Применяемые реагенты.

Полимер - частично гидролизованные полиакриамиды (ПАА): порошкообразные РДА-1020 («Nitto Chemical», Япония), CS-6 («Sanyo Chemical», Япония), Пушер-500 («Day Chemical», США) и гелеобразный ПАА (Ленинск-Кузнецкий завод полукоксования).

Глина является материалом для приготовления глинистой суспензии. В технологии используется глинопорошок, применяемый при приготовлении буровых растворов (ПБ - порошок бентонитовый).

Параметры технологических жидкостей, образующих ПДС и МПДС, зависят от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и состояния выработки запасов нефти. Общие объемы закачки компонентов ПДС существенно зависят от приемистости водонагнетательной скважины, а также от общей и работающей толщи пластов. Рабочая концентрация водного раствора ПАА колеблется в пределах от 0,5 до 1,0 кг/м³, а содержание глины в суспензии — от 20 до 60 кг/ м³ и зависит от удельной приемистости скважины на единицу работающей толщины пласта.

Закачивание компонентов ПДС и МПДС в пласт осуществляется через нагнетательные скважины за 4— 5 равных по объему циклов в следующей последовательности: раствор ПАА — буферный объем воды (5— 10 м3) — глинистая суспензия — буферный объем воды (5— 10 м3). В циклах соотношение объемов раствора ПАА и глинистой суспензии берется равным 1:1. После закачки последней оторочки глинистой суспензии закачивается не менее половины объема (одного цикла) раствора полиакриламида. В случае использования модифицирующих добавок водные растворы последних в количестве 15— 20 % от суммарного объема технологических жидкостей вводятся в пласт в начале процесса.

Общий объем V технологических жидкостей без буферной воды по результатам промысловых экспериментов рекомендовано определять по формуле

V = Z*Q_B, (1)

где Z — постоянная, зависящая от удельной приемистости скважины и определяемая по табл. 1; Q_В — приемистость нагнетательной скважины при давлении нагнетания на устье 10 МПа, м³/сут.

Таблица 1

Оптимальные значения концентраций химпродуктов предварительно оценены путем проведения лабораторных исследований в свободном объеме и способом фильтрации в пористой среде. Эти параметры уточнялись и в процессе промысловых экспериментов, по результатам которых составлена табл. 1.

Приготовление и закачивание технологических жидкостей может производиться по «разовой» схеме в остановленную скважину (рис. 7.4). При этом с помощью насосных агрегатов и других технических средств технологические жидкости с рабочей концентрацией полимера [0,5- 0,1 {по массе)] и глинистой суспензии (20— 80 кг/м3) готовят на скважине.

В некоторых случаях закачивание ПДС целесообразно в работающие водонагнетательные скважины без их остановки по «проточной» схеме (рис. 7.5). При этом на скважину доставляются концентрированные растворы полимера, глинистой суспензии и модифицирующих химических продуктов.

Дозирование концентрированного раствора ПАА и концентрированной глинистой суспензии в нагнетаемую в пласт воду осуществляется со скоростью, обеспечивающей расчетный массовый расход ПАА и глинопорошка.

Для осуществления работ по приготовлению и закачиванию технологических жидкостей, образующих ПДС и МПДС используется комплекс технических средств и специального оборудования.

КУДР (Комплекс Установок подготовки, Дозирования и закачки химических Реагентов с автоматизированной системой управления) или смесительная установка или эжектор (смешение ПАА и приготовление глинистой суспензии), накопительная емкость (бак установки ЦА-310 или АЦ-10 - растворение ПАА в воде), насосная установка (Азинмаш-30А, ЦА-320А - закачка готовых растворов) и автоцистерны для доставки реагентов на скважины.

Перед началом процесса нагнетания технологических жидкостей собирают и опрессовывают технологическую линию при давлении, в 1,5 раза превышающем рабочее давление, возникающее в процессе выполнения работ по технологии.

Комплекс подготовительных операций включает следующие работы:

промывку скважины технической водой;

проведение комплекса геофизических исследований, в том числе определение приемистости скважины;

исследование технического состояния скважины, герме­тичность колонны, отсутствие заколонных перетоков, отсутствие зумпфа и др.; устранение выявленных недостатков.

Процесс закачки технологических жидкостей осуществляется непрерывно. После завершения закачки всего объема ПДС производится нагнетание воды в объеме не менее 30 м³, и скважина включается в работу.

При закачке компонентов ПДС в пласт давление нагнетания не должно превышать допустимого на эксплуатационную колонну. В случае резкого повышения давления процесс закачки приостанавливается и скважина переводится на нагнетание в пласт чистой воды до снижения давления. После восстановления режима процесс закачки технологических жидкостей возобновляется.

Как показали результаты многочисленных промысловых испытаний, оптимальное количество циклов равно 4 или 5. Тогда объемы закачки технологических жидкостей определяют путем деления общих объемов их на операцию на количество циклов.

Для образования модифицированных ПДС перед циклическим закачиванием компонентов ПДС перед закачиванием раствора полимера в пласт закачивают водный раствор модифицирующего реагента в количестве до 15 - 20 % от общего объема раствора полимера и суспензии глин.

Технологическую эффективность обработки участков ПДС следует оценивать с помощью следующих показателей:

· уменьшение содержания воды в добываемой жидкости из реагирующих скважин или сокращение темпа роста обводненности;

· снижение объемов добычи попутной воды по опытным участкам;

· продолжительность существования положительного эффекта в показателях работы реагирующих добывающих скважин;

· дополнительная добыча нефти за счет улучшения степени выработки геологических запасов;

· сокращение объемов закачки воды для ППД за счет уменьшения отборов жидкости в результате ограничения движения воды по высокопроницаемым промытым пропласткам.

Опыт применения ПДС

На первом этапе промысловых испытаний полимердисперсные системы применялись для обработки обводненных ин­тервалов пласта и пропластков через добывающие скважины 5799, 8003, 16375 (НГДУ «Альметьевскнефть») и скв. 6627 (НГДУ «Джалильнефть») Ромашкинского месторождения. Основная задача экспериментальных работ состояла в изучении возможности закачки технологических жидкостей для образования ПДС и снижения обводненности добываемой жидкости. В продуктивные пласты циклически закачивались раствор ПАА и глинистая суспензия. Давление нагнетания изменялось от 10 до 15 МПа в пласты девонского горизонта и в пределах от 6 до 8 МПа - верхнего карбона. При этих режимах в обводненные пласты было закачано 160- 220 м3 ПДС.

Скважины осваивались через 48 - 72 ч после обработки. В трех из пяти скважин, обработанных ПДС, произошло сокращение добытой попутной воды на 10- 22 % и прирост дебита по нефти от 10 до 20 %. Одна обработка оказалась неэффективной (скв. 16375).

За четыре месяца эффективной работы из скв. 8003 после обработки ПДС дополнительно было извлечено свыше 100 т нефти за счет снижения обводненности добываемой жидко­сти, объем попутной воды был сокращен на 1700 м3, а в скв. 6627 добыто 388 т нефти при уменьшении объема попутной воды на 20,7 тыс. м3.

Таким образом, промысловые испытания в добывающих скважинах подтвердили фильтруемость технологических жидкостей, образующих ПДС в терригенных пластах с проницаемостью 0,38 - 0,68 мкм2, и показали избирательность их действия на обводненную часть пласта. Кроме того, результаты этих исследований являются доказательством принципи­альной возможности воздействия водоизолирующим составом на удаленные зоны частично обводненного пласта через добывающие скважины.

Всего за 1985-1992 гг. была проведена закачка ПДС в нагнетательных 318 скв. Ромашкинского месторождения. Дополнительная добыча нефти составила 772 тыс. т. или 2428 т а одну скважино-обработку.

Применение ПДС также привело к значительному сокращению добычи попутной воды, что является свидетельством возможности применения указанной технологии для регулирования процессов заводнения нефтяных залежей.

На Акташской площади Ново-Елховского месторождения за 1993-1999 гг в результате закачки ПДС и МПДС в девонские пласты дополнительно добыто 101 тыс. т. нефти, при снижении попутно добываемой воды на 1074 тыс. м3.

За 1986- 1992 гг. в Западной Сибири на Самотлорском месторождении были выполнены закачки ПДС на 123 опытных участках, в результате чего получена дополнительная добыча нефти в количестве 664,1 тыс. т, или 5,4 тыс. т на одну скважино-обработку.

За 1986— 1993 гг. на объектах ПО «Лукойл-Лангепас-нефтегаз» было произведено 218 обработок с применением ПДС. За счет улучшения охвата пластов воздействием пластовой воды дополнительно добыто 911 тыс. т нефти, в том числе на одну скважино-обработку — 4,18 тыс. т.

Применение модифицирующих ПДС в карбонатных отложениях нефтяных месторождений республик Татарстан, Коми, Удмуртии и Башкортостан на 40 опытных участках позволило извлечь за счет улучшения охвата неоднородных пластов воздействием закачиваемой воды более 70 тыс. т дополнительной нефти. На месторождениях ОАО «Татнефть», АНК «Башнефть», «Удмуртнефть» дополнительно за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев неоднородных пластов удалось извлечь 43,688 тыс. т нефти, что составляет в среднем 1680 т на один обработанный участок.

На участке нагнетательной скв. 4643 Архангельского месторождения за 6 лет после проведения обработки МПДС дополнительно извлекли 4635 т при продолжающемся эффекте, подтвердив тем самым целесообразность применения таких обработок и в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам.

Выводы из проведенных исследований на опытных участках:

1. Эффективность ПДС зависит от степени неоднородности разреза. Проницаемость малоохваченных или неохваченных пропластков в разрезе должна быть ниже основного пласта в 2, о не более, чем в 8 раз.

2. Эффективность применения ПДС зависит от литологического состава пропластков. Если слабо или неохваченные заводнением пропластки представлены песчаниками (проницаемость более 0,2 мкм²), эффект от ПДС проявляется через 3-6 мес., а если малопродуктивными коллекторами, то через 9-15 мес.

Системное внедрение методов УНП, основанных на изменении фильтрационного сопротивления промытых зон пласта, приводит к уменьшению и стабилизации уровней закачки и отбора жидкости, вследствие уменьшения проводимости высокопроницаемых зон пласта.

Таким образом, методы УНП, основанные на увеличении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых промытых зон коллектора, являются методами совершенствования заводнения.

Отмечается, что для повышения охвата пласта заводнением практикуется закачка материалов двух типов:

1) химически активных веществ;

2) суспензий твердых частиц горных пород и других материалов.