Оценка имеющегося технологического потенциала и долгосрочных тенденций повышения нефтеотдачи НГДУ «Быстринскнефть»

При закачке водной дисперсии маслорастворимых ПАВ в пласте на фронте вытеснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, хорошей нефтевытесняющей способностью и вязкостью, близкой к вязкости нефти, что увеличивает коэффициент вытеснения и охват пласта заводнением.

Реализация технологии применения водной дисперсии АФ₉-6 осуществляется путем нагнетания в пласт оторочки дисперсии НПАВ и последующего продвижения ее технической или сточной водой, подаваемой через систему ППД.

Размер создаваемой в  пласте оторочки выбирается по результатам  промысловых исследований и в  зависимости от конкретных геолого-физических условий уточняется и составляет величину не более 1 % порового объема.

Концентрация АФ₉-6 в оторочке составляет 5-10 % мас. В технологическом процессе используются материалы и оборудование, выпускаемое отечественной промышленностью.

Применение водорастворимых поверхностно-активных веществ

Сущность метода применения водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) основана на повышении нефтевытесняющих свойств воды и активизации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемой водой и уменьшения краевых углов смачивания.

Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти.

Закачка водорастворимых ПАВ осуществляется либо путем долговременной дозированной закачки с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой (0,05 %) концентрации, либо путем разовой закачки малых объемов растворов высокой (5-10 %) концентрации ПАВ в отдельные нагнетательные скважины. В качестве водорастворимых ПАВ используются ПАВ типа ОП-10, АФ₉-12.

Преимуществами разовой  технологии являются высокая эффективность  и ускорение работ с учетом постепенного размыва концентрированной  оторочки, разрушаемой в пласте закачиваемой водой. Используются 5-10% растворы ПАВ  с оторочкой 0,005 - 0,010 порового объема пласта. Увеличение коэффициента нефтеизвлечения при первичном заводнении составляет 4,5%.

Применение капсулированных  полимерных систем.

Технология предназначена  для обеспечения регулирования  процесса разработки в неоднородных и многопластовых коллекторах, увеличения нефтеотдачи и сокращения сроков разработки объектов воздействия с выходом на запланированный коэффициент нефтеотдачи.

Разработанная технология предлагает использование полимерной композиции, представляющей собой полимерный раствор  с добавлением солей алюминия. Введение солей алюминия в полимерный раствор при оптимальном соотношении  позволяет получить на основе гетерофазной сшивки макромолекул капсулированные полимерные системы. Размер полимерных капсул составляет 0.1-10мкм.

Механизм действия модифицированного  полимерного заводнения заключется в том, что капсулы сшитого полиакриламида временно закупоривают по глубине пласта высокопроницаемые участки, тем самым изменяют направление движения воды в слабо дренируемые зоны пласта. В результате достигается повышение охвата заводнением.

Для реализации технологии требуется специальная установка  для приготовления и закачки  полимерной композиции в водоводы высокого давления нагнетательных скважин. В  случае отсутсвия установки испытание технологии предполагается осуществить путем использования существующих на промыслах технологических средств.

Применение композиций ДКМ.

Технология предназначена  для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счёт увеличения охвата пластов заводнением, которое достигается путём предварительного блокирования высокопроницаемых обводнившихся зон пластов вязкоупругими сшитыми системами и последующего перераспределения фронта заводнения на неохваченные ранее воздействием продуктивные пропластки.

Технологию рекомендуется  применять при разработке нефтяных месторождений в НГДУ «Быстринскнефть», представленных неоднородными по проницаемости коллекторами. Для сравнения микробиологического воздействия с другими третичными методами ПНП рассмотрим таблицу 2.1.

 

Таблица 2.1

 

Сравнение эффективности  некоторых МУН на объектах Западно-Лениногорской площади на 1 января 2012 г. НГДУ «Быстринскнефть»

 

Наименование мероприятия	2008 г		2009 г		2010 г		2011 г
	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т	кол-во скв.	доп. добыча нефти,т
ЩСПК + ГОК		330	2	265	1	2522	2	3099
Микробиологическое воздействие	1	6363	23	4935	12	8167	3	7482
Оторочка серной кислотой		0		0		0		0
Оторочка раствора ПAB					2	19		0
ТатНО-2000-03 (Латекс)			1	15		1069		893
ЩСПК + ГОК		1077		657	6	10891
Микробиологическое воздействие		2549		457	71	44897
Оторочка серной кислотой		0		0	1	3501
Оторочка раствора ПAB		0		0	2	19
ТатНО-2000-03 (Латекс)		581		0	1	2558

 

Из таблицы видно, что  микробиологическое воздействие было проведено в 71 нагнетательных скважинах. В результате суммарная дополнительная добыча за период с 2008 г по 2012 г составила 44897 т, что в среднем на одну скважину - 632 т.

Метод ЩСПК + ГОК принес дополнительную добычу 10891 т, в среднем на одну скважину - 1815 т.

При закачке серной кислоты  в одну нагнетательную скважину дополнительная добыча составила 3501 т.

Оторочка раствора ПАВ  оказалась наименее эффективным  мероприятием, т.к. принесла всего лишь 19 т дополнительной добычи.

Применение мероприятия  ТатНО-2008-2011 гг. позволило получить дополнительную добычу 2558 т.

В результате проделанного анализа видно, что микробиологическое воздействие мало эффективно и это способствовало отказу НГДУ «Быстринскнефть» от данного мероприятия.

 

 

 

2.2. Определение требований  к технологическому набору методов  повышения нефтеотдачи и эффективности производств НГДУ «Быстринскнефть»

2.2.1. Выбор участка

 

Технология МБВ-М реализуется  на нагнетательных скважинах, находящихся  под закачкой как пресных, так и минерализованных вод.

Объект разработки – залежи нефти  в терригенных коллекторах, разрабатываемые  с использованием заводнения.

Оптимальные геолого-технические  условия участков для применения технологии МБВ-М следующие:

- система разработки – внутриконтурное заводнение;

- проницаемость – не менее 0,1 мкм²;

- обводненность добывающих скважин участка воздействия – от 60% до 98%;

- пластовая температура – не  более 50 °С;

- нефтенасыщенная толщина пласта – от 2 м до 10 м;

- приемистость нагнетательных  скважин (при Р = Р_доп – 25 %) – не менее 100 м³/сут;

- вязкость нефти в пластовых  условиях – от 3 до 50 мПа×с

- плотность закачиваемой воды  на участке воздействия – не  более 1150кг/м³;

- плотность воды, используемой  для получения микробиологического  раствора – не более 1065 кг/м³;

Технологический процесс (ТП) осуществляется через скважину имеющую герметичную эксплуатационную колонну, исправную устьевую арматуру, зумпф не менее 5 м, позволяющий проводить комплекс промысловых геофизических исследований (ПГИ), характеризующуюся отсутствием заколонных перетоков.

Непосредственно перед началом  работ (но не позднее, чем за сутки) скважина подключается под закачку воды с целью выхода на установившийся режим работы.

Выбор скважины для технологии МБВ-М осуществляется геологической  службой НГДУ совместно с разработчиками технологии исходя из геолого-промысловых данных и критериев применимости технологии и утверждается главным геологом НГДУ «Быстринскнефть».

 

2.2.2. По методу "прямого"  счета

 

Эта методика может применяться  для экспортной оценки эффекта МУН. Суть методики представлена в таблице 2.2.

 

Таблица 2.2

 

Показатели работы (нагнетательная скважина № 1) НГДУ «Быстринскнефть»

 

Дата	Добыча за месяц, тыс.т		Дата	Добыча за месяц, тыс.т
	нефть	вода		нефть	вода
июл.10	345	9265	июл.11	371	8670
авг.10	268	9245	авг.11	359	8569
сен.10	257	8600	сен.11	336	8963
окт.10	249	7669	окт.11	264	8863
ноя.10	276	10604	ноя.11	255	10203
дек.10	286	10887	дек.11	218	10463
янв.11	323	7956
фев.11	281	7688
мар.11	321	8941
апр.11	354	8583
май.11	363	8837
июн.11	319	8487

В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем  месяц (07.2010) на 1 год раньше месяца начала воздействия МУН (07.2011), т.е. в качестве ближней предыстории берем 12 месяцев.

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 12 месяцев предыстории (3642 т) и среднемесячную добычу в  этот период (303,5 т). Для определения наличия тренда и его надежности рассчитываем коэффициент ассоциации Юла:

 

 

где а, б, в, г – количество точек в соответствующих квадрантах. Если К_аЮл > 0,7, считают тренд установленным и достаточно надежным.

Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

 

 

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

 

Таблица 2.3

 

Показатели работы (нагнетательная скважина № 2) НГДУ «Быстринскнефть»

 

Дата	Добыча за месяц, тыс.т		Дата	Добыча за месяц, тыс.т
	нефть	вода		нефть	вода
фев.10	358	1436	июн.11	429	1105
мар.10	409	1622	июл.11	486	1123
апр.10	395	1463	авг.11	545	1163
май.10	433	1385	сен.11	645	1569
июн.10	385	1365	окт.11	359	948
июл.10	432	1557	ноя.11	469	1257
авг.10	435	1598
сен.10	635	1077
окт.10	590	1035
ноя.10	347	1385
дек.10	352	1465
янв.11	501	1135
фев.11	461	1159
мар.11	440	1335
апр.11	413	1315
май.11	487	1254