Содержание к диссертации
Введение
1. Характеристика продуктивных пластов нефтяных месторождений Ирака
1.1. Общая характеристика месторождений Ирака 2
1.2. Месторождений юга Ирака 4
1.2.1. Общие сведения о месторождении Нахр Умар 7
1.2.2. Геолого-физическая характеристика месторождений Нахр Умар 12
1.2.2.1. Геологическое строение месторождения и залежей... 12
1.2.2.1.1. Стратиграфия 13
1.2.2.1.2. Тектоника 13
1.2.2.1.3. Нефтенасыщенность 13
1.2.2.2. Гидродинамическая характеристика продуктивных пластов Нахр Умар и Ямама 27
1.2.2.3. Физико-химическая характеристика жидкостей и газов месторождения Нахр Умар 29
1.2.3. Оценка геолого-геофизической изученности месторождения Нахр Умар 33
2. Изменение направлений фильтрационных потоков с использованием тампонирующих составов
2.1. Технологии изменения направлений фильтрационных потоков 60
2.2. Свойства применяемых тампонирующих составов 79
2.3. Промысловые испытания разработанных технологий 99
3. Выбор объекты и результаты лабораторных исследований
3.1. Объекты исследования 107
3.2. Основные принципы физического моделирования пластовых процессов
3.3. Описание фильтрационной установки 113
3.4. Методика экспериментальных исследований 116
3.4.1. Подготовка кварцевого песка 116
3.4.2. Подготовка воды к проведению лабораторных экспериментов 117
3.4.3. Методика приготовления эмульсии 120
3.5. Фильтрация исследования 123
3.5.1. Методика экспериментов 123
4. Технологии, перспективные для применения на месторождениях юга Ирака 134
Выводы 147
Список литературы 149
Приложение 1. Алкилфосфат-химеко 162
- Общая характеристика месторождений Ирака
- Технологии изменения направлений фильтрационных потоков
- Основные принципы физического моделирования пластовых процессов
- Технологии, перспективные для применения на месторождениях юга Ирака
Введение к работе
Повышение нефтеотдачи пластов - увеличение степени извлечения нефти из недр - в настоящее и ближайшее десятилетие является одной из главных проблем для нефтяников всего мира. Эффективность известных методов извлечения нефти обеспечивает конечный коэффициент нефтеотдачи в пределах 0,25 - 0,45, что явно недостаточно для рационального использования ресурсов нефти. В связи с этим повышение степени извлечения нефти из недр разрабатываемых месторождений за счет прогрессивных методов воздействия на пласты является важной народнохозяйственной задачей.
Ввиду недостаточности нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды, как основного средства нефтевытеснения, в 1960 - 1980 гг. большое внимание было уделено повышению эффективности существующих и созданию новых методов повышения нефтеотдачи, основывающихся главным образом на увеличении коэффициента вытеснения. В этом направлении были достигнуты определенные успехи, на что указывает создание в этот период множества физико-химических методов, основанных на применении ПАВ, кислот, щелочей и растворителей. Однако в этом направлении больших успехов при заводнении не достигли.
Заводнение является высокопотенциальным освоенным методом повышения нефтеотдачи пластов. При благоприятных физико-геологических условиях метод позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи 0,65 - 0,70. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и высокая неоднородность пластов) коэффициент нефтеотдачи уменьшается до 0,30 - 0,35, в частности из-за низкого охвата продуктивных пластов воздействием, а при вязкости нефти более 30 - 35 мПа.с заводнение становится малоэффективным.
Охват объема пласта воздействием во многом зависит от особенностей геологического строения залежей, неоднородности коллекторских свойств
пород пласта, физико-химических свойств насыщающих жидкостей и эффективности системы разработки нефтяных месторождений. Из них наиболее существенное влияние оказывает неоднородность по проницаемости.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты, направленные на повышение текущей и конечной нефтеотдачи, базируются на искусственном заводнении коллекторов и осуществляются путем реализации различных способов площадного, законтурного, внутриконтурного и других систем заводнения. Как показал опыт разработки нефтяных месторождений, прорыв закачиваемых вод по пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80 - 90 %, при которой эффективность гидродинамических методов резко снижается, хотя суммарный отбор нефти не превышает 40 - 50 % извлекаемых запасов нефти. Объективной необходимостью для увеличения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым зонам коллектора и поступления его в скважины. Это приводит к перераспределению энергии закачиваемой воды в пласте и извлечению нефти из невыработанных зон, обеспечивая тем самым регулирование заводнением и повышение конечной нефтеотдачи.
В работе изложены результаты исследований, направленных на регулирование заводнения на основе изменения фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, которое осуществляется путем нагнетания химреагентов как через добывающие, так и нагнетательные скважины. В обоих случаях извлечение дополнительной нефти достигается в результате увеличения охвата пласта воздействием. Цель диссертационной работы:
Создание и анализ результатов внедрения новых технологий тампонирования на основе новых реагентов, применимых для условий месторождений юга Ирака, с целью повышения нефтеотдачи пластов.
Для достижения поставленной цели были поставлены и решены следующие задачи:
Изучение геолого-физических характеристик нефтяных месторождений Ирака.
Анализ эффективности применения современных технологий тампонирования высокопроницаемых зон пласта и обобщение опыта их применения.
Изучение методик лабораторных исследований тампонирующих составов и оценка эффективности новых потокоотклоняющих композиций.
Научная новизна работы:
Обоснована возможность использования современных тампонирующих составов на месторождениях Ирака.
Предложены методы фильтрационных исследований тампонирующих композиций на основе обратных эмульсий.
Создана и исследована рецептура эффективного тампонирующего состава.
Работы были проведены на кафедре разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.
Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю доценту Стрижову И.Н., а также к.т.н. Губанову В.Б., к.т.н. Магадовой Л.А., с.н.с. Г. Чекалиной за помощь при выполнении экспериментальной части работы.
Автор благодарен заведующему кафедрой разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, профессору И.Т. Мищенко, преподавателям и сотрудникам кафедры, которые оказывали поддержку в ходе подготовке диссертации.
Общая характеристика месторождений Ирака
Ирак является одной из крупных нефтедобывающих стран не только Среднего Востока, но и мира. В настоящее время можно считать, что Ирак характеризуется самыми большими перспективами пефтегазоносности из всех стран Ближнего и Среднего Востока.
В течение нескольких лет цифры начальных разведанных извлекаемых запасов - увеличились в 3-4 раза. Однако даже при существующих доказанных запасах страна может значительно увеличить добычу. Относительно замедленный темп разведки просто приведет к отсрочке роста добычи до более благоприятных времен. Доказанные извлекаемые запасы нефти на 1.1.2004 г. оцениваются в размере 16,47 млрд. т, а газа - 3,1 трлн. м . По отношению к мировым запасам нефти на 1.1.2004 г. это составляет 11,8 %, а газа-2,1% [41, 129].
Выходы нефти и асфальтов на поверхность в Месопотамии были известны с древних времен. История развития нефтяной промышленности Ирака берет свое начало в XX в. Разведочные и поисковые работы в Ираке сначала осуществлялись зарубежными нефтяными компаниями [19].
Первое месторождение нефти промышленного значения - Киркук было открыто в 1927 г. компанией «Ирак Петролеум» (ИПК), которая представляла собой консорциум нескольких международных нефтяных компаний. Другой консорциум компаний - «Бритиш Ойл Девелопман» (БОД) получил концессию к западу от р. Тигр. В конце 30-х годов была обнаружена тяжелая сернистая нефть на нескольких структурах в районе Мосула (месторождения Каяра, Наджма, Касаб и др.). Однако разведка не проводилась, и концессия была передана «Мосул Петролеум» (МПК), дочерней компании ИПК. Этой компанией было обнаружено месторождение Айн-Зала, содержащее нефть лучшего качества. Только после войны 1939 - 1945 гг. Ирак приступил к разработке месторождений, когда компания «Басра Петролеум» (БПК), дочерняя компания ИПК, получила концессию в южной части страны. После войны были открыты месторождения: Бутма (МПК), Джамбур и Бай-Хасан (ИПК), Румайла (БПК). Все эти месторождения введены в разработку в 1961 г. В 1972 г. были национализированы и месторождения, разрабатываемые компанией ИПК. Через год на основании одного из пунктов соглашения между компанией ИПК и ее дочерними предприятиями, с одной стороны, и Иракским правительством, с другой, месторождения, принадлежащие МПК, были переданы правительственной компании «Ирак Компани фор Ойл Оперейшн» (ИКОО), так же как и месторождения Киркук, Бай-Хасан и Джамбур, первоначально входившие в концессию компании ИПК. В конце 1973 г. Иракское правительство национализировало концессии, принадлежащие «Экссон», «Мобил», «Шелл», оставив своими иностранными партнерами только компании КФП и БП.
Тем временем «Ирак Нейшнл Ойл Компания» (ИНОК) получила право на разработку остальных иракских месторождений. Месторождение Нафт-Хане (разработка которого велась вначале компанией АИОК, затем БП), известное на территории Ирана под названием Нафте-Шах, было передано несколькими годами ранее. Компания ИНОК также разрабатывала месторождение тяжелой нефти Каяра, открытое в районе Мосула компанией БОП, добывая для Ирака асфальт и другие тяжелые нефтепродукты. Впоследствии ИНОК заключила выгодную сделку с французским концерном ЭРАП. В результате были открыты три месторождения нефти на территории, ранее принадлежавшей компании БП. ИНОК также доразведала месторождения, оставленные в свое время компанией БП, и сделала ряд открытий при техническом содействии нескольких социалистических стран.
К настоящему времени в стране открыто более 100 месторождений нефти и газа с различными запасами. Однако в разработке сейчас находятся около 20 с числом добывающих скважин в количестве 1685. Этот фонд обеспечивает в среднем суточную добычу нефти в количестве 340,3 тыс. т. (около 124,4 млн.т. в год).
Месторождения южной части Ирака (Румейла, Зубейр, Нахр Умар, Ратауй, Лухейс, Сиба, Туба, и др.) отличается от месторождений северной и центральной частей. В первую очередь они различаются типом коллектора. Чаще всего коллектор является терригенным. Кроме того, крылья структур характеризуются меньшими углами падения (несколько градусов). Месторождения южного Ирака - Румейла и Зубейр - дают примерно 40% добычи всей страны [122, 127].
Нефтяное месторождение Нахр Умар расположено в 33 км северо-западнее города Басра (см. рис. 1.1). Открыто в 1949 г. Месторождение приурочено к куполовидной брахиантиклинальной складке 28x14 км. Глубина залегания продуктивных залежей - около 2800 м. Пробурено 13 скважин, из которых 9 являются продуктивными.
Основными продуктивными горизонтами месторождения Нахр Умар являются отложения формаций Ямама и Нахр Умар.
Формация Ямама - берриас-валанжинского возраста (нижний мел), сложена карбонатными отложениями (известняками от кремового до светло-коричневого цвета). Мощность этого горизонта составляет 350-400 м.
Формация Нахр Умар - альбского возраста, сложена главным образом терригенными песчано-глинистыми образованиями. Среднюю и нижнюю части разреза слагают мелко- и среднезернистые песчаники, с которыми связана промышленная нефтегазоносность на месторождении Нахр Умар.
Технологии изменения направлений фильтрационных потоков
В настоящее время растет доля месторождений, запасы которых могут быть отнесены к трудноизвлекаемым вследствие существенной неоднородности коллекторов, в ряде случаев при низкой проницаемости, близости давления насыщения пластовой нефти газом к начальному пластовому, повышенной вязкости нефти и других факторов [64].
Освоение этих запасов нефти в системе разработки месторождений включает в себя комплекс технологических мероприятий. Основные из них -бурение дополнительных скважин, гидродинамические, физико-химические, тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН) [84]. Однако в большинстве случаев эффективное применение этих методов ограничивается неравномерным движением закачиваемых в пласт нефтевытесняющих агентов в неоднородном нефтеводонасыщенном коллекторе [65, 77].
На коэффициент нефтеотдачи пластов при заводнении оказывают влияние различные факторы, неуправляемые и управляемые в процессе разработки [62]. К неуправляемым относятся естественные геолого-физические характеристики нефтяной залежи: 1. тип коллектора, естественная проницаемость и кавернозность пород; 2. литологический состав пород, слагающих продуктивный пласт; 3. физические свойства пород продуктивного пласта (пористость, проницаемость, порометрические характеристики, удельная поверхность пород и др.); 4. микронеоднородность пористой среды по размеру поровых каналов, определяющая коэффициент вытеснения нефти водой; 5. смачиваемость поверхности пор, степень гидрофильности и гидрофобности среды; 6. физико-химические свойства нефтей и пластовых вод, играющие весьма важную роль в процессах вытеснения нефти водой; 7. макронеоднородность пласта-коллектора (слоистость, зональная изменчивость свойств, наличие тектонических разрушений и др.); 8. условия залегания нефти, газа и воды (глубина залегания, пластовая температура и давление, тип залежей по фазовому состоянию углеводородов); 9. соотношение площадей чисто нефтяных и водонсфтяных зон пласта и угол наклона продуктивного пласта. К управляемым факторам относятся: 1. способ и схема воздействия на продуктивный пласт; 2. размещение добывающих и водонагнетательных скважин (форма сетки и плотность сетки скважин); 3. соотношение вязкостей нефти и вытесняющей воды; 4. темп отбора жидкостей; 5. режим работы добывающих и водонагнетательных скважин; 6. смачиваемость поверхности пор (гидрофильность и гидрофобность); 7. способы регулирования процессов разработки; 8. способы управления движением вытесняющей воды в неоднородных пластах; 9. новые способы увеличения нефтеотдачи пластов, повышающие эффективность обычного заводнения; 10.искусственно создаваемая трещиноватость пород.
Анализ разработки нефтяных месторождений показал, что при периодическом изменении режимов закачки и отборов жидкостей не только увеличиваются темпы отбора нефти, но и значительно уменьшается обводненность извлекаемой продукции. М. Л. Сургучев [84, 85] объяснил это тем, что периодическое заводнение неоднородных пластов способствует перетоку воды из высокопроницаемых в малопроницаемые зоны, увеличивая охват залежи заводнением. Еще в 1959 г. им впервые разработан метод циклического воздействия на пласт. Это способствовало развитию методов предупреждения обводнения скважин регулированием разработки залежи путем частичного или полного изменения системы воздействия. При этом основные принципы усовершенствованного циклического заводнения изложены в качестве основ интегрированной системной технологии интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов. Наибольший интерес представляют следующие положения названной технологии, изложенные в трудах А. Т. Горбунова, А. А. Боксермана, Гумерского и др:
1. Рекомендуется производить временные остановки добывающих скважин с высокой степенью обводненности. Такие остановки улучшают условия изменения сформировавшихся в пласте потоков и могут производиться в зависимости от поставленных целей на стадии как падения пластового давления, так и его повышения.
2. Колебания пластового давления предусматривается сопровождать водоизоляционными работами или работами по интенсификации добычи нефти из добывающих скважин. Водоизоляционные работы на нагнетательных скважинах целесообразно производить на стадии падения пластового давления, когда в скважине создаются условия для перетока жидкостей из низкопроницаемых пропластков в высокопроницаемые. Это означает что, если в этот период закачивать в скважину водоизоляционный материал, то он в основном попадает в высокопроницаемые пропластки. Наиболее эффективно эти работы проводить во второй половине периода падения пластового давления, когда разница давлений в пластах максимальна. Кроме того, если прекратить закачку водоизоляционного материала до окончания падения пластового давления, то создадутся условия перетока водоизоляционных материалов в высокопроницаемые пропластки из низкопроницаемых,
если они в них попали. Очевидно, что описанную процедуру на стадии падения пластового давления целесообразно производить и на высокообводненных добывающих скважинах. 3. К периодам повышения пластового давления предусмотрено приурочить работы по интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах. В период повышения пластового давления в скважинах возникают условия перетока из высокопроницаемых прослоев в низкопроницаемые. Если в этот период в добывающие скважины закачивать материалы, уменьшающие фильтрационные сопротивления (ПАВ, композиции и т.д.), то они направлено попадут в основном в низкопроницаемые прослои.
С целью предупреждения обводнения скважин регулированием разработки залежи с изменением системы воздействия проводят также следующие геолого-технические мероприятия: бурение новых (резервных) скважин; очаговое заводнение; разрезание залежи рядами нагнетательных скважин.
Для других методов ограничения водопритоков в скважины не требуется изменения следующей существующей системы воздействия или бурения новых скважин: 1. улучшение гидродинамических характеристик скважин (дополнительная перфорация продуктивного интервала, гидроразрыв пласта, гидроструйная перфорация, кислотные обработки, виброобработка, обработка поверхностно-активными веществами, растворителями и т.д.); 2. изоляция или ограничение притока попутной воды в нефтяные 3. выравнивание профиля притока в нефтяной скважине и профиля приемистости в нагнетательной скважине; 4. изменение режимов работы нефтяных скважин, т.е. увеличение или ограничение отборов жидкости вплоть до отключения скважин, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отбора и др.; 5. изменение режима работы нагнетательных скважин, заключающееся в увеличении или ограничении закачки, перераспределении закачки по скважинам, в применении периодической или импульсной закачки, в изменении повышенных давлений нагнетания до определенной величины там, где этому благоприятствуют геолого-физические условия залежи; 6. раздельная эксплуатация пластов одной скважиной и совместно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях. Наиболее широкое развитие и промышленное применение нашли методы изоляции или ограничения притока вод в скважины.
Основные принципы физического моделирования пластовых процессов
В настоящее время существует большое количество составов и методов их применения для снижения отрицательного влияния неоднородности продуктивных коллекторов по проницаемости.
Создание новых реагентов и технологий непрерывно продолжается, что заставляет искать критерии выбора наиболее эффективных из них для каждого конкретного месторождения.
В третьей главе диссертации представлены исследования по лабораторной оценке эффективности тампонирующих свойств эмульсионных составов производства "Химеко-ГАНР , применяемых в технологиях выравнивания профилей приемистости в нагнетательных скважинах, по наиболее значимому критерию, характеризующему тампонирующие свойства состава - фактору остаточного сопротивления.
Фактор остаточного сопротивления (Rocr) представляет собой отношение проницаемостей пористой среды по кокой - либо фильтрующейся жидкости до и после воздействия испытуемого реагента.
Тестирование в лабораторных условиях тампонирующих составов основывается на проведении сравнительных экспериментов, показывающих преимущество какого-либо реагента по сравнению с другими предложенными реагентами, либо по сравнению с применявшимся ранее и хорошо зарекомендовавшим себя.
При этом вся серия сравнительных экспериментов должна быть проведена по единой методике; в одинаковых термобатических условиях, с использованием одних и тех же рабочих жидкостей, с использованием образцов пористой среды с одинаковыми значениями проницаемости, пористости и, самое главное, структуры пористой среды.
Образцы кернов продуктивных пород, как правило, различны по своей морфологии вследствие сложной структурой пористой среды, что приводит к разнице по проницаемости даже для образцов, изготовленных из одного кернового материала. Поэтому при выполнении сравнительных экспериментов на образцах кернов исследователи вынуждены многократно использовать один и тот же комплект образцов, что не всегда корректно.
Кроме того, линейная фильтрация через образцы кернов определенных систем, особенно дисперсных, содержащих твердую фазу, легко приводит к образованию так называемой торцевой корки.
На наш взгляд, для выполнения тестовых сравнительных экспериментов по исследованию тампонирующих составов, воздействие которых на фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) пористой среды не связано с реакцией состава с различными составляющими пористой среды и влиянием на ФЕС продуктов такой реакции, идеально подходят насыпные модели пористой среды.
Для набивки таких моделей пласта используется молотая в течение определенного времени на шаровой мельнице исходная фракция кварцевого песка. Мегоды последующей обработки молотого песка позволяют достичь того, что пористость насыпных моделей пласта всегда составляет величину близкую к 30 % при любых величинах проницаемости. Таким свойством обладает так называемый фиктивный грунт, состоящий из одинаковых шарообразных частиц, для которого пористость зависит лишь от относительного расположения частиц. Для насыпной модели пласта, заполненной молотым песком, как и для фиктивного грунта, характерны наличие только открытой пористости и регулярная структура пористой среды.
Основным элементом модели фиктивного грунта является ромбоэдр. Центры каждых восьми соприкасающихся шаров (песчинок) расположены в вершинах ромбоэдра, каждая грань которого есть, ромб. Величина пористости фиктивного грунта зависит от взаимного расположения составляющих его шаров. Различные расположения шаров фиктивною грунта колеблются между двумя крайними конфигурациями, из которых одна соответствует теснейшему расположению шаров, а другая- их наиболее свободному расположению (при условии взаимного соприкасания). Подставляя в формулу Слихтера вместо угла 8 его крайние значения, получим пределы изменения пористости фиктивного грунта:
Пористость естественных пластов колеблется в гораздо более широких пределах, что объясняется разнообразном размеров части пористой среды, наличием в поровых каналах различных цементирующих веществ и др. Вследствие этих причин морфология реальной пористой среды чрезвычайно сложна.
С учетом необходимости исследования в лабораторных условиях различных тампонирующих составов, в лаборатории моделирования пластовых процессов разработана фильтрационная установка высокого давления HP-CFS, позволяющая наряду с экспериментами на образцах кернов проводить исследования с использованием насыпных моделей пласта. Принципиальная схема установки представлена нарис. (3.2).
Установка HP-CFS (High Pressure Core Flood System) обеспечивает проведение фильтрационных экспериментов на насыпных моделях пористых сред и образцах кернов при температурах до 150 С и давлении до 20,0 МПа. При необходимости используется система противодавления, обеспечивающая максимальный уровень давления 7,0 МПа. При работе с образцами кернов давление обжима может достигать 50,0 МПа.
Основными функциональными частями установки являются термостатируемая насыпная модель пласта (4) и кернодержатель (14) для опытов с использованием образцов кернов. При этом, в зависимости от типа исследований, возможно использование кернодержателя для составных кернов длиной до 30 см (исследование гидродинамических характеристик пористой среды), либо кернодержателя для одного образца керна (исследование составов для кислотной обработки, буровых растворов, жидкостей глушения).
Технологии, перспективные для применения на месторождениях юга Ирака
Кроме технологии с использованием эмульсии на основе эмультала и алкилфосфатов для условий продуктивных пластов месторождения Нахр Умар могут найти применение и другие технологии, направленные на увеличение нефтеотдачи за счет выравнивание профилей применимости и ограничение водопритока в добывающие скважины.
Одной из таких технологий является технологии тампонирование на основе оксиэтилцеллюлозы. ЭЦ являются экологически чистыми и безвредными. Разновидностями эфиров целлюлозы [58, 55, 81] являются: метилметилцеллюлозы, оксиэтилцеллюлозы, гидрооксиэтилцеллюлозы, карбоксиметилцеллюлозы и другие. Достоинством метода является возможность их применения на любой стадии разработки нефтяных месторождений, как на ранней, для выравнивания фронта вытеснения, так и на поздней стадии, при высокой обводненности продукции скважины. Закачка составов в продуктивный пласт приводит к изменению направления гидродинамических потоков и не оказывает влияния на флору и фауну. Эфиры целлюлозы вступают в реакцию с породой, не нарушая ее монолитности. Технология не требует изменения существующих систем воздействия на продуктивный пласт, и осуществляется с использованием простой дозировочной установки, разработанной в «ТатНИПИнефть».
Водные растворы эфиров целлюлозы обладают связывающей, эмульгирующей, смачивающей и адгезионной способностями и имеют вязкость от 4 до 300 мПах [58]. В скважину эфиры целлюлозы закачиваются в виде дисперсии. В пласте под воздействие различных факторов (температуры, изменения рН, ионов металла, содержащихся как в воде, на которой производится приготовление раствора, так и в пластовой) происходит загущение закачиваемых растворов эфиров целлюлозы вплоть до образования гидрогелей различной степени подвижности. Добавление в раствор сшивателя
(ионов металлов) позволяет целенаправленно регулировать свойства растворов. Благодаря этому технологию применяют на любой стадии разработки.
При применении эфиров целлюлозы без сшивателя на относительно ранней стадии заводнения происходит загущение закачиваемой воды без образования гидрогеля. В результате снижения подвижности закачиваемого агента достигается общее выравнивание фронта вытеснения нефти без языкообразного прорыва воды. Тем самым предотвращается образование весьма узких протяженных хорошо промытых зон с высокой проницаемостью и повышается степень охвата пласта заводнением.
Добавление сшивателя, в качестве которого используются поливалентные катионы Fe3+, А13+, Сг3+ и другие, приводит к образованию малоподвижных и неподвижных гелей, происходит блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и изменения направления фильтрации рабочего агента. Благодаря закачке достаточно больших объемов раствора целлюлозы (2000 м3 и более) перераспределение фильтрационных потоков происходит не только в призабойной зоне скважины, но и на достаточно большом удалении от скважины. В работе [55] отмечается, что гидрогели при значительных перепадах давления обладают способностью медленно двигаться в промытых высокопроницаемых зонах, тем самым нагнетаемая вода медленно продвигает их в пласт, не обгоняя фронта вытеснения. Создаваемые составами сопротивления достаточно высоки вследствие наличия в них гель-фракции.
Опытные закачки метилцеллюлозы проводили в пласты бобриковского горизонта на Сабанчинском месторождении. В 25 нагнетательных скважин закачано 200 т состава на основе гидрооксиэтилцеллюлозы или карбоксиметилцеллюлозы. Растворы готовили на минерализованной (сточной) воде и закачивали в пласты, заводненные сточными (минерализованными) водами, содержащими значительное количество ионов металлов. Дополнительная добыча нефти составила порядка 100 тыс.т.
На Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения велась закачка гидрооксиэтилцеллюлозы в горизонт Ді (девон). Анализа проводился по 7 добывающим скважинам, дополнительная добыча по ним составила 30,4 тыс.т., а удельный технологический эффект - 1520 т нефти на 1 т использованной гидрооксиэтилцеллюлозы.
Согласно ТЭО на залежах Ромашкинского месторождения ведется закачка растворов эфиров целлюлозы концентрацией 0,3 - 2,0 % и вязкостью 4,5 - 1000 мПа.с. В зависимости от приемистости и давления нагнетания закачивается в среднем по 20 тонн в каждую нагнетательную скважину на участках с обводненностью добываемой продукции от 25 % до 95 % [59].
Проведенные испытания но закачке эфиров целлюлозы [52] показали высокую эффективность их применения на высокообводиенных участках (до 95 %), однако расширение технологии сдерживалось из-за недостатка эфиров целлюлозы, поставляемых отечественной промышленностью.
АО «Татнефть» и «ТатНИПИнефть» в связи с нехваткой реагента исследовали как в лабораторных, так и в промысловых условиях составы зарубежного производства, в частности, производимых французской компанией «Total». Для выбора наиболее эффективных реагентов компания Total предоставила несколько образцов эфиров целлюлозы.
Наилучшими вязкостными свойствами обладают оксиэтилцеллюлоза [ОЭЦ] марки NATROSOL 250 HHR-P, этилоксиэтилцеллюлоза марки BERMOCOLL E-FQ, метилцеллюлоза марки BENECEL МР874. Вязкость растворов оксиэтилцеллюлозы увеличивается при повышении минерализации воды. Выявлено, что растворы этилоксиэтилцеллюлозы образуют гели. Растворы метилцеллюлозы образуют гели при температуре 65-70 С. При добавлении минерализованной воды температура гелеобразования уменьшается до 32-35 С. На основе проведенных исследований к применению рекомендованы составы на основе оксиэтилцеллюлозы марок CELLOSIZE НЕС-10, NATROSOL 250 HHR-P и метилцеллюлозы марок CULMINAL ЗОООР, ЫС 4000 PS, CULMINAL 7000PF и COURGEL.
Закачка на основе NATROSOL 250 HHR-P производилась на Зай-Каратайской площади. По данным [59] нефтенасыщенная толщина в среднем по площади составляет 20 м, пористость - 20,5 %, проницаемость - 0,35 м, нефтенасыщенность - 73,5 %. Воздействие осуществлялось в 2 нагнетательные скважины в количестве 32 т. Технологический эффект но 8 добывающим скважинам, работавших по тем же пластам, что и нагнетательные скважины, составил 14,9 тыс.т нефти. Удельный технологический эффект составил 466 т нефти на 1 т реагента.
Закачка эфиров целлюлозы проводилась и на Миннебаевской, Южно-Ромашкинской, Западно-Лениногорской, Альметьевской площадях Ромашкинского месторождения. Всего к 1995 г. было закачано 1964 т реагента в 96 нагнетательных скважин. В зоне воздействия нагнетательных скважин находились 318 добывающих скважин. В основном закачаны растворы оксиэтилцеллюлозы марки NATROSOL 250 HHR-P. Удельная технологическая эффективность равна 400 т дополнительной добычи нефти на 1т реагента. Недостатком применения импортных растворов является то, что затраты на их приобретение в 3 раза выше, чем отечественного производства. В период с 1993 по 1995 гг. широкое промышленное внедрение получили технологии повышения нефтеотдачи пластов основанных па закачке растворов оксиэтилцеллюлозы марки «Сульфацелл» отечественного производства.
