Содержание к диссертации
Введение
1 Методы повышения нефтеотдачи пластов с использованием химических реагентов 6
1.1 Современные представления о формах остаточной нефти и способах ее извлечения 6
1.2 Потокоотклоняющие технологии повышения нефтеотдачи 9
1.2.1 Технологии полимерного воздействия 10
1.2.2 Неорганические гелеобразуюшие композиции 12
1.2.3 Технологии повышения нефтеотдачи с использованием дисперсных систем 13
1.2.4 Геле- и осадкообразующие технологии 15
1.2.5 Технологии повышения нефтеотдачи с использованием нефтевытесняющих реагентов (ПАВ) 18
2 Текущее состояние разработки нефтяных месторождений Башкортостана 23
2.1 Общая геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Башкортостана 23
2.2 Состояние разработки Арланской группы нефтяных залежей 27
2.3 Промыслово-геофизические методы контроля за разработкой 42
3 Анализ применения мун на арланском нефтяном месторождении 49
3.1 Технология влажного внутрипластового горения 49
3.2 Результаты ОПР по закачке низкоконцентрированных растворов НПАВ 51
3.3 Полимерное заводнение 53
3.4 Основные современные технологии повышения нефтеотдачи 58
3.4.1 Силикатно-щелочное заводнение (СЩВ) 58
3.4.2 Щелочно-полимерное заводнение (ШПВ) 60
3.4.3 Технология воздействия на пласт композициями на основе осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР) 61
3.4.4 Микробиологическое воздействие 62
3.4.5 Применение продуктов биосинтеза (биополимеры, БиоПАВ) 66
3.4.6 Гелеобразующая технология на основе алюмохлорида 68
3.4.7 Закачка оторочек нефти 69
3.5 Постановка задач исследований 71
4 Разработка и исследование свойств композиций на основе латексов для повышения нефтеотдачи пластов 73
4.1 Лабораторные исследования растворов стабилизированных латексов (СТЛ) 75
4.2 Исследования свойств композиций на основе нестабилизированного латекса и НПАВ 80
4.3 Исследование свойств композиций на основе стабилизированного латекса и полимеров 87
4.3.1 Реологические свойства латексно-полимерных растворов 87
4.3.2 Исследование фильтрационных характеристик латексно-полимерных растворов 93
5. Испытание и внедрение методов воздействия на пласт латексами и их технико-экономическая оценка 105
5.1 Внедрение технологии на основе стабилизированного латекса 105
5.1.1 Арланское месторождение 106
5.1.2 Игровское месторождение 118
5.2 Внедрение технологии на основе стабилизированного латекса и БиоПАВ 131
5.3 Испытание и внедрение технологии на основе СТЛ и ПАА 136
5.4 Испытание технологии на основе СТЛ и жидкого стекла 138
5.5 Оценка экономической эффективности применения методов воздействия на пласт на основе латексов 144
Основные выводы 145
Список использованных источников.. 148
- Геле- и осадкообразующие технологии
- Общая геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Башкортостана
- Микробиологическое воздействие
- Лабораторные исследования растворов стабилизированных латексов (СТЛ)
Введение к работе
Перспективы развития нефтяной промышленности определяются созданием надежной сырьевой базы за счет проведения геолого-разведочных работ, совершенствования технологии разработки нефтяных месторождений и применения новых методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов.
В течение последних десятилетий происходило непрерывное ухудшение качественного состояния сырьевой базы нефтедобывающей промышленности вследствие значительной выработки запасов высокопродуктивных месторождений, находящихся в длительной эксплуатации. Все большую долю в структуре запасов занимают трудноизвлекаемые, приуроченные к низко проницаемым коллекторам, залежам нефти с высокой вязкостью и аномальными свойствами. В этих условиях эффективность эксплуатации месторождений не может быть обеспечена только за счет традиционных методов заводнения. Учитывая, что роль указанных запасов в перспективе будет возрастать, для рентабельной разработки их необходимо создание и применение современных методов и технологий увеличения нефтеотдачи пластов (МУН).
Актуальной задачей является и решение проблем доизвлечения остаточной нефти уникального Арланского нефтяного месторождения Башкортостана, где высок удельный вес трудноизвлекаемых запасов. За 45-летний период эксплуатации почти все его площади вступили в позднюю и завершающую стадии. Значительные запасы по ним уже отобраны, снижаются среднесуточные дебиты нефти по всему фонду скважин при высокой обводненности добываемой продукции. В то же время в его недрах осталось еще более половины балансовых запасов нефти.
В последние годы для извлечения остаточной нефти на месторождениях Башкортостана достаточно широкое развитие получили методы увеличения нефтеотдачи, в том числе современные осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ). Несмотря на это уровень дополнительной добычи нефти с их применением остается пока ниже потенциально возможного.
В указанных условиях важнейшей задачей является повышение нефтеотдачи разрабатываемых пластов и сокращение объемов попутно добываемой воды с применением эффективных для конкретных залежей методов воздействия на пласт.
Цель работы. Разработка, испытание и внедрение высокоэффективных технологий доизвлечения остаточной нефти с применением осадкогелеобра-зующих реагентов на поздней и завершающей стадиях разработки месторождений с терригенными и карбонатными типами коллекторов.
Основные задачи исследований
1. Анализ результатов внедрения осадкогелеобразующих технологий на месторождениях Башкортостана.
2. Исследования физико-химических свойств и процессов взаимодействия дисперсных соединений латекса с пластовыми флюидами, обоснование их применения и оптимизация композиционных составов для эффективного извлечения остаточной нефти.
3. Разработка, испытание и внедрение новых эффективных технологий площадного воздействия на пласт для снижения проницаемости водопрово-дящих каналов водоизолирующими материалами и извлечение остаточной нефти на поздней стадии разработки месторождений.
4. Обоснование основных критериев применимости разработанных технологий воздействия на пласт.
5. Технико-экономическая оценка результатов эффективности внедряемых технологий на поздней и завершающей стадиях разработки нефтяных месторождений Башкортостана.
. Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем теоретических, лабораторных и промысловых исследований с использованием стандартов, применяемых при физико-химических и фильтрационных методах анализа. Оценка результатов внедрения технологий МУН проводилась путем проведения гидродинамических исследований и методов обработки информации по добыче нефти на ПЭВМ.
Научная новизна работы
1. На основе анализа внедрения осадкогелеобразующих технологий на месторождениях Башкортостана сформулированы требования к новым высокоэффективным методам увеличения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стадии разработки в различных геолого-физических условиях.
2. Впервые предложены» обоснованы и разработаны новые технологии увеличения нефтеотдачи на основе дисперсий стабилизированных и нестабилизированных форм латекса для месторождений терригенной толщи нижнего карбона и карбонатных отложений месторождений Башкортостана (патент РФ №2162143).
3. Разработаны новые композиционные составы для воздействия на пласт с ПАА и биореагентом для месторождений терригенных толщ нижнего карбона (патенты РФ № 2134774,2172821,2127358).
4. Определены оптимальные условия применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов на основе дисперсий латексных композиций с полиак-риламидом, жидким стеклом, биореагентом, обеспечивающие повышение эффективности вытеснения остаточной нефти из неоднородных пластов.
Основные защищаемые научные положения
1. Физико-химические особенности процессов взаимодействия дисперсных латексных соединений и композиций с пластовыми флюидами и обоснование их применения, позволяющие разработать высокоэффективные технологии извлечения остаточной нефти при различных геолого-физических условиях месторождений.
2. Новые технологии воздействия на пласт с использованием стабилизированных и нестабилизированных форм латекса.
Новые технологии композиций латекса с полиакриламидом, жидким стеклом и биореагентом для повышения эффективности нефтеизвлечения.
3. Геолого-физические условия эффективного применения разработанных технологий и основные критерии выбора объектов для воздействия на пласт на основе латексных соединений.
Практическая ценность и реализация работы на производстве
1. Предложенный и обоснованный подход к применению основных осадкогелеобразующих технологий на месторождениях Башкортостана, выполненный на основе обобщения лабораторных и промысловых исследований, позволил выявить наиболее эффективные технологии и условия их применения.
2. Разработаны новые диспергируемые в водной фазе составы на основе латексов и технологии их применения для конкретных геолого-физических условий пластов.
3. Разработанные технологии защищены патентами РФ и рекомендованы к внедрению на основании утвержденных руководящих документов и инструкций (патенты РФ № 2134774, 2172821, 2127358, 2162143, 2004782, 2149980).
4. Для реализации разработанных технологий на основе латексов предложена и внедрена оригинальная установка по закачке болыпеобъемных оторочек растворов для обеспечения площаднго воздействия.
5. Разработанные технологии увеличения нефтеотдачи на основе латексов и композиций на их основе внедрены на трех участках Арланского и на двух площадях Игровского месторождений Башкортостана. В результате внедрения в период 1998-2002 г.г. получено 259,0 тыс. т дополнительной нефти при сокращении объема попутно добываемой воды на 9,63 млн. м3. Средняя дополнительная добыча нефти на одну скважину составляет 1,78 тыс.т, на одну тонну закачанного реагента - до 1,5 тыс. т. Чистая прибыль от внедрения технологий на основе латекса лишь в 2002 г. составила 21,8 млн. руб.
6. Результаты диссертационной работы использованы:
- при обосновании объектов и объемов внедрения МУН; - при составлении проекта доразработки Арланского нефтяного месторождения.
Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на международной конференции «Проблемы комплексного освоения трудно извлекаемых запасов нефти и природных битумов» (г. Казань, 1999, 200ІГ.Г.), Ш Научно-производственной конференции «Состояние и перспективы работ по повышению нефтеотдачи пластов» (г. Самара, 1999г.), ежегодных Международных конгрессах «Новые высокие технологии для нефтяной промышленности» (г. Уфа, 1999-2001 г.г.),Ш и IV Международных конференциях «Химия нефти и газа» (г.Томск, 1997, 2000г.г.), на технических советах НГДУ и ОАО АНК «Башнефть», школе-семинаре «Внедрение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (п. Хазино, 1998г., г. Уфа, 2001г.), заседаниях Ученого Совета Башнипинефть (г.Уфа, 1998-2002г.г.).
Публикации. По теме диссертации опубликовано 25 печатных работ, в том числе 12 статей, 7 тезисов докладов на Международных, Всероссийских и региональных конференциях, 6 патентов РФ.
Структура и объем работы. Диссертация содержит 165 стр. текста, 24 рисунка, 38 таблиц, 175 библиографических ссылок.
Работа выполнена под руководством доктора технических наук, профессора Алмаева Р.Х., которому автор выражает глубокую благодарность. Искреннюю признательность за постоянную помощь, поддержку и консультации автор выражает сотрудникам ООО «ИК Башнипинефть» Базекиной Л.В., кандидату химических наук Хлебникову В.Н. и Байдалину B.C.
Геле- и осадкообразующие технологии
Выровнить фронт вытеснения нефти и уменьшить потери запасов нефти в плохо дренированных зонах можно с помощью внутри пластового геле- и осадкообразования [13, 94, 95]. Научные основы данного метода повышения нефтеотдачи изложены в работах профессора Алмаева Р.Х. и др. [13, 94, 95]. Внутрипластовое образование осадков и гелей в пласте может происходить в результате [ 13, 94,95 ]: последовательной закачки оторочек растворов осадкообразующих реагентов с разделительной оторочкой пресной воды или оторочки реагента, образующего тампонажный материал в результате взаимодействия с пластовой водой; закачки реагента, образующего гель при взаимодействии с породой коллектора. Наибольшее распространение получили геле- и осадкообразующие составы на основе жидкого стекла, гидроксида натрия, солей алюминия, лигносульфонатов и др. [13, 94,95-103, 128]. Силикатно-щелочное и щелочно-полимерное воздействия широко применяются для повышения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов на месторождениях Башкортостана [13, 94, 96-99]. Выбор данных реагентов обусловлен высоким содержанием ионов двухвалентных металлов в водах нефтяных месторождений. Осадок образуется за счет взаимодействия щелочных компонентов раствора и ионов кальция и магния пластовой воды. Внутриплас-товое образование осадка силикатов магния и кальция позволяет снизить проницаемость в 10 и более раз, а внутрипластовое осаждение гидроксидов кальция и магния снижает проницаемость в 1,5-2 раза. Гидроксид натрия позволяет регулировать плотