрационных потоков закачиваемой воды. Однако общего подхода к

18 решению вопроса о перераспределении потоков воды в пласте не существует. В основном усилия направлены на выравнивание профиля приемистости (ВПП) нагнетательной скважины. Однако ВПП предполагает увеличение охвата пласта заводнением по толщине за счет искусственного уменьшения проницаемости высокопроницаемых зон, при этом в них остаются еще достаточные запасы нефти. Предлагаемый подход к применению технологий перераспределения потоков закачиваемой воды заключается в следующем. В первую очередь необходима выработка запасов нефти по площади в высокопроницаемом прослое. Только после того, как все возможные запасы будут выработаны, необходимо переходить на выработку менее проницаемых прослоев до полной выработки всего разреза месторождения. Но одной только технологией или системой эту задачу не решить. Необходимо применение комплекса технологий, направленных на увеличение охвата прослоя заводнением сначала по площади, затем по толщине. Комплекс эффективных технологий повышения нефтеотдачи пластов путем перераспределения в нем фильтрационных потоков на поздней стадии разработки нефтяных месторождений включает:
1) увеличение охвата пласта заводнением по площади (УОПЗ);
2) выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин (ВПП);
3) изоляцию подошвенной воды (ИПВ);
4) изоляцию притока воды по высокопроницаемым прослоям в добывающей скважине (ИПВВП);
5) увеличение приемистости нагнетательной скважины;
6) гидрофобизацию призабойной зоны скважины.

19 направления ее движения в нефтеносной зоне для вытеснения нефти к добывающим скважинам, что увеличивает охват пласта заводнением по площади. Промысловые испытания этой технологии с применением композиций на основе щелочного силикатного геля выполнялись на нефтяных месторождениях Республики Коми и Западной Сибири. Работы проводились в трех объединениях. Результаты представлены в таблице 1.3. Средняя удельная дополнительная добыча нефти от применения технологии УОПЗ составила более 1,7 тыс. тонн на одну скважино-операцию.
Таблица 1.3 – дополнительная добыча нефти от применения технологии УОПЗ
Объединение
Месторождение
Число обработок
Успешн ость, %
Доп. добыча нефти, тонн
ОАО
«Сургутнефтегаз»
Конитловское,
Родниковое,
Русскинское
10 100 27715
ОАО
«Ноябрьскнефтегаз»
Пограничное
1 100 1162
ОАО «Тэбукнефть»
Пашнинское,
Джьерское,
Западно-Тэбукское,
Мичаюское,
Северо-
Савиноборское
13 100 12612
Итого
24 100 41489
1.2.2 Технология выравнивания профиля приемистости
Технология выравнивания профиля приемистости (ВПП)нагнетательных скважин композициями на основе силикатных гелей испытывалась на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Пермской области.
Работы проводились в девяти объединениях (таблица 1.4).
Технология
ВПП ориентирована на перераспределение

20 гидродинамических потоков из высокопроводящей части коллектора в зону с пониженными фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС). В процессе
ВПП происходит замедление движения жидкости в высокопроводящей зоне и подключение в разработку слабо дренируемых пропластков. Средняя продолжительность эффекта ВПП 7–10 месяцев. Затем профиль приемистости возвращается в состояние, близкое к начальному.
Таблица 1.4 – дополнительная добыча нефти от применения технологии ВПП
Объединение
Месторождение
Число скважино- операций
Успеш- ность,
%
Дополнительная добыча нефти, т
ОАО
«Красноленинск нефтегаз»
Талинское месторождение
16 100 39500
ОАО
«Сургутнефтегаз»
Ершовское
8 100 45945
ОАО
«Нижневартовск- нефтегаз»
Самотлорское,
Мыхпайское
27 100 119051
ТПП
«Урайнефтегаз»
Даниловское,
Мортымья-
Тетеревское
11 100 99300
ОАО «Ноябрьск- нефтегаз»
Западно-
Ноябрьское,
Муравленковское,
Пограничное
Покамасовское,
Урьевское
27 93 21299
ТПП «Лангепас- нефтегаз»
Южно-
Покачевское,
Лас-Еганское и др.
29 100 41760
ОАО «Татнефть»
Ромашкинское
24 73 17787
ООО «Лукойл-
Пермнефть»
31 94 31000

21
ОАО
«Мегионнефтегаз»
Аригольское,
Мегионское,
Аганское,
Южно-Аганское,
Мыхпайское,
Максимкинс- кое, Ватинское,
Северо-Покурское,
Узунское,
Покамасовское,
Ново-Покурское
128 86 102148
Итого
301 517790
1.2.3 Технология изоляции притока воды по высокопроницаемым
прослоям
Технология изоляции притока воды по высокопроницаемым прослоям в добывающей скважине (ИПВВП)
композициями на основе щелочно- силикатного геля была испытана на нефтяных месторождениях Западной
Сибири и Казахстана. Работы проводились в пяти объединениях (таблица 1.5).
Средняя удельная дополнительная добыча нефти от технологии ИПВВП составила более 800 т на одну скважино-операцию.
Таблица 1.5 – дополнительная добыча нефти от применения технологии
ИПВВП
Объединение
Месторождение
Число обработок
Успешность %
Доп.добыча нефти, тонн
1 2
3 4
5
ОАО
Нижневартовск нефтегаз
Самотлорское
1 100 1692
ОАО
Сургутнефтегаз
Конитловское
1 100 1594

22
Окончание таблицы 1.5 – дополнительная добыча нефти от применения технологии ИПВВП
1 2
3 4
5
ОАО
Ноябрьск- нефтегаз
Западно-
Ноябрьское,
Пограничное
12 93 12169
ТПП Лангепас- нефтегаз
Урьевское
1 100 411
ПФ
УзеньМунайГаз
Узеньское и
Карамандыбаское
187 95 154462
Итого
202 170328
1.2.4 Технология изоляции подошвенной воды
Технология изоляции подошвенной воды (ИПВ)
в добывающих скважинах композициями на основе силикатных гелей была реализована одновременно с обработкой призабойной зоны (ОПЗ) на Самотлорском нефтяном месторождении ОАО «Нижневартовскнефтегаз». По этой комбинированной технологии были проведены семь скважино-операций и дополнительно получено 77431 т нефти. Удельная технологическая эффективность составила более 11 тысяч тонн дополнительно добытой нефти на одну скважино-операцию.
1.2.5 Технология очистки призабойной зоны пласта
Технология очистки призабойной зоны пласта от капиллярно-связанной воды с последующим изменением смачиваемости предусматривает удаление из низкопроницаемой зоны капиллярно-связанной воды и изменение смачивания этой зоны, что увеличивает поток нефти и сокращает поток воды.
Промысловые испытания технологии выполнялись на нефтяных месторождениях Западной Сибири и Татарстана. Работы проводились в пяти