close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Комплексное физико-химическое воздействие при эксплуатации сложнопостроенных коллекторов как способ регулирования разработки нефтяных месторождений.

код для вставкиСкачать
УДК 622.276
Н. А. Черепанова (к.т.н., нач. отд.)1, А. С. Чинаров (к.т.н., гл. спец.)2, Н. М. Токарева (преп.)3
Комплексное физикохимическое воздействие при эксплуатации
сложнопостроенных коллекторов как способ регулирования
разработки нефтяных месторождений
1
ООО «КогалымНИПИнефть»,
отдел химикоаналитических исследований
628481, г. Когалым, ул. Дружбы Народов, 15; тел./факс (34667) 62962,
email: cherepanova@nipi.ws.lukoil.com
2
ОАО «Газпромнефть»,
отдел ПМР месторождений ТПДН «Ноябрьскнефть»
190000, г. СанктПетербург, ул. Галерная 5а; тел. (+7 812) 3136924 (*3348),
email: chinarov.AS@gazpromneftntc.ru
3
Уфимский государственный нефтяной технический университет,
кафедра разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений
450062, г. Уфа, ул. Кольцевая 9; тел. (347) 2609871, email: tokareva_n_m@mail.ru
N. A. Cherepanova1, A. S. Chinarov2, N. M. Tokareva3
Complex physical and chemical influence at operation of difficult
collectors as a way of regulation of working out of oil deposits
1
OOO «KogalymNIPIneft»
15, Dryzhby Narodov Str., Kogalym, Russia, 628481; ph. (34667) 62962,
email: cherepanova@nipi.ws.lukoil.com
2
OAO «Gasprom Neft»
5a, Galernaya Str., StPeterburg, Russia, 190000; ph. (+7 812) 3136924 (*3348),
email: сhinarov.AS@gazpromneftntc.ru
3
Ufa State Petroleum Technological University
9, Kolcevaya Str., Ufa, Russia, 450062; ph. (347) 2609871; email: tokareva_n_m@mail.ru
Проведен анализ эффективности применения
сшитых полимерных составов на объектах мес
торождений Когалымской группы, построена
статистическая зависимость для прогноза эф
фективности воздействия на пласт. Полученная
зависимость при сходных геологотехнических
параметрах позволяет оптимизировать выбор
скважин для проведения обработки композицией
сшитых полимерных составов с наполнителем.
The analysis of efficiency of application of cross
linked polymeric structures on objects of
Kogalymsky deposits is carried out. Statistical
dependence for the forecast of efficiency of
influence for a layer is constructed. The received
dependence at similar geologotechnical
parametres allows to optimise a choice of chinks
for processing by a composition of crosslinked
polymeric structures with aggregate.
Ключевые слова: полимер; приемистость;
разработка; состав; технология; физикохими
ческий; эффективность.
Key words: composition; development; efficien
cy; intake capacity; physicochemical; polymer;
technology.
Для повышения эффективности и регули
рования разработки нефтяных месторождений
на поздней стадии используются гидродинами
ческие и физикохимические методы 1, одной
из разновидностей которых являются потоко
отклоняющие технологии комплексного воз
действия, направленные как на повышение
охвата пласта заводнением, так и на увеличе
ние коэффициента вытеснения 2,3.
Технология комплексного физикохими
ческого воздействия подразумевает закачку в
пласт составов, содержащих композицию реа
гентов с нефтевытесняющими и водоизолиру
ющими свойствами, направленных на перерас
пределение фильтрационных потоков в пласте
и доотмыв пленочной нефти, – это сшитые
полимерные системы, полимердисперсные со
Дата поступления 05.03.11
24
Башкирский химический журнал. 2011. Том 18. № 2
ставы, составы на основе жидкого стекла и
алюмосиликатов, а также интенсифицирую
щие композиции, например, ПАВкислотный
состав,кислотный поверхностноактивный со
став, кислотная микроэмульсия, композиции
ИХН.
В сшитых полимерных составах в каче
стве полимера могут быть использованы поли
сахариды, карбоксиметилцеллюлоза или син
тетические полимеры, предпочтение среди ко
торых отдается полиакриламиду. Полиакрила
мид (ПАА) – полимер линейного строения,
состоящий из мономерных звеньев акрилами
да, часть которых путем гидролиза превраща
ют в акрилат натрия. Молекулы частично
гидролизованного ПАА представляют собой
гибкоцепные структуры и являются поли
электролитом.
CH2
CH
CH2
C O
C O
NH2
CH
m
Na
O
n
Для технологий повышения нефтеотдачи
пластов молекулярная масса полимера долж
на быть не ниже 0.1×106, верхний предел моле
кулярной массы лимитируется растворимос
тью полимера. Для поддержания растворимос
ти полимера в минерализованных пластовых
водах содержание карбоксильных групп нахо
дится в пределах 4–15 %. При степени гидроли
за более 15% эффективность сшивки снижается.
Для образования сшитого полимера при
меняют соединения поливалентных металлов,
в которых металл способен уменьшать свою
валентность в присутствии восстановителя.
В качестве сшивающего агента чаще всего при
меняются хроматы и бихроматы щелочных ме
таллов или аммония. Восстановителями слу
жат серосодержащие соединения, гидрохинон,
хлорид железа и др.
Для высокотемпературных пластов опти
мальным сшивающим агентом является комп
лексообразующий реагент, содержащий катио
ны поливалентного металла и анионыингиби
торы, такие, как ацетат, цитрат, фосфат, тарт
рат 2. В отечественной практике распространено
применение в качестве сшивателя ацетата хро
ма. При взаимодействии линейных систем со
сшивателями образуются комплексные связи
между цепочками полимеров.
~(
CH2
CH
)~
O
C O Cr O C
O ~( CH CH2
O
)~
C O
~(CH2
CH
)~
Это взаимодействие создает сшитую геле
вую систему из раствора полимера, превращая
его в псевдопластический или вязкоупругий
материал.
Образование гидрогелей из растворов по
лиакриламида происходит в результате взаи
модействия ионов хрома с активными центра
ми молекул полимера за счет реализации 2 ти
пов взаимодействий:
1. Межмолекулярный тип – связывает не
сколько молекул полимера между собой, обра
зуя полимерную сетку, и является основой
трехмерного геля. Межмолекулярная сшивка
ограничивает деформацию геля и управляет
упругостью сетки. Поэтому данный вид взаи
модействий определяет упругие свойства и ка
чество геля.
2. Внутримолекулярный тип – взаимодей
ствие между активными центрами, находящи
мися на некотором расстоянии друг от друга
на одной молекуле полимерной цепи. Взаимо
действия данного типа не участвуют в образо
вании пространственной сетки и мало влияют
на упругость геля. При этом гибкие полимер
ные цепочки посредством внутримолекуляр
ной сшивки принимают боле компактную кон
формацию в условиях наложения внешнего
напряжения и сохраняют возможность восста
новления структурной сетки.
Комплексные потокоотклоняющие техно
логии нашли широкое применение на место
рождениях Когалымского региона.
В табл. 1 приведена эффективность при
менения технологии на основе сшитых поли
мерных составов на пласты группы БС10
и БС11 ТевлинскоРусскинского, ЮжноЯгун
ского и Дружного месторождений.
В ходе анализа полученных промысловых
данных оптимальной областью применения
сшитых композиций на основе полиакрилами
да признаны участки с проницаемостью более
0.1 мкм2, пластовой температурой до 70 оС
и средними значениями коэффициента при
емистости.
Башкирский химический журнал. 2011. Том 18. № 2
25
Таблица 1
Эффективность сшитых полимерных составов в различных геологопромысловых зонах
Эффективность
Коэффициент
Проницаетекущей нефте- Обводненмость,
Дополнительная
насыщенности, ность, %
Успешность, %
2
мкм
добыча, т/скв
д.е.
Номер
зоны
% обработок
1
15.7
0.574
57.2
0.296
79
2421.5
2
32.2
0.528
49.5
0.147
74
1903.7
3
36.3
0.477
65.8
0.055
59
1020.3
4
15.7
0.466
66.2
0.019
53
561.0
Проведенные исследования по совершен
ствованию полимерных составов послужили
основой создания сшитых полимерных соста
вов с наполнителем (СПС + наполнитель).
Сущность метода заключается в закачке
через нагнетательные скважины в пласт ком
позиций, содержащих полимер акриламида
(ПАА), сшиватель и нерастворимый в водных
растворах наполнитель. В пластовых условиях
данные композиции образуют гидрогели,
структурированные твердыми частицами на
полнителя. Введение в сшитые полимерные
составы твердого наполнителя позволяет полу
чить более прочные гидрогели, способные вы
держивать повышенные деформации, оказыва
емые нагнетаемой водой 4.
