Экономическая эффективность применения метода закачки полимерно-дисперсной системы на Зеленогорской площади Ромашкинского месторожден

     

На пяти площадях Ромашкинского месторождения закачано 1964 тонны эфира целлюлозы в 95 нагнетательных скважин. В зоне влияния закачки находятся 318 добывающих скважин. Накопленная добыча нефти, определенная по характеристикам вытеснения, составила 96 % от проектной. Ожидается, что на этих участках дополнительная добыча нефти будет иметь место еще в течение трех лет. В связи с этим фактическая дополнительная добыча нефти превысит проектную величину. 

     

3.1.5 Высокомодульное  жидкое стекло

     

Технология основана на порционной закачке водных растворов высокомодульного силиката натрия, в которые вводятся гелеобразователи.  Данный состав через определенный период времени образует гель, который снижает проницаемость пористой среды.

     

Технология предназначена  для ограничения притока закачиваемых, контурных, подошвенных и пластовых вод любой минерализации, применима для гранулярных и трещиноватых коллекторов при удельной приемистости скважин перед обработкой до 100 м3/сут/МПа. Наиболее эффективны обработки обводненных  скважин с начальной эффективной нефтенасыщенной толщиной не менее 5 м при вязкости пластовой нефти не более 50 мПа*с. Обработки скважин целесообразно осуществлять при неоднородном строении коллектора, когда продуктивный пласт разделяется на отдельные пропластки глинистыми разделами толщиной 1 м и более.

     

3.1.6 Применение промышленных  отходов серной  кислоты

     

Увеличение нефтеотдачи  пластов путем закачки оторочек серной кислоты основано на ее воздействии  на карбонатные составляющие коллектора и на нефть и воду в пустотном пространстве пород с образованием анионоактивных ПАВ. В результате экзотермической реакции при контакте серной кислоты с карбонатами выделяется диоксид углерода и тепло.

     

Промышленное  внедрение технологий повышения  нефтеотдачи путем создания оторочек на основе серной кислоты началось в 1971 году в следующих направлениях:

• первичное вытеснение нефти из терригенных коллекторов девонского и бобриковского горизонтов;
• улучшение выработки водонефтяных зон;
• повышение нефтеотдачи карбонатных коллекторов трещинно-порового типа;
• разработка частично заводненных терригенных коллекторов.

     

При первичном  вытеснении на участках линейного и  очагового заводнения девонского и бобриковского горизонтов закачано 290 тысяч тонн серной кислоты в 385 нагнетательных скважин. Оказалось, что при выполнении условий эффективного применения технология позволяет дополнительно добыть в среднем 25 тонн нефти на одну тонну реагента в девонских коллекторах и 15 тонн нефти в терригенных отложениях нижнего карбона.

     

Для улучшения  выработки запасов нефти в  водонефтяных зонах закачано 73 тысяч тонн серной кислоты в 54 скважины. Технологическая эффективность составила по различным участкам от 2 до 20 тонн нефти на одну тонну реагента. Для повышения нефтеотдачи частично заводненных терригенных коллекторов закачано 204 тысяч тонн серной кислоты в 186 скважин. Дополнительная добыча составила от 6 тонн до 10 тонн нефти на одну тонну закачанного реагента.

     

Из этих результатов  следует, что эффективная технология сернокислотного заводнения наиболее высокая в терригенных коллекторах девонских отложений оказывается не столь высокой при применении на частично заводненных участках и водонефтяных зонах. В терригенных отложениях нижнего карбона эффективность ниже, чем на девонских залежах.

     

Метод сернокислотного  заводнения получил дальнейшее развитие в работах специалистов НПО «Союзнефтепромхим». Технология основана на последовательно чередующейся закачке в пласты серной кислоты и углеводородных жидкостей из числа вторичных материальных ресурсов химических и нефтехимических производств (СНПХ-91 И СНПХ-92). При взаимодействии серной кислоты с активными компонентами углеводородных жидкостей происходит процесс сульфирования с образованием ПАВ. Эти ПАВ повышают активность вод, закачиваемых для вытеснения нефти.

