ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Эффективность применения технологии характеризуется дополнительной добычей нефти за счёт повышения охвата пласта заводнением, увеличения коэффициента вытеснения нефти, то есть добычей от дополнительно вовлечённых в разработку ранее недренируемых запасов нефти, а также сокращением объёма попутнодобываемой воды.

Для обработки выбран участок из 6 нагнетательных скважин Малореченского месторождения пласта Ю1, определено 55 добывающих реагирующих скважин, из них 25 эффективных. Работы по внедрению этого метода закончены в сентябре 1997 года. Время начала реагирования и ожидания эффекта составляет около двух месяцев.

Обработка осадкообразующими составами на Нижневартовском месторождении. Программа комплексных геолого-технических мероприятий направлена, в первую очередь, на восстановление действующей системы заводнения, на оптимальное использование добывающего фонда при сбалансированном режиме отбора жидкости и закачиваемой воды, а также на регулирование фильтрационных потоков в пластах.

Выполнение намеченной программы позволит :

-стабилизировать обводнённость пластов с последующим её уменьшением;

-стабилизировать объёмы добычи нефти с дальнейшим её увеличением;

-сократить объёмы попутно добываемой воды;

-обеспечить наиболее полное вовлечение в разработку слабодренируемых запасов нефти и увеличить коэффициент вытеснения нефти водой.

Для проведения обработки выбраны пласты Б7 и Б8 Нижневартовского месторождения, по 4 нагнетательных скважины на

каждый. Определено 33 реагирующих скважины по пласту Б7 и 15 реагирующих скважин по пласту Б8. Обработка скважин по пласту Б8 закончена в сентябре 1997 года, эффект ожидается через 2 месяца.

Проведение обработки по пласту Б7 ожидается в октябре 1997 года. Реализация гидроударного воздействия. В качестве

воздействующей выбрана скважина № 1925 Советского месторождения. Работы по подготовке скважины и внедрению метода произведены в августе 1997 года. Скважина, оборудованная установкой ГВВ, запущена в работу 16.09.97г.

За границу зоны влияния скважины, оборудованной установкой ГВВ, принимают замкнутую линию, проходящую по забоям наиболее удалённых от неё прореагировавших скважин. Для чего исследуют работу скважин в радиусе 5 000 метров. В конкретном случае, в качестве воздействующей, принята скважина № 1925 куст 168 Советского

211

месторождения, охватывающая радиусом влияния 250 скважин, находящихся в пластах АВ1, АВ2, АВ3, АВ4. На начальном этапе работ будут отслеживаться добывающие скважины, входящие в 3 000-метровую зону от источника гидроволнового воздействия. Определено 105 реагирующих добывающих скважин. Время начала реагирования и

ожидания эффекта примерно около 2х месяцев.

Накопленная дополнительная добыча при внедрении аналогичных методов на месторождениях Тюменской области составила на 1.01.97г. (с 1995 года) около 320 тыс.тонн.

Список литературы

1.Бурже Ж., Сурио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. - М.: Недра, 1989. -422 с ил. - Пер. изд.: Франция, 1984

2.Котяхо Ф. И. Физик нефтяных и газовых коллекторов. М., «Недра», 1977,

287 с

3.Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта. Учебник. Изд. 2, перераб. и доп. М., «Недра», 1971, стр. 312.

ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Барышников А.В., Ведменский А.М., Паклинов Н.М., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Среди всех методов воздействия различными электрическими устройствами, наиболее эффективным является электромагнитный метод воздействия.

В тюменском государственном нефтегазовом университете была собрана лабораторная установка для проведения исследований. Данная установка состояла из высоковольтных трансформаторов, конденсаторов, разрядника, сосуд с имитированным образцом нефтесодержащей горной породы, мерный стакан для замера вытесненной жидкости. Мощность данной установки 6кВт, частота электромагнитных колебаний 1 МГц.

Сначала проводилась закачка магнитной жидкости, затем закачивали заряженный электролит (солевой раствор) и далее воздействовали высокочастотным электромагнитным полем высокой напряженности.

Магнитная жидкость – жидкость, которая создана при помощи химической реакции взаимодействия нескольких химических веществ (соль двухвалентного и трехвалентного железа, дистиллированная вода, аммиак водный) и прошла специальную обработку для уменьшения размеров частиц до менее 5нМ, сильно поляризующаяся в присутствии магнитного поля.

212

Рис. 1. Магнитная жидкость

После закачки, представленных агентов проводилось электромагнитное воздействие, которое показало свой положительный результат. В начале проводилось вытеснение при помощи воды до завершения вытеснения нефти. Далее производилось подключение электромагнитной установки, после включения которой, вытеснение нефти продолжалось. Эксперимент проводился в течение часа и доказал, что электромагнитное воздействие с участием вспомогательных агентов увеличивает нефтеотдачу пластов [1]. За данный период была закачена магнитная жидкость и электролит, проводилось вытеснение при помощи воды, было проведено электромагнитное воздействие [4]. Далее были получены показатели повышения подвижности нефти на 32%, увеличения коэффициента вытеснения на 37,9%, увеличение дополнительного градиента давления до 688 Па/м.

При применении данного метода на промысле могут возникнуть проблемы с закачкой магнитной жидкости, существует вероятность кольматации порового пространства и возникают трудности прокачки магнитной жидкости на большое расстояние на 100-200м[2,3]. Необходимо проведение замера распространения электромагнитных волн для прогнозирования воздействия на нефтесодержащий пласт для увеличения его нефтеотдачи.

Рис. 2. Схема установки

В данной статье были рассмотрены как общие принципы и характеристики электромагнитного воздействия на пласт и насыщающий его флюид. Одним из основных достоинств использования электричества как способа воздействия на нефтяную залежь, является экологическая безопасность и неразрушающие последствия.

213

Список литературы

1.Барышников А.А. Метод повышения нефтеотдачи пластов посредством нагнетания магнитной жидкости/ Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.

ТюмГНГУ. 2012. - №5. – С.45-47.

2.Кицис С.И., Белоусов П.Л., Ульянов М.В. Перспективы применения метода электровоздействия на продуктивный нефтегазосодержащий пласт для интенсификации притоков нефти к скважинам. 1988г./ Сборник научных трудов «Проблемы освоения энергетических ресурсов Западно-Сибирского нефтяного комплекса» ТГУ ТИИ им.Ленинского Комсомола. - 1988. - С.100-104.

3.Фатыхов М.А., Худабердина А.И. Комбинированные методы воздействия на нефтяные пласты на основе электромагнитных эффектов // Монография / М.А. Фатыхов, А.И. Худабердина. – Уфа. – из-во БГПУ. – 2010. – 112с.

4.Ярославов Б.Р., Годунина Н.Б. Сопоставление основных характеристик полей различной физической природы // ТюмИИ – В сб. Вопросы разработки нефтяных месторождений. Под. Ред. Ю.П. Желтова. Тюмень. из-во ТГУ. - 1982. - С. 30-36.

ОЧИСТКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ПЛАЗМЕННО-ИМПУЛЬСНЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ

Паклинов Н.М., Барышников А.В., Ведменский А.М., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

На сегодняшний день существует множество методов улучшения работы скважины, большинство их которых экологически не безопасны, энергозатратны, громоздки и сложны в применении, а также имеют всевозможные ограничения.

Плазменно-импульсное воздействие (ПИВ) - один из методов интенсификации добычи нефти, основанный на использовании резонансных свойств пласта. Технология разработана в середине 90-х годов при участии Горного Университета (Санкт-Петербург) и ФГУП "НИИЭФА им.Д.В.Ефремова". ПИВ по техническим параметрам полностью соответствует характеристикам, присущим нелинейным системам - выделяется значительное количество энергии с высокой температурой (около 26000 °С) за короткий промежуток времени (50-53 мкс), формирует ударную волну с избыточным давлением, превышающим пластовое за малый промежуток времени. Имеет ограничение по рабочей температуре в 120 °С, что делает невозможным её применение на сверхглубоких скважинах (более 5 км).

В основе технологии лежит гидравлический удар, за счет образования плазменного канала с образованием высокой температуры, плотности и давления, представляя собой ударную волну, которая распространяется со сверхзвуковой скоростью. Мгновенное расширение плазмы создает ударную волну и последующее охлаждение, а скажите плазмы вызывает обратный приток в скважину через перфорационные отверстия, что на начальном этапе скважины способствует выносу кольматирующих веществ в ствол скважины.

214

В лаборатории ТюмГНГУ создана экспериментальная научноисследовательская установка влияния плазменно-импульсного воздействия на нефтесодержащие пласты. Данная установка имеет возможность использовать, как металлический проводник, так и метод Юткина. Установка состоит из высоковольтных конденсаторов, высоковольтных трансформаторов, высоковольтных резисторов, лабораторного автотрансформатора (ЛАТР).

Рис. 1. Схема установки плазменно-импульсного воздействия

На данный момент проводится исследования на различных образцах горной породы. В процессе исследования участвует как полноразмерный керн, так и стандартный. В результате исследований наблюдаются следующие процессы: разогрев в зоне воздействия; ускорение гравитационной агрегации нефти;

Список литературы

1.Плазменно-импульсное воздействие. Википедия свободная энциклопедия

//[электронный ресурс]/ http://ru.wikipedia.org/wiki/Плазменно-

импульсное_воздействие.

2.Газизов А. Ш. Научно-технические основы энергосберегающих технологий повышения нефтеотдачи пластов / А. Ш. Газизов, А. А. Газизов // Нефтяное хозяйство, 2007. – №3. – С.60 – 64

ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КИСЛОТНЫХ РАСТВОРОВ

НА ФЕДОРОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Хайруллин А.А., Джамалуев А.Ш., Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

В нефтяной промышленности главное направление технического прогресса - совершенствование техники и технологии добычи, способствующее ускоренному росту объёмов производства и улучшению качества показателей разработки нефтяных месторождений. Применение

215

методов увеличения нефтеотдачи пластов не только даёт возможность обеспечить более высокий уровень добычи нефти, но и повышает общую эффективность использования её запасов.

Основными элементами современной технологии добычи нефти являются методы воздействия на пласт и обработки призабойной зоны. При воздействии на пласт основной целью является восполнение пластовой энергии в процессе эксплуатации нефтяного месторождения, при воздействии на призабойную зону - улучшение использования пластовой энергии путём уменьшения фильтрационных сопротивлений движению жидкости в призабойной зоне скважины.

Метод кислотного воздействия основан на реагировании водного раствора кислот с минералами, образующими породу коллектора, и привнесенными твердыми минеральными веществами, блокирующими призабойную зону.

Кислотное воздействие впервые было применено для увеличения дебитов нефтяных скважин на месторождениях с карбонатными коллекторами. Для проведения кислотной обработки использовалась соляная кислота, и метод получил название солянокислотной обработки. Затем область применения кислотной обработки и ассортимент кислотных растворов, используемых при этом методе, значительно расширились. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности кислотное воздействие используется для:

обработки призабойной зоны в нефтедобывающих и водонагнетательных скважинах в период их освоения или ввода в

эксплуатацию;

·обработки призабойной зоны этих скважин при повышении (интенсификации) их производительности;

·очистки фильтра и призабойной зоны скважин от образований, обусловленных процессами добычи нефти и закачки воды,

·очистки фильтра в призабойной зоне скважин от образований, обусловленных процессами ремонта скважин;

·удаления образований на обсадных колоннах и в подземном оборудовании, обусловленных процессами эксплуатации скважин;

·инициирования других методов воздействия на ПЗП.

На Фёдоровском месторождении в 2010 году проводились два вида кислотных воздействий на ПЗП:

1.СКО (соляно кислотная обработка);

2.ГКО (глин кислотная обработка);

Кроме того, проводились также совместные обработки ПЗП путём совместной закачки одной из кислот и растворителя, (СКО + ОПРаст, ГКО + ОПРаст), либо какого-то поверхностно-активного вещества (СКО+ПАВ, ГКО+ПАВ).

216

При смешивании пластовых вод и вод системы ППД возможно выпадение солей в осадок и засорение поровых каналов вплоть до полного их закупоривания, что ведёт к снижению приёмистости и дебитов скважин. Кислотные обработки способствуют очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижению межфазного натяжения, разрушению агрегатов глинистого цемента.

В 2010 году на Фёдоровском месторождении было проведено 184 обработки: на нагнетательных скважинах - 152 обработки, на добывающих - 32 обработки. Такая разность объясняется тем, что на добывающих скважинах кислотные обработки применяются для восстановления коллекторских свойств пластов, ухудшенных после проведения на скважинах ремонтов. На нагнетательных же скважинах кислотные обработки проводятся лишь с целью увеличения приёмистости и, как следствие, увеличения дебита добывающих скважин-соседок.

Для улучшения отмывающих способностей кислот, к ним добавляют поверхностно-активные вещества. Причём при проведении СКО + ПАВ на нагнетательной скважине эффект проявился только как увеличение приёмистости.

После обработки кислотами нагнетательных скважин, их приёмистость значительно увеличилась. Наибольший эффект наблюдался от СКО + ОПРаст.

Таким образом:

-наибольшая дополнительная добыча и наибольший прирост суточного дебита на одну операцию наблюдался после СКО;

-дополнительная добыча нефти от проведения КО на нагнетательных скважинах в 25 раз превышает дополнительную добычу на добывающих;

-на нагнетательных скважинах было проведено почти в 5 раз больше кислотных обработок, чем на добывающих;

-после проведения кислотных обработок эффект проявлялся значительное время;

-проведение КО существенно увеличило приёмистость нагнетательных скважин.

Проведем анализ ОПЗ химическими реагентами икомбинированных ОПЗ. Химическими реагентами для ОПЗ являются растворители и ПАВ. Так же как и при кислотных обработках, обработка добывающих скважин проводится после ремонта скважины, с целью восстановления коллекторских свойств призабойной зоны, а обработка нагнетательных скважин проводится с целью увеличения их приёмистости.

Часто проводятся также комбинированные ОПЗ (ОПРаст + СКО, ОПРаст + ГКО, ОПРаст + ПАВ или другие комбинации), то есть последовательное проведение разных типов обработки. Комбинированные ОПЗ проводят и на добывающих и на нагнетательных скважинах.

217

Всего за 2010 год было проведено 226 обработок ПЗ химическими реагентами, из них 23 - на добывающих скважинах, 203 - на нагнетательных. То есть, как и при кислотных обработках, обработок ПЗ химическими реагентами на нагнетательных скважинах проводилось в несколько раз (в 9 раз) больше, чем на добывающих. Отмечу так же, что комбинированных ОПЗ провели больше чем чистых обработок химическими реагентами (161 и 45 соответственно).

Наибольший эффект был получен после проведения комбинированного воздействия на нагнетательные скважины растворителем и водным раствором ПАВ (ОПРаст + ПАВ) - 130,1 тыс.т. и ОПРаст + СКО - 71,7 тыс.т. нефти.

Врезультате проведения комплекса трех мероприятий (ОПРаст + ГКО + ПАВ) на одной из нагнетательных скважин, её приёмистость увеличилась на 75 м3/сут.

Всреднем, работы проводились с успешностью 86%, на добывающих скважинах - 68%, на нагнетательных - 89%.

Врезультате:

-в 2010 году число ОПЗ химическими реагентами значительно возрасло;

-особенно много было проведено комбинированных ОПЗ;

-обработок нагнетательных скважин было проведено больше чем обработок добывающих;

-дополнительная добыча нефти от обработок нагнетательных скважин на много больше дополнительной добычи от обработок добывающих;

-более успешно проводились обработки нагнетательных скважин;

-эффект от обработок наблюдался продолжительное время;

-после проведения обработок на нескольких нагнетательных скважинах наблюдалось уменьшение объёмов закачки.

Воздействие на ПЗП кислотными составами. Сущность технологии применения кислотных составов для ОПЗ

Применяемые в настоящее время методы воздействия на ПЗП скважин представлены широким перечнем работ. Наиболее признанными

иэффективными являются химические способы - кислотные обработки и их сочетание с другими методами воздействия.

Сущность кислотных обработок заключается в закачке кислоты в пласт при давлении ниже давления разрыва пласта.

Закачка кислотных составов направлена на снижение фильтрационных сопротивлений движению нефти в ПЗП за счет растворения привнесенного кольматирующего материала и слагающих коллектор минералов. В терригенных коллекторах, которыми представлены основные эксплуатационные объекты месторождений ОАО "Сургутнефтегаз", имеющих низкую карбонатность (3-5%) и несколько

218

повышенную глинистость (10%) кислотные обработки способствуют очистке ПЗП от карбонатных и железистых отложений, снижения межфазного натяжения, разрушения агрегатов глинистого цемента.

Для обработки терригенных коллекторов с низким содержанием карбонатов и наличием глинистых минералов обычно применяют глинокислотные составы, содержащие соляную кислоту и фтористоводородную кислоту или соляную кислоту и фтористые соли аммония, образующие фтористоводородную кислоту при растворении в соляной кислоте.

Основным достоинством применения органических кислот является низкая коррозионность и более легкое ингибирование при высоких температурах. В основном они используются, когда требуется длительное время контактирования кислоты с трубами и подземным оборудованием (в качестве флюида перфорирования).

Порошкообразные кислоты имеют ограниченное применение для стимулирования скважин и могут использоваться для сокращения объемов перевозки составов на длительные расстояния. Сульфаминовая и хлоруксусная кислоты представляют собой белые кристаллические порошки, хорошо растворимые в воде. Они смешиваются с водой непосредственно на местах.

Загущенные кислоты обычно используются для замедления скорости реакции кислоты, которая происходит в результате добавления нефтесмачивающих ПАВ к кислоте и создания физического барьера для продвижения кислоты к поверхности породы.

Эмульгированные кислотные растворы содержат 10-30% углеводородов в качестве внешней фазы и обычно соляную кислоту в качестве внутренней фазы. Более высокая вязкость, создаваемая эмульгированием, замедляет скорость продвижения кислоты к породе, что увеличивает глубину проникновения кислоты в пласт.

Обоснование применения для ОПЗ кислотных растворов концентрацией до 24%.

На Фёдоровском месторождении согласно руководящего документа "Технология применения кислотных составов для ОПЗ пластов в условиях длительной эксплуатации скважин",кислотные обработки проводятся с использованием концентрированных (до 24%) растворов соляной кислоты. Применение кислоты в больших объемах и более концентрированных, чем раньше обоснованно следующими причинами:

Лабораторные исследования показывают, что 12%-ный раствор соляной кислоты обладает наибольшей реакционной способностью по отношению к горной породе и загрязняющим пласт материалам. Но при закачке такого раствора в скважину, содержащую до 60% воды в поровом пространстве, она разбавляется до 6-7 %, что существенно снижает

219

эффективность применения кислотных обработок, поэтому целесообразнее применять более концентрированные (до 24 %) кислотные составы.

На эффективность кислотных обработок оказывает влияние загрязнение ПЗП отложениями в поровом пространстве первичных или вторичных осадков окисного железа. Существует несколько источников поступления соединений окиси железа в пласт; примеси в соляной кислоте поставляемой заводами; увеличение их в процессе транспортировки и хранения в металлических емкостях; внесение окислов в кислоту с водой, применяемой для разбавления; переход в раствор соединений железа при растворении породы; солянокислотной коррозии наземного и подземного оборудования.

Исследования по определению коррозионного поражения металла насосно-компрессорных труб в результате кислотного воздействия показывают, что более разбавленные кислотные составы сильнее воздействуют на металл НКТ. При добавлении в кислотный раствор ПАВ или растворителя происходит ингибирование раствора, и чем выше концентрация добавки , тем сильнее ингибирование. Например,12%-ный раствор HCL содержащий 60% растворителя имеет скорость растворения стали в 4,5 раза более низкую, чем водный раствор с такой же концентрацией кислоты. Также добавка в кислоту растворителя или ПАВ способствует растворению в ПЗП асфальто-смолистых и парафиновых отложений.

Размеры обрабатываемой зоны пласта определяются временем нейтрализации кислоты, которое зависит от целого ряда факторов, основными из которых являются: начальная концентрация кислоты, пластовые температура и давление, соотношение количества кислоты к единице обрабатываемой поверхности и наличие добавок, замедляющих взаимодействие кислотного раствора с породой. Для достижения наибольшей эффективности от кислотных обработок отмечается при радиусе воздействия кислоты 0,6-0,9 м - зоны наибольшего загрязнения. Очистка ПЗП в радиусе до 1,0 метра позволяет повысить производительность скважины до 75-80 %, тогда как дальнейшее увеличение глубины обработки приводит к незначительному увеличению производительности. Для такой обработки пласта необходимо применение концентрированного кислотного состава с удельным объемом 1,5 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта. Применение кислотных составов с ПАВ или растворителем позволит не только уменьшить коррозионную активность кислоты, но и увеличить глубину обработки пласта. Присутствие ПАВ не снижает активности HCL и процентное содержание его в растворе не влияет на конечную растворяющую способность состава.

Вывод

При смешивании вод системы ППД и пластовых вод возможно выпадение солей в осадок и засорение поровых каналов вплоть до полного

220