УДК 622.276.64
© Коллектив авторов,1998
Г.Б. Фридман, О.Б. Собанова, И.Л. Федорова (ОАО "НИИнефтепромхим"), В.И. Николаев (АОЗТ "Татнефтеотдача")
G.B.Fridman, O.B.Sobanova, I.L.Fedorova (OAO "NlIneftepromhim"), V.I.Nikolaev (AOZT "Tatnefteotdacha")
Применение водных композиций ПАВ с высоким моющим действием для увеличения приемистости скважин и нефтеотдачи пластов
Application of water-base surfactants with high wash-off capacity for well injectivity increase and oil recovery enhancement
Two recipes of surfactant compounds for different geological-physical conditions have been chosen: SNPX-95 and SNPX-9502. Two technologies utilizing these compounds have been developed: bottom hole area stimulation in injectors for injectivity increase; oil recovery enhancement utilizing SNPX-95M. Field tests have been conducted in conditions of different temperatures and mineralization of injected water. It is stated, that application of SNPX-95 agent for stimulation of the fields at the late stage of development has very high perspective.
настоящее время в связи с увеличением числа месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, особенно остро стоит проблема интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов. В течение нескольких лет НИИ Нефтепромхим занимается разработкой новых методов повышения нефтеотдачи, основанных на использовании ПАВ или композиций на их основе [1-5]. Применение композиций ПАВ позволяет в широких пределах изменять свойства этих систем и адаптировать составы к различным геолого-физическим условиям.
В результате проведенных исследований нами выбраны составы, содержащие ПАВ разных классов, которые при введении в воду позволяют снизить межфазное натяжение на границе с нефтью до 10-2-10-3 мН/м, обладают высокой солюбилизирующей способностью, образуют на границе с углеводородом микроэмульсионную фазу и не дают устойчивых плохо разрушающихся эмульсий. Все это обеспечивает им хорошие нефте-отмывающие свойства.
Выполненные работы позволили подобрать несколько рецептур композиций
ПАВ (СНПХ-95 и СНПХ-9502),
предназначенных для различных геолого-физических условий, организовать их вы-
пуск в промышленности (в виде концентратов) или в промысловых условиях. На основе этих реагентов были разработаны две технологии: обработки призабойных зон (ОПЗ) нагнетательных скважин с целью повышения (восстановления) их приемистости; повышения нефтеотдачи пластов (реагент СНПХ-95М).
Промысловые испытания первой технологии проводились в АО "Татнефть" (НГДУ "Азнакаевскнефть" и "Альметь-евнефть") и АО "Красноленинскнефте-газ" (НГДУ "Талинскнефть") при температурах 20-40, 90-100°С и минерализации закачиваемых вод (от пресной до 170 г/л). Эффективность воздействия оценивалась по изменению приемистости и результатам гидродинамических исследований.
В АО "Татнефть было обработано шесть нагнетательных скважин. Их геолого-промысловые показатели, количество реагента СНПХ-95, израсходованного на обработку, объем его водной дисперсии представлены в табл. 1.
Обработку проводили путем закачки композиции СНПХ-95 по НКТ в виде водной дисперсии. После гидродинамических исследований скважины подключали к кустовым насосным станциям для закачки воды. Объем израсходованной дисперсии изменялся от
28,8 до 54 м3
(из расчета охвата дисперсией призабой-ной зоны пласта в радиусе от 4 до 12 м). Как видно из табл. 1, после обработки приемистость скважин увеличилась в среднем в 1,4 раза. Коэффициент приемистости возрастает в среднем в 2 раза по индикаторным кривым и в 1,5 раза по КВД. Эффект продолжался от 4 до 18 мес (в среднем 12 мес).
В НГДУ "Талинскнефть" обработано пять скважин, вскрывающих терриген-ные пласты ЮКщ . Толщина интервала перфорации изменялась от 14,9 до 31,7 м. Скважины были переведены под нагнетание с приемистостью 200-700 м3/сут. К началу проведения испытания их приемистость составляла 70-100 м3/сут. С целью восстановления приемистости было закачано 3,4 - 6,6 т композиции ПАВ в виде водного раствора объемом 95-150 м3. После обработки приемистость увеличилась по всем скважинам в среднем в 1,5 раза. Длительность эффекта в среднем составляет около 1 года.
Другая технология, разработанная в НИИнефтепромхим и основанная на применении водных растворов композиций ПАВ (СНПХ-95М) позволяет увеличить нефтеотдачу пластов. Она включает последовательную закачку блокирующего и нефтеотмывающих агентов. Первоначально вводится поли-
2/1998 31
Таблица 1
Номер скважины Площадь Пласт Толщина пласта,м Перфо-риро-ванная толщина пласта, м Доля песчаников, % Количество закачанного реагента СНПХ-95, т Объем закачанной водной дисперсии СНПХ-95,м3 Приемистость, м3/сут Коэффициент 10 м3/(с приемистости, . МПа)
по индикаторным кри вым по КВД
эффек-тив-ная нефте-насыщенная до обработки после обработки д об бо о после за- обра-тки ботки до обр а-ботки после обработки
538 Северо-Азнакаевская ДА 11,6 11,6 11,0 100 3,0 54 250 380 4,8 7,2 2,38 5,76
4450 Южно-Азнакаевская Д1 10,0 8,5 8,0 76 3,1 45 242 317 2,5 12,5 4,60 2,35
2799 Северо-Азнакаевская ДА 12,6 7,2 6,0 100 2,5 35 288 456 4,1 4,7 7,00 7,00
4648 Южно-Азнакаевская ДА 7,6 7,6 9,0 100 3,0 51 345 480 21,6 5,5 5,60 7,60
21527 Березовская ДА 6,4 3,6 4,4 100 1,4 28,8 449 476 5,6 7,8 6,07 7,97
10064 Альметь-евская ДА 18,5 10,0 10,5 92 3,1 54 278 275 5,3 14,4 3,15 3,15
мерно-дисперсная система (ПДС), которая снижает проницаемость промытых зон и выравнивает фронт вытеснения заводняющей жидкости. Поступающая следом композиция ПАВ (СНПХ-95) с высоким моющим действием вытесняет нефть преимущественно из прослоев меньшей проницаемости, ранее не охваченных воздействием. При этом нефтеотдача повышается как за счет перераспределения фильтрационных потоков и
Таблица 2
увеличения охвата пласта воздействием, так и за счет улучшения вытесняющих свойств закачиваемой жидкости.
Технология предназначена для увеличения добычи нефти при обычном заводнении в условиях неоднородных пластов с различной минерализацией пластовых и закачиваемых вод (0-300 г/л) и высокой обводненностью добываемой продукции (более 60%). Ее промысловое апробирование осуществлялось на Ромашкин-
ском месторождении Татарстана в НГДУ "Альметьевнефть". С 1987 г. геолого-промысловые характеристики 12 опытных участков, на которых проводились испытания, даны в табл.2. Эти участки обычно включали одну нагнетательную и несколько (обычно 3-4) с ней гидродинамически связанных по пластам добывающих скважин. В семь нагнетательных скважин закачивалась сточная вода минерализацией 1040-1075 кг/м3, в ос-
Номер скважины Площадь Пласт Дата обработки Толщина интервала перфорации, м Плотность закачиваемой воды, кг/м3 Число реагирующих скважин Суммарн обрабо жидкости ый дебит до тки, т/сут нефти Обводненность участка,%
5645Д Северо-Альметьевская Д, Аб 11.87 г. 4,4 1040-1060 3 81,8 20,9 74,5
14714 - " - Д1а, 62 06.88 г. 4,2 -"- 3 170,2 19,3 90,7
21158 - " - Д), Д1 61,6 2,63 08.88 г. 15,7 -"- 4 666,3 20,8 96,8
21376 - " - Д1в, г1 06.89 г. 5,0 -"- 2 259,5 11,2 95,6
5596 - " - Д1 61,6 2,63,в,г2+3,д 09.89 г. 23,4 -"- 5 678,2 28,0 95,8
21515 Березовская Д0, Д1 а 01.94 г. 4,9 1000 7 186,2 33,8 81,8
21004 Северо-Альметьевская Д1г 02.94 г. 4,2 1050 3 151,6 42,8 76,4
10019 - " - Д, Д1 а 06.94 г. 9,0 1000 3 168,4 17,9 89,4
5638Д - " - Д, Д1 а 01.95 г. 8,0 1000 3 53,4 27,3 48,9
21500 - " - Д0, Д1 а 03.95 г. 13,2 1075 3 607,0 12,7 97,9
5782 - " - Д0, Д1 а, 61 06.95 г. 15,0 1000 4 45,3 14,9 67,8
21561 Березовская Д0, Д1 а 06.96 г. 8,2 1000 7 40,0 4,8 88,0
5947Д - " - Д, Д1 а 07.96 г. 7,8 1000 7 40,0 4,8 88,0
32 2/1998
Таблица 3
Номер скважины Количество реагента, т 3 Объем закачанных растворов, м Давление закачки, МПа Приемистость от агрегата на второй скорости, м3/сут/ давление, МПа Дополнительная добыча
ПАА глино- СНПХ-95 ПДС водной дисперсии СНПХ-95 начальное конечное нефти, т
до обработки после обработки
5645Д 0,208 25 8,9 832 148 11,0 15,5 393/10 360/16 3600
14714 0,400 48 13,5 1600 300 10,0 14,0 480/14 309/13,5 4400
21158 0,250 30 16,0 1000 320 10,5 11,0 330/9 120/11 3400
21376 0,625 75 30,0 2500 600 10,0 13,0 288/7 315/9 580
5596 0,625 75 30,0 2120 840 10,5 15,0 480/9 393/11 6200
21515 0,280 22,4 30,0 1120 600 8,0 11,0 288/7 320/11 358
21004 0,370 30,0 30,0 1480 480 9,0 11,0 480/5 360/9 5919
10019 0,530 42,0 32,0 2109 640 216/7 240/9,5 1629
5638Д 0,420 16,7 30,0 1680 600 13,5 14,0 270/14,5 144/11 4298
21500 0,756 22,7 32,0 2160 640 11,0 13,0 410/11 320/13,5 508
5782 0,575 23,0 30,0 2300 600 288//11 270/13 186
21561 0,320 16,0 30,0 1600 600 13,0 13,5 270/13 254/14 1818
5947Д 0,360 32,0 30,0 1800 600 10,0 11,0 435/6 360/11
тальные - пресная. Обводненность про- объемом 1-2 м3, затем глинистая суспен-
дукции, добываемой с участков, как пра- зия объемом 200-350 м3, после вода
еш.о превышала 74%, дебит нефти был объемом 1-2 м3. Указанный цикл повто-
не более 21 т/сут. Компоненты ПДС за- рялся несколько раз. После этого осуще-
качивались в пласт при помощи насосно- ствлялась закачка водной дисперсии
го агрегата циклично: сначала раствор композиции ПАВ, которую получали
ПАА объемом 200-300 м3, далее вода путем разбавления концентрата реагента
_ СНПХ-95 водой в
соотношении 1:20 .
Расход реагентов и объемы закачки
6
Н, м
1759,9
1763,0
1773,8
1775,6
100 200 300
т
30
"50"
Н, м —►
Приемистость, имп./мин 100 200 300
50
%
г?
Рис.1. Профиль приемистости скв. 21515 до (а) и после (б) обработки по технологии СНПХ-95 М
приведены в табл. 3, из которой видно, что в ходе обработки давление нагнетания возрастало в среднем на 30%. Приемистость скважин после закачки снизилась в среднем на 20%.
По результатам гидродинамических исследований, выполненным до и после обработки, в двух скважинах изменились профили приемистости: высокопроницаемые промытые зоны оказались заблокированы, в работу
включались новые, ранее неохваченные воздействием прослои (рис.1).
Реакция скважин опытных участков на выполненную обработку оценивалась по изменению обводненн
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.