Применяемые материалы:
– Порошкообразный полимер акрилами
да, удовлетворяющий следующим требовани
ям: молекулярная масса 5–15 млн; содержа
ние карбоксильных групп – 3–12 %; содержа
ние остаточного акриламида – не более 0.1%;
время растворения в минерализованной воде
(20 г/л) – не более 2 ч; содержание основного
вещества – не менее 90%;
– Сшиватель ацетат хрома (АХ) с содер
жанием основного вещества 50%, плотность
1.3 г/см3;
– Кремнеземный наполнитель белая сажа
БС120 (ГОСТ 1830778), либо тонкодисперс
ный химически осажденный карбонат каль
ция (ГОСТ 1749872).
Широкая апробация технологии в про
мысловых условиях проведена на Тевлинско
Русскинском месторождении. Для внедрения
были специально подобраны нагнетательные
скважины с высокой производительностью №№6433, 6434, 6435. Опытный участок, выб
ранный для испытания состава сшитого поли
мерного состава с наполнителем, работает по
пласту БС102+3 . Характеристика участка вне
дрения приведена в табл. 2. Результаты вне
дрения приведены в табл. 3.
26
Таблица 2
Характеристика участка внедрения
технологии СПС с наполнителем
Наименование параметра
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
Плотность пластовой воды, г/см3
Эффективная толщина пласта, м
Коэффициент проницаемости, мкм2
Пористость, %
Коэффициент расчлененности пласта, б/м
Значение
1.54
1.013
26.5
0.11
19.79
19
Начальные балансовые запасы, тыс. т
7444.2
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т
3528.6
КИН, д.е.
0.474
Текущая нефтеотдача, д.е.
0.296
Степень выработки запасов, %
Средняя обводненность
продукции по участку, %
62.6
57.5
Средний дебит нефти по участку, т/сут
47.8
Водонефтяной фактор, д.е.
0.57
2207.43
Накопленный отбор нефти, тыс. т
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с
3
Плотность закачиваемой воды, г/см
1.54
1.016
Производительность скважин до обработ
ки составляла 864, 690, 751 м3/сут при устье
вом давлении нагнетания 11; 9.0 и 9.5 МПа
соответственно. По результатам геофизичес
ких исследований (табл. 4) на момент проведе
ния работ по скважинам отмечается небольшая
работающая толщина по сравнению с перфо
рированной нефтенасыщенной мощностью.
Закачиваемый агент в скважинах принимают
5.5, 11.5 и 5.9 м из 35.6, 43 и 32 м перфориро
ванной толщины.
В результате воздействия производитель
ность обработанных скважин снизилась на 27,
30 и 23%, что свидетельствует о повышении
фильтрационного сопротивления в водопро
мытых каналах.
Приведенные данные свидетельствуют о
перераспределении фильтрационных потоков
и подключении в разработку дополнительных
интервалов после проведения закачки сшитых
полимерных составов с наполнителем. По сква
Башкирский химический журнал. 2011. Том 18. № 2
Таблица 3
Результаты замеров производительности нагнетательных скважин
до и после закачки композиции
3
Производительность , м /сут
до обработки
после обработки
Давление
нагнетания,
МПа
950
864
630
11.0
850
690
480
9.0
948
751
575
9.5
Номер
скважины
Объем
3
закачки, м
6433
6434
6435
Таблица 4
Результаты ГИС в нагнетательных скважинах опытного участка
ТевлинскоРусскинского месторождения
Работающий интервал, м
До обработки
После обработки
Интервал
%
м
Интервал
%
2646–2647.2
18
2647.2–2649
7
2646–2649
24
2651–2653
8
5.5
2651–2653.5
76
2653–2653.8
50
2658.4–2664
17
№ скважины
Интервал перфорации
6433
2646–2649
2651–2666
2667.4–2674
2675–2686
6434
2494–2500
2501–2507
2508–2530
2532–2537
2581–2585
2495.5–2496.7
2496.7–2500
2504–2507
2520–2524
51
25
12
12
11.5
6435
2509–2519
2521–2543
2509.0–2510.7
2513.3–2515.7
2521.0–2522.8
71
24
5
5.9
2509–2511
2512.8–2517
2522.8–2525
68
21
11
м
11.4
8.4
Таблица 5
Расчет дополнительной добычи нефти различными методами
Дополнительная
Продолжительность
Метод
Уравнение
добыча нефти, т
эффекта, мес.
–1/2
Пирвердяна
Vн = а + bVж
19155
14
СипачеваПосевича
Сазонова
Прямой счет
Vж/Vн = а + bVж
35924
16
Vн = а + b lnVж
35570
16
ΣQнi/i
14416
14
жине №6433 после обработки дополнительно
приобщено 2 низлежащих интервала мощнос
тью 5.9 м при одновременном снижении интен
сивности работы среднего интервала с 76
до 8%. В скважине №6435 нижний принимаю
щий интервал увеличился на 2.5 м при сниже
нии интенсивности верхних работающих ин
тервалов. Прогноз дополнительной добычи не
фти производился по моделям Сазонова, Си
пачеваПосевича и Пирвердяна. Наилучшие
результаты по аппроксимации характеристик
вытеснения получены по методу Пирвердяна.
Также произведены расчеты по методу прямо
го счета. Результаты полученной дополнитель
ной добычи на основе перечисленных моделей
приведены в табл. 5.
На основе проведенных расчетов можно
убедительно констатировать положительную
реакцию окружающих добывающих скважин
после применения предложенного состава
с наполнителем. В соответствие с проведенны
ми расчетами продолжительность воздействия
составляет 14–16 месяцев, в течение которых
дополнительно добыто не менее 14400 т нефти.
С 2007 г. на ТевлинскоРусскинском мес
торождении начато промышленное внедрение
технологии СПС с наполнителем, что связано
с необходимостью использования кольматиру
ющих составов в связи с массовыми прорыва
ми нагнетаемой воды по первым рядам добы
вающих скважин и их резким обводнением.
В 2007 г. проведено 45 обработок по техноло
Башкирский химический журнал. 2011. Том 18. № 2
27
Таблица 6
Пределы изменения геологофизических и технологических параметров
по скважинам, на которых проводилось воздействие композицией сшитых
полимерных составов с наполнителем
Значение
Параметр
Объем закачки Vзак, м
Толщина пласта, Нпл, м
Эффективная работающая
толщина Нэфф, м
3
Приемистость по ГИС Qприем, м /сут
Устьевое давление закачки
Рзак.у, атм
Удельный коэффициент приемистости на метр работающей
3
толщины Кприем.уд, м /МПа⋅м
Коэффициент приемистости
3
Кприем, м /МПа⋅м
минимальное
максимальное
среднее
Стандартное
отклонение
560.00
1104.00
800.00
38.30
670.00
23.22
64.00
6.78
1.60
23.60
7.33
4.92
95.00
960.00
447.19
235.60
8.10
133.40
56.24
25.97
0.44
13.18
3.11
3.17
0.13
1.87
0.66
0.37
Нэфф/Нпл, доли ед.
0.04
0.83
0.32
0.19
Коэффициент пористости Кпор, %
Коэффициент проницаемости
Кпр.ср, мД
Количество слоев N, ед.
Нmax/Нmin, доли ед.
18.60
22.70
20.52
1.19
6.90
248.10
56.86
61.18
2.00
0.02
49.00
0.74
15.42
0.17
11.30
0.17
Таблица 7
Результаты определения коэффициентов множественной регрессии по скважинам,
на которых проводилось воздействие по технологии сшитых
полимерных составов с наполнителем
Функция
отклика
Параметры для множественной регрессии
Коэффициенты
при регрессорах
Обозначение
Расчетная добыча (по модели), Qдоп, т/мес.
Объем закачки Vзак, м
Толщина пласта, Нпл, м
Эффективная работающая толщина Нэфф, м
3
Приемистость по ГИС Qприем, м /сут
Устьевое давление закачки Рзак.у, атм
Удельный коэффициент приемистости на метр ра3
ботающей толщины Кприем.уд, м /МПа⋅м
3
Коэффициент приемистости Кприем, м /МПа⋅м
Нэфф/Нпл, доли ед.
Коэффициент пористости Кпор, %
Коэффициент проницаемости Кпр.ср, мД
Количество слоев N, ед.
Нmax/Нmin, доли ед.
b1
b2
b3
b4
b5
–4.04718
–35.2375
–140.439
3.029157
–8.12954
b6
–5.62324
b7
b8
b9
b10
b11
b12
–1331.35
1599.828
490.0697
–6.33371
22.41635
–675.787
Qприем / Hэфф, м /сут*м
3
b13
–2.12056
Свободный коэффициент, ед.
b0
–5101.83
гии сшитых полимерных составов с наполните
лем. Статическая обработка полученных ре
зультатов, проводилась по методикам 5,6.
По фонду обработанных скважин постро
ены регрессионные модели, характеризующие
влияние различных факторов на технологичес
кую эффективность обработки в виде дополни
тельно добытой нефти.
28
Значение
Y
Значения геологофизических и техноло
гических параметров, для которых действи
тельна полученная модель, приведены в табл. 6.
В результате расчетов была построена гео
логостатистическая зависимость для прогноза
эффективности воздействия на пласт рассмат
риваемой технологией следующего общего
вида:
Башкирский химический журнал. 2011. Том 18. № 2
Фактическая средняя дополнительная
добыча за месяц , т/мес.
⋅
Расчётная дополнительная добыча нефти по регрессионной модели, т/мес
Рис. Кроссплот распределения скважин по фактическим и расчетным значениям технологической эффек
тивности воздействия на пласт сшитым полимерным составом с наполнителем
Q доп=b 1⋅V зак+b 2⋅Н пл +b 3 ⋅Н эфф+b 4⋅Q прием +
+b5⋅Рзак.у+b6⋅Кприем.уд+b7⋅Кприем+b8⋅Нэфф/Нпл+
+b 9 ⋅К пор +b 10 ⋅К пр.ср +b 11 ⋅N+b 12 ⋅Н max /Н min +
+b13⋅Qприем/Hэфф+b0
Результаты определения коэффициентов
при регрессорах b1–b13 и свободного коэффи
циента b0 представлены в табл. 7 Оценка дос
товерности полученных множественных рег
рессий приведена в табл. 8.
Таблица 8
Оценка достоверности множественных
регрессий по результатам
определения коэффициентов корреляции
Параметры для статистической
оценки множественной регрессии
Коэффициент корреляции R
Коэффициент детерминации R2
Стандартное отклонение
Объект
эксплуатации
0.83
0.70
0.33
Из представленной модели видно, что
вклад в увеличение технологической эффек
тивности проводимых обработок по техноло
гии сшитых полимерных составов с наполните
лем вносят приемистость скважины, значение
отношения эффективной толщины к общей
толщине пласта, значение коэффициента по
ристости и количество прослоев в пласте. Ма
тематическое выражение полученной множе
ственной регрессии имеет следующий вид:
Q д о п = – 4 . 0 4 7 1 8 ⋅ V з а к – 3 5 . 2 3 7 5 ⋅Н п л –
–140.439⋅Нэфф+ 3.029157⋅Qприем – 8.12954⋅Рзак.у –
5.62324⋅К прием.уд –1331.35⋅К прием +1599.828⋅
⋅Нэфф/Н пл + 490.0697⋅К пор – 6.33371⋅К пр.ср+
+ 2 2 . 4 1 6 3 5 ⋅N – 6 7 5 . 7 8 7 ⋅Н max/ Н min–
–2.12056⋅Qприем/Hэфф – 5101.83
По модели была рассчитана дополнитель
ная прогнозная добыча нефти по всем обрабо
танным скважинам (рис.).
Использование полученной зависимости
позволяет прогнозировать дополнительную до
бычу при определенном варьировании техно
логических показателей, также ее можно при
менять для оценки эффективности воздействия
на пласт технологией сшитых полимерных со
ставов с наполнителем. Полученная зависимость
при сходных геологотехнических параметрах
позволяет оптимизировать выбор скважины для
проведения данного вида обработки.
Литература
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Токарев М. А. Комплексный геологопромысло
вый контроль за текущей нефтеотдачей при
вытеснении нефти водой.– М.: Недра, 1990.– 267 с.
Швецов И. А., Манырин В. Н. Физикохими
ческие методы увеличения нефтеотдачи плас
тов. Анализ и проектирование. – Самара: Рос
сийское представительство Акционерной компа
нии «Ойл Технолоджи Оверсиз Продакшн Ли
митед», 2000.– 392 с.
Патент РФ №2217583 Способ разработки об
водной нефтяной залежи / Черепанова Н. А.
Галимов И. М., Сергиенко В. Н. и др. //
Б. И.– 2003.– №33.
Черепанова Н. А., Галимов И. М. Реология и
физикохимические свойства сшитых полимер
ных гидрогелей на основе ПАА различных ма
рок // Материалы конференции «Проблемы
нефтегазового комплекса Западной Сибири и
пути повышения его эффективности».– Кога
лым.– 2001.– C. 377.
Токарев М. А., Ахмерова Э. Р., Газизов А. А.,
Денисламов И. З. Анализ эффективности при
менения методов повышение нефтеотдачи на
крупных объектах разработки.– Уфа: издво
УГНТУ, 2001.– 115 с.
Токарев М. А. Чинаров А. С. Статистические
методы прогноза и оценка эффективности воз
действия на пласт.– Уфа: ООО Монография,
2007.– 132 с.
Башкирский химический журнал. 2011. Том 18. № 2
29
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа