СурфаХим

Химические реагенты для нефтедобычи

+7 (843) 239-11-58

+7 (843) 245-37-09

Нефтяное хозяйство, 2/2006

УДК 622.276.4.001

Новая технология повышения нефтеотдачи пластов «ТАТНО 2000-01»
на основе реагента КС-6

В.Г. Козин, А.Н. Шакиров, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников, Р.Р. Рахматуллин
Казанский государственный технологический университет, г. Казань
ОАО «Татнефтеотдача», г. Альметьевск

В настоящее время большая часть разведанных нефтяных месторождений Урало-Поволжья вступила в позднюю стадию разработки. При этом текущий коэффициент нефтеотдачи не превышает 45-50% для месторождений девонского горизонта и 25-30% для месторождений угленосного горизонта, а обводненность продукции добывающих скважин достигает 95% и выше. Таким образом, эффективность обычного заводнения оказывается невысокой [1].

Поэтому для повышения конечной нефтеотдачи пластов необходима разработка новой достаточно недорогой технологии комплексного воздействия на пласт, которая одновременно решает две задачи – повышение охвата пласта заводнением и отмыв остаточной нефти с поверхности коллектора.

На основании проведенных ранее исследований [2, 3] установлено, что водные растворы реагента КС-6 в диапазоне концентраций 0,5-1,0 % масс. обладают высокой вязкостью, в значительной степени снижают межфазное натяжение на границе раздела раствор КС-6 – нефть и характеризуются высокой смачивающей способностью. Сочетание данных свойств позволяет в лабораторных условиях достигать 100%-ной нефтеотдачи моделей пласта. Анализ вязкостных и коллоидно-химических характеристик водного раствора реагента КС-6 в зависимости от времени выдержки, температуры, минерализации и скорости сдвига позволил разработать технологию приготовления и применения рабочего раствора реагента КС-6 «ТатНО 2000-01». Технология включает в себя несколько этапов:

1. приготовление на поверхности рабочего раствора реагента КС-6 в пресной или сточной (r=1,127г/см³) воде на насосной установке ЦА-320 М;

2. закачка в призабойную зону пласта обрабатываемой нагнетательной скважины оторочки водного раствора КС-6 переменной концентрации. Для предотвращения прорыва воды к забою добывающих скважин концентрация в головной части оторочки подбирается так, чтобы подвижность раствора была близкой к подвижности нефти. В тыльной части оторочки концентрация КС-6 в воде уменьшается, чтобы подвижность раствора была близкой к подвижности закачиваемой воды. Уменьшение концентрации в оторочке производят так, чтобы отношение вязкостей предыдущей и последующей порций раствора не превышало 3-5 раз.

Из-за резкого роста эффективной вязкости раствора КС-6 при его настаивании целесообразным представляется производить его закачку сразу после приготовления. Это позволит существенно сократить энергозатраты при закачке раствора в пласт вследствие малого значения вязкости раствора в течение первых часов.

3. технологическая выдержка закачанной оторочки в ПЗП и в стволе скважины. Продолжительность технологической выдержки должна составлять не менее 168 часов для обеспечения более полного протекания процесса структурообразования и, следовательно, повышения вязкости оторочки.

4. подключение скважины под нагнетание к системе ППД.

Опытно промышленные работы проводились на залежах как девонского, так и угленосного горизонтов Ромашкинского месторождения. С декабря 2001 г. ОАО «Татнефтеотдача» было обработано 3 нагнетательные скважины в НГДУ «Альметьевнефть» и 1 скважина в НГДУ «Ямашнефть». Геологические характеристики обработаных участков представлены в таблице 1.

На всех добывающих скважинах, гидродинамически связанных с обработанными нагнетательными, увеличился дебит по нефти и снизилась обводненность продукции (табл.2). Динамика прироста добычи нефти на примере скважины № 16472 приведена на рисунке 1.

Таблица 1 – Геологические характеристики обработанных пластов

Дата обработки НГДУ Площадь № нагнетательной скважины Обработанный горизонт
25.12.01 «Альметьевнефть» Залежь № 8 16472 бобриковско-радаевский
10.12.02 Минибаевская 135 «А» кыновско-пашийский
04.12.02 Березовская 32826
25.11.02 «Ямаш-нефть» Архангельская 7490 тульский

Рис. 1 – Динамика прироста добычи нефти по всем добывающим скважинам, гидродинамически связанным с нагнетательной скважиной № 16472.

Из представленных данных следует, что реагент КС-6, попав в промытые участки пласта, за счет совокупности загущающих и гидрофобизирующих свойств, снизил фильтрацию по ним вытесняющей воды, направив нагнетаемую воду в обойденные пропластки. Все это способствовало выравниванию фронта заводнения (снизилась обводненность добываемой нефти) и включению в разработку целиков нефти (резко увеличились дебиты по нефти добывающих скважин). Продвигаясь по пласту, оторочка водного раствора реагента реализовала практически поршневое вытеснение остаточной нефти, концентрируя перед собой водонефтяной вал, обладающий еще большей вязкостью и способствующий вовлечению в разработку обойденной нефти, располагающейся вблизи добывающих скважин (первый максимум на рис. 1).

При подходе оторочки к забою добывающих скважин наблюдается максимальный прирост добычи нефти. Последующее уменьшение прироста добычи нефти сигнализирует окончание эффекта за счет загущающей способности реагента КС-6. Вместе с тем, необходимо отметить, что при движении оторочки реагента КС-6 в пласте происходит адсорбция его молекул на породе. В дальнейшем закачиваемая за оторочкой вода способствует частичной десорбции реагента с образованием слабоконцентрированного раствора КС-6, который снижает поверхностное натяжение [3], но не обладает структурно-механической прочностью [2]. Поэтому механизм его воздействия сводится только к доотмыву пленочной нефти. Таким образом, эффект продолжается, но прирост добычи нефти становится минимальным, а обводненность увеличивается до исходной.

В целом, на 01.03.04 суммарный накопленный прирост добычи нефти за счет применения реагента КС-6 составил 5 944 тонн (рис. 2) или 248 тонн нефти на 1 тонну КС-6. Дополнительно необходимо отметить значительную экономию за счет снижения объемов попутно добываемой воды на 43 324 тонны. При этом необходимо отметить, что эффект продолжается. К тому же, водонефтяная эмульсия, выходящая из пласта, обладает невысокой агрегативной устойчивостью, и разрушение ее происходит без дополнительного введения деэмульгатора (табл. 3), то есть наблюдается значительная экономия при подготовке нефти на УКПН.

Рис. 2 – Накопленный прирост добычи нефти при применении технологии «ТатНО 2000-01» на основе реагента КС-6 на Ромашкинском месторождении

Таблица 2 – Динамика дебитов по нефти и обводненности продукции добывающих скважин

Вытесняющий агент Концентрация вытесняющего агента в растворе, % масс. Расход деэмульгатора, г/т Глубина обезвоживания при отстаивании, минут
15 30 60 120 180
Реагент КС-6 0,5 0 30 60 90 100 100
1,0 0 65 90 100 100 100
ПАА 0,05 0 3 10 25 28 30
ПАА 0,05 100 5 10 30 34 35
ПАА 0,05 200 17 23 40 61 62
ПАА 0,05 400 29 58 89 98 100

Таблица 3 – Сравнительная характеристика обезвоживания выходящих водонефтяных эмульсий при температуре 60 °С, %

Дата отбора пробы НГДУ «Альметьевнефть»
Скважина 32826 Скважина 16472
8160 8159 5855 5705 27041
Qн %в Qн Qн Qн %в Qн %в
До обработки 6,0 89,3 2,1 98,3 6,3 84,7 4,4 8,3 6,9 81,0
I месяц 8,1 79,8 5,5 91,8 10,6 83,0 4,1 11,9 7,6 74,9
II месяц 30,3 69,3 3,6 94,7 16,4 72,2 3,4 13,6 7,4 73,9
III месяц 16,4 79,4 4,0 94,2 17,2 71,2 3,3 11,9 6,9 75,5
IV месяц 10,5 89,0 10,4 84,9 6,2 90,2 2,7 9,2 6,8 76,1
V месяц 16,1 82,9 10,3 88,2 10,4 83,4 3,4 8,7 6,9 75,5
VI месяц 14,3 81,1 6,5 90,8 10,4 83,4 3,7 8,3 7,4 73,2
VII месяц 12,0 86,3 6,5 90,7 10,4 83,4 3,3 12,0 6,8 74,8
VIII месяц 10,5 88,1 1,8 97,5 8,4 86,8 2,0 11,4 12,2 65,7
IX месяц 12,4 86,4 4,4 92,9 6,3 90,0 4,3 12,5 12,6 65,7
X месяц 12,4 86,4 4,4 92,9 6,3 90,0 1,4 10,9 11,9 65,7
XI месяц 12,8 85,9 4,5 92,7 8,6 86,4 1,9 15,2 18,9 74,9
XII месяц 13,0 85,8 4,6 92,6 9,7 83,6 3,2 16,7 16,0 78,4
XIII месяц - - - - - - 3,9 16,6 18,4 78,4
XIV месяц             3,1 19,4 16,4 81,0
Дата отбора пробы НГДУ «Альметьевнефть» НГДУ «Ямашнефть»
Скважина 135 «А» Скважина 7490
9508 10772 20428 4308 4315 7488 7510
Qн %в Qн %в Qн %в Qн %в Qн %в Qн %в Qн %в
До обработки 18,1 90,6 1,6 51,7 1,7 84,1 0,6 91,0 1,4 29,8 0,4 20,0 2,0 74,4
I месяц 17,9 90,8 2,2 50,0 2,4 83,2 0,8 86,5 1,9 16,9 0,0 0,0 4,6 55,0
II месяц 18,8 90,9 2,3 50,0 2,2 82,3 2,2 62,8 2,3 16,9 0,0 0,0 4,6 55,0
III месяц 23,6 89,1 2,1 59,1 2,0 83,7 2,2 62,8 2,2 22,4 5,4 17,3 1,8 55,0
IV месяц 20,0 90,8 2,6 57,6 3,0 85,4 2,0 62,8 2,2 22,2 5,4 17,3 1,8 55,0
V месяц 15,5 92,3 0,6 91,5 2,6 84,6 1,8 62,8 3,3 22,4 4,6 17,3 1,8 55,0
VI месяц 20,1 91,2 0,6 91,4 2,6 84,0 1,4 72,5 1,8 22,4 4,6 17,3 1,8 55,0
VII месяц 21,6 90,1 0,4 94,3 2,2 85,4 0,5 90,8 2,9 22,4 4,6 17,2 5,5 55,0
VIII месяц 16,9 91,5 0,4 94,3 1,9 87,5 0,5 91,0 2,9 22,4 3,8 43,7 5,9 55,0
IX месяц 15,6 92,3 0,1 97,6 2,2 87,3 0,5 91,0 2,5 33,0 3,8 43,7 5,9 55,0
X месяц 13,4 93,1 0,1 97,6 2,0 88,6 0,4 91,0 2,2 43,4 3,8 43,7 5,9 55,0
XI месяц 12,6 94,0 0,1 97,6 1,9 88,8 0,4 91,0 2,2 43,4 3,8 43,7 5,9 55,0
XII месяц - - - - - - 0,3 91,0 2,2 43,4 3,8 44,2 5,9 55,0
XIII месяц             0,2 95,6 2,5 43,7 3,8 43,5 5,9 55,2
XIV месяц             1,0 80,3 2,4 44,5 3,8 43,6 7,0 45,3

Литература

1. Муслимов Р.Х. Пути повышения эффективности извлечения остаточных нефтей на техногенно измененных в процессе внутриконтурного заводнения нефтяных месторождений // Труды 12-го Европейского симпозиума «Повышение нефтеотдачи пластов», Казань, 2003. – 856 с.

2. Шакиров А.Н., Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Шапошников Д.А. Реагент КС-6 для повышения добычи нефти// «Нефтяное хозяйство», 2002, №9 с. 64-66.

3. Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Шапошников Д.А. и др. Поверхностные свойства реагента КС-6, применяемого для добычи нефти// Нефтяное хозяйство - 2003, №3 с. 65-67.

© 2014-2017 ООО «СурфаХим»