     

Испытания технологии на основе СНПХ-91 проведены на пяти участках Азнакаевской и Карамалинской площадей Ромашкинского месторождения /6/. Обводненность продукции одного из участков перед применением технологии составляла 95,2%. Через 8—14 месяцев снизилась на 12—15%. Эффект от закачки оторочки СНПХ-91 продолжался в течение 25—54 месяцев. Дополнительная добыча нефти составила 11,5 тысяч тонн, а удельная эффективность — 2,1 т/т.

     

При применении СНПХ-92 па залежи №5 наблюдалось увеличение в 1,2 - 4,3 раза приемистости скважин. Дополнительная добыча нефти от применения технологии на II участках составила 124 тысяч тонн

     

Удельная технологическая  эффективность изменяется в пределах 0,9—23,6 тонн на одну тонну реагента. В 1987—1993 годах в АО «Татнефть» разработано  и испытано шесть технологических схем по закачке кислотных эмульсий на 44 участках. Общий объем закачки кислотных эмульсий составил 127 тысяч тонн Дополнительная добыча нефти составила 507 тысяч тонн. 

     

3.1.7 Щелочное заводнение

     

Закачка растворов  щелочей улучшает смачиваемость породы водой, то есть способствует гидрофилизации поверхности пор. Это обеспечивает полноту вытеснения нефти водой.

     

В карбонатных  коллекторах улучшение смачиваемости  пор при применении щелочей зависит от наличия в нефти азотосодержащих компонентов.

     

Наличие щелочи н пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для подвижной нефти существенно повышается, особенно при насыщенности пористой среды раствором более   70 %, когда нефть  обычно неподвижна. При применении щелочного раствора относительная  проницаемость по нефти сохраняется до 90—95% насыщенности пор водой.

     

3.1.8 Микробиологическое воздействие на нефтяную залежь

     

Технология микробиологического воздействия на залежь с целью увеличения нефтеотдачи пластов может быть реализована по двум направлениям:

• биосинтез микроорганизмов и питательных сред, закачиваемых с поверхности, непосредственно в пласте;
• биосинтез микроорганизмов в промышленных условиях и после-дующая закачка их растворов в пласт.

     

В Татарстане метод  микробиологического воздействия  испытывается но мелассовой технологии с использованием микроорганизмов  рода клостридиум. Такие микроорганизмы обеспечивают интенсивное брожение, в процессе которого генерируются органические кислоты, спирты, ПАВ и окись углерода.

     

На трех опытных  участках Сармановской, Зай-Каратайской  и Азнакаевской площадей проводились  промысловые испытания технологии активизации пластовой микросферы путем циклической закачки малых объемов аэрированных растворов минеральных солей в нефтяные коллекторы.

     

Технологический эффект от микробиологического воздействия  начал проявляться через 6—10 месяцев. Работы на двух опытных участках Сармановской и Зай-Каратайской площадей закончены по технологическим причинам в 1991 году.

     

Общая дополнительная добыча составила 41,1 тысяч тонн. Доля дополнительной добычи нефти с участков за счет применения метода равна 32,9%.

     

В настоящее  время проходит испытание модификация  метода активизации пластовой микрофлоры в условиях высокой степени промытости призабойной зоны нагнетательной скважины. На двух опытных участках Зай-Каратайской и Западно-Лениногорской площадей проводятся работы по активизации пластовой микрофлоры с вводом питательных веществ на основе углеводородов. Первые результаты испытаний свидетельствуют о технологической и экономической эффективности новых модификаций базовой технологии.

     

3.1.9 Метод чередующейся  закачки нефти  и воды

     

Физическая основа метода заключается в том, что  в пласте создается последовательное чередование зон с высокой и низкой подвижностью флюида. В результате этого повышается фильтрационное сопротивление на высокопроницаемых участках и увеличивается охват заводнением пласта. Лабораторные исследования, выполненные под руководством Глумова И. Ф., показали возможность увеличения нефтеотдачи на 5 — 6 % по сравнению с обычным заводнением.

     

Песчаники бобриковского  горизонта Ильмовского месторождения  насыщены нефтью вязкостью 113 мПа*с. Опытный участок представляет собой два смежных девятиточечных элемента с нагнетательными скважинами 1665 и 1673 и имеет общую площадь 81,3 га. Расстояние между скважинами участка меняется от 200 до 300 м. Средняя толщина продуктивного пласта составляет 5,8 м, а коэффициент проницаемости — 1,038 мкм².  Разработка участка в 1973—1980 годы осуществлялась на естестненном режиме. Пластовое давление за этот период снизилось с 12 МПа до 7 МПа. Среднегодовые темны отбора нефти упали с 4% до 2%. Анализ показал, что чередующееся нагнетание девонских и сероводородосодержащих сточных вод привело к снижению обводненности продукции скважин с 86,3% до 80,2% и увеличению дебита скважин по нефти. Дополнительная добыча нефти по участку с 1988 по 1995 год составила 100,5 тысяч тонн Это соответствует приросту нефтеотдачи на 2,2 % по сравнению с заводнением пресной водой.

     

Однако применение такого способа воздействия на залежь требует дальнейшего изучения и  тщательного дозирования закачки  железосодержащих вод из-за усиления коррозионной активности и формирования осадков сложного состава.

     

3.2 Газовые методы  увеличения нефтеотдачи 

     

Вода в заводненной  зоне гидрофильного пласта под действием  капиллярных сил занимает преимущественно  мелкие поры и сужения. Газ, как несмачивающая  фаза, в загазованной зоне находится в крупных порах и под действием гравитационных сил занимает верхние части пласта. Эти особенности воды и газа используются для повышения эффективности разработки залежей в методах водогазового воздействия.

     

Циклическое поочередное  нагнетание воды и газа способствует повышению охвата неоднородных пластов заводнением из-за снижения фазовой проницаемости пород высокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью.

     

Эффективное применение водогазового воздействия позволяет  увеличить нефтеотдачу на 7—18% по сравнению с обычным заводнением.

     

Основным условием достижения высокой эффективности  водогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерного распределения нагнетаемого газа по заводняемому объему залежи для одновременного прорыва газа и воды в добывающие скважины. Это не всегда удается.

     

В связи с  этим эффективность технологии может  быть ниже указанной величины и тем ниже, чем однороднее пласт .

     

Циклическая закачка  воды и газа в пласты чередующими  оторочками или одновременно в виде газожидкостной смеси через одну и ту же нагнетательную скважину имеет ряд недостатков. Приемистость нагнетательной скважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается: для газа в — 8—10 раз, а для воды — в 4—5 раз. Оборудование каждой нагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительно усложняется. При применении воздуха скорость коррозии оборудования скважин оказывается высокой. В связи с этим следует разработать варианты технологических и технических решений, обеспечивающих необходимые объемы нагнетания рабочих агентов и отбора нефти, поддержание высоких давлений нагнетания и надежность эксплуатации скважинного устьевого оборудования.

     

Одним из перспективных  методов увеличения нефтеотдачи  может явиться закачка диоксида углерода в пласты. Это обусловлено значительным снижением вязкости нефти при растворении в ней диоксида углерода. Причем снижение вязкости нефти при растворении диоксида углерода тем значительнее, чем выше ее начальное значение. Так, при насыщении нефти в пластовых условиях диоксидом углерода вязкость от 1000—9000 мПа*с может снижаться до 15—160 мПа*с, то есть уменьшается более чем в 60 раз. При значениях 100—600 мПа*с вязкость нефти с диоксидом углерода оказывается равной 3—15 мПа*с. Благоприятным условием применения диоксида углерода, является также рост вязкости воды при растворении этого реагента. Благодаря этому закачка диоксида углерода в нефтяной пласт способствует снижению соотношения вязкости нефти к вязкости воды. Кроме того, растворение двуокиси углерода в нефти сопровождается увеличением ее объема и снижением поверхностного натяжения на границе нефти и воды, насыщенных диоксидом углерода. В определенных условиях достигается смешивающееся вытеснение нефти диоксидом углерода.