Пути повышения эффективности потокоотклоняющих технологий за счет применения модифицированных установок приготовления и закачки полимерных композиций
О.П. Маковеев /ООО «Корона-ТЭК»/ omakoveev@korona-tek.ru
Р.Т. Латыпов, В.А. Елесин /АО «Самаранефтегаз»/sng@samng.rosneft.ru
И.А.Маринин, С.П. Чегуров, А.В. Вишнякова /ООО «Инженер Сервис»/
А.С. Кириллов /ООО «СамараНИПИнефть»/ snipioil@samnipi.rosneft.ru
В.В. Ямщиков /ООО «ГеоТехСервис»/
Ключевые слова: потокоотклоняющие технологии, выравнивание профиля приемистости, методы увеличения нефтеотдачи, технологическая эффективность, нагнетательная скважина
Кл. слова 2 потокоотклоняющие технологии, технология выравнивания проницаемостной неоднородности продуктивных пластов, сшивающиеся полимерные составы (СПС), закачка полимерных гелеобразующих композиций, установка УДР-32М, приготовление полимерных гелеобразующих композиций в высокоминерализованных водах систем ППД, установка КУДР-10, выравнивание профиля приемистости (ВПП)
Аннотация
Поднята тема применения технологии выравнивания проницаемостной неоднородности продуктивных пластов с помощью сшивающихся полимерных составов (СПС). Высокая эффективность реализации работ по ВПП обеспечивается соблюдением особых требований к приготовлению и закачке полимерных гелеобразующих композиций на промысле с помощью специальных установок. Представлены модифицированные установки приготовления и закачки полимерных композиций, оснащенные оборудованием телеметрии, что позволяет полностью контролировать технологический процесс.
Для выравнивания неоднородности пласта при обычном заводнении на настоящий момент предложено несколько методов увеличения нефтеотдачи с использованием высокомолекулярных водорастворимых полимеров. Наибольшее распространение на практике получил метод применения сшитых полимерных систем, образующихся в результате взаимодействия водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов. Каждый метод воздействия имеет свою наиболее эффективную область применения, поэтому выбор объекта работ на нефтяном месторождении должен сопровождаться анализом геолого-физических характеристик, результатов геофизических и гидродинамических исследований скважин, а также адаптацией гелеобразующих композиций к условиям конкретного месторождения. Достижение высокой эффективности реализации технологии воздействия с применением сшитых полимерных систем невозможно без соблюдения специфических требований по приготовлению и закачке полимерных гелеобразующих композиций на промысле с помощью специальных установок.
Среди технологий повышения нефтеотдачи пластов, направленных на увеличение коэффициента охвата, ведущие позиции занимает технология выравнивания проницаемостной неоднородности продуктивных пластов с помощью сшивающихся полимерных составов (СПС). Широкий ассортимент полимерных реагентов с различными свойствами позволяет адаптировать данную технологию практически к любым геолого-физическим условиям [4].
В технологии СПС используются композиции на основе полимера акриламида, сшивателя (ацетата хрома и др.) и воды системы ППД, которые закачиваются в пласт в виде гомогенного раствора. В пластовых условиях в результате химической реакции между карбоксильными группами полиакриламида и ионами хрома образуется гидрогель с заданными прочностными характеристиками. За счет установки гелевого экрана происходит перераспределение гидродинамических сопротивлений в пропластках, слагающих неоднородный пласт, и уменьшается доля воды, фильтрующейся по высокопроницаемым, промытым водой пропласткам. Время образования геля и уровень гидродинамических сопротивлений, создаваемых гелем в пористой среде, регулируются молекулярными характеристиками применяемого полимера, составом композиции и зависят от геолого-физических условий объекта воздействия (пластовой температуры, минерализации воды, типа и проницаемости коллектора).
Высокая эффективность реализации технологии СПС обеспечивается соблюдением специфических требований к приготовлению и закачке полимерных гелеобразующих композиций на промысле с помощью специальных установок.
Полимеры акриламида, которые применяются в технологии СПС в основном в порошкообразной форме, растворяются в воде в течение достаточно продолжительного времени. Время растворения полимерных реагентов зависит от их молекулярного строения, дисперсности и влажности порошка, минерализации и температуры воды, а также от режима перемешивания. Процесс растворения происходит в две стадии: набухание полимерных частиц, сопровождающееся увеличением их размера, и собственно растворение, сопровождающееся переходом молекул полимера в раствор и увеличением его вязкости. Кинетика растворения полимеров (изменение вязкости растворов от времени перемешивания) производства компании SNF (Франция) для технологии СПС в минерализованной воде показана на рис. 1. Время достижения постоянной вязкости раствора принимается за время растворения основной массы полимера.
Рис. 1. Кинетика растворения полимеров для технологии СПС (СПАА=0,5 %) в минерализованной воде (110 г/дм3)
Время растворения полимеров в закачиваемых водах системы ППД может составлять порядка шести часов, что характерно, например, для условий месторождений Урало-Поволжского региона, где суммарная минерализация пластовых вод достигает 250 г/дм3. В связи с этим для приготовления гомогенной композиции СПС, способной фильтроваться в пористую среду, установка по закачке композиции должна обеспечивать практически полное растворение полимера в необходимые сроки до закачки в скважину (с учетом времени движения пульпы по НКТ). При недостаточно полном растворении полимера могут образовываться гель-дисперсные составы (если концентрация полиакриламида в растворенном состоянии выше критической концентрации гелеобразования), которые способны фильтроваться только в высокопроницаемые трещиноватые коллекторы (рис. 2).
а
б
в
Рис. 2. Приготовление композиции СПС в лабораторных условиях (а), сшивающиеся полимерные составы (б), гель-дисперсный состав (в)
В настоящее время существует множество установок по закачке полимерных гелеобразующих композиций, принцип работы которых практически идентичен. Одной из наиболее распространенных и широко используемых для закачки полимерных гелеобразующих композиций является установка УДР-32М [2] (рис. 3).
Рис. 3. Схема установки УДР-32М
В установке УДР-32М порошок полимера в заданном количестве с помощью шнекового дозатора вводится в поток воды с водовода, далее смоченный водой полимер попадает в емкость объемом 1,7 м3, оборудованную лопастной мешалкой, где происходит перемешивание пульпы (стадия набухания полимерных частиц, сопровождающегося увеличением их размера). При средней скорости закачки в скважину 4–6 м3/час время нахождения (растворения) полимера в емкости составляет 15–25 мин. Далее пульпа со сшивателем подается на вход насоса высокого давления для закачки в скважину. Как уже отмечалось выше, при высоких минерализациях вод отмечается недостаточно полное растворение полимера за данный промежуток времени, протекающее с образованием набухших подшитых сшивателем полимерных частиц, которые не могут фильтроваться в поровый коллектор пласта и имеют высокую вероятность оседания на забое скважины, значительно кольматируя призабойную зону.
Специалистами ООО «Корона-ТЭК» была разработана установка, учитывающая все требования к приготовлению полимерных гелеобразующих композиций в высокоминерализованных водах систем ППД и их закачке в скважины КУДР-10 [3] (рис. 4).
Рис. 4. Схема установки КУДР-10
В установке КУДР-10 порошок полимера в заданном количестве с помощью шнекового дозатора вводится в поток воды с водовода. Далее смоченный водой полимер попадает в емкость дозревания объемом 9,0 м3, разделенную на шесть отсеков по 1,5 м3, оборудованных лопастными мешалками. Все отсеки емкости соединены между собой последовательно по схеме «нижний слив – верхний налив» (рис. 5).
Рис. 5. Схема приготовления раствора полимера в установке КУДР-10
Данная схема обеспечивает непрерывное плавное перетекание пульпы полимера из емкости в емкость с одновременным перемешиванием во всех отсеках, что позволяет увеличить время, необходимое для полного растворения, с возможностью увеличения средней скорости закачки. Подача сшивателя происходит на завершающем этапе, в полностью гомогенизированный раствор полимера и далее – на вход насоса высокого давления для закачки в скважину.
Данная установка была опробована на месторождениях АО «Самаранефтегаз» при реализации работ по выравниванию профиля приемистости (ВПП).
Объекты работ (нагнетательные скважины) выбирались на основе анализа геологического строения пласта, стадии разработки, системы размещения и плотности сетки скважин, результатов геофизических и гидродинамических исследований (профиля приемистости, температурные, трассерные исследования, гидропрослушивание и другие), а также с учетом технического состояния скважин и системы обустройства месторождения, которая должна обеспечить возможность осуществления действенного контроля над закачкой жидкости в пласт и добываемой продукцией.
Выбор марки полиакриламида осуществлялся с учетом результатов лабораторных испытаний в условиях, максимально приближенных к условиям реализации технологии воздействия. Лабораторные испытания включали в себя изучение времени растворения образцов полиакриламида в закачиваемой воде системы ППД АО «Самаранефтегаз» (плотность воды до 1,161 г/см3), исследование реологии растворов полиакриламида, исследование гелеобразования в свободном объеме с последующей оценкой термостабильности полученного геля, а также фильтрационные исследования. По результатам лабораторных испытаний предоставленные образцы реагентов – полиакриламиды марки Экспол КИ производства АО «Полиэкс» (Россия) и марки AN-132 производства SNF (Франция) могут быть рекомендованы для применения в технологии выравнивания профиля приемистости (ВПП) на месторождениях АО «Самаранефтегаз».
Для проведения работ по закачке композиции использовалась установка КУДР-10. Схема расстановки оборудования на нагнетательной скважине приведена на рис. 6. Установка КУДР-10 оснащена оборудованием телеметрии, что позволяло вести контроль технологического процесса и осуществлять непрерывную запись основных параметров процесса закачки.
Рис. 6. Схема расстановки оборудования на нагнетательной скважине (Алакаевское месторождение, скважина № 505)
Оценка дополнительной добычи выполнена в ПК РН-КИН по данным МЭР. Расчет дополнительной добычи проводится поскважинно.по всем пластам, на которые работает скважина (независимо от того, для каких пластов проводилось мероприятие МУН). За каждой реагирующей скважиной закреплялись свой базовый интервал (формировался по состоянию на месяц проведения МУН) от 6 до 24 месяцев и характеристика вытеснения, обеспечивающие максимальный коэффициент детерминации.
В качестве реагирующих скважин принимались добывающие на момент МУН скважины первого и второго ряда окружения. По реагирующим скважинам расчет дополнительной добычи не производится после проведения на них следующих ГТМ: ЗБС, ГРП, ПВЛГ, ЛА, ПП, РиР, ЛНЭК, ДП, перевод в другой фонд (ППД, консервация, пьезометр, водозаборный фонд). Реагирующая скважина может быть отнесена только к одной нагнетательной скважине; к другой скважине реагирующая скважина может быть отнесена не ранее чем через 12 месяцев после даты реализации первоначального мероприятия МУН. Сводные результаты расчета эффективности на проведенных объектах АО «Самаранефтегаз» по состоянию на 01.12.2020 г. по данным [1] приведены в таблице и на рис. 7.
Рис. 7. Сводные результаты расчета эффективности на проведенных объектах АО «Самаранефтегаз» по состоянию на 01.12.2020 г.
Восстановленная добыча нефти за 2020 г. от проведенных мероприятий по ВПП на восьми нагнетательных скважинах по состоянию на 01.12.2020 г. оценена в 9,5 тыс. т. Период оценки дополнительной добычи нефти с момента первой обработки составляет восемь месяцев.
Фактическая удельная эффективность от мероприятий, направленных на выравнивание профиля приемистости и выполненных на восьми нагнетательных скважинах, при первоначальном плане на конец года с одной обработки в 0,8 тыс. т на 01.12.2020 г. составила 1,187 тыс. т, что в относительном выражении выше плановых показателей на 48,3 % , а в абсолютном – на 0,387 тыс. т. Дополнительная добыча нефти от 2,414 тыс. т до 0,873 тыс. т отмечается по реагирующему добывающему фонду в результате проведения работ на семи нагнетательных скважинах. По одному участку (нагнетательная скважина № 123 Радаевского месторождения) по состоянию на декабрь 2020 г. дополнительная добыча нефти за пять месяцев составляет 0,238 тыс. т. Незначительный эффект по данному участку связан с остановкой нагнетательной скважины № 123 по технологическим причинам (ожидание КРС) и остановкой добывающего фонда скважин с целью проведения ПРС. Изначальное отклонение от плана обусловлено также смещением графика обработок из-за отсутствия подъездных путей в зимний период.
Высокая эффективность реализации работ по ВПП обеспечена благодаря соблюдению специфических требований к приготовлению и закачке полимерных гелеобразующих составов на промысле с помощью специальной установки КУДР-10.
Список источников
-
Информационный отчет по договору № 2625Н/32249194426Д от 27.12.19 г. «Текущий мониторинг разработки месторождений и контроль за выполнением требований лицензионных соглашений» «Расчет и научное сопровождение эффективности работ ВПП», 1–2 этап, ПАО «НК «РОСНЕФТЬ» ООО «СамараНИПИнефть», Самара, 2020.
-
Патент РФ на полезную модель № 145697. Насос трехплунжерный / ООО «Корона ТЭК», Маковеев О.П., заявка № 2014101817.
-
Патент РФ на полезную модель № 1295550. Установка для приготовления раствора из сыпучих и жидких химреагентов / Маковеев О.П., заявка № 2013100942.
-
Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. – Казань: Фэн, 2005. – 688 с.
-
Хавкин А.Я. Интерпретации результатов трассирования фильтрационных потоков. Отчет. – Ижевск: УНИПР, 2014. – 33 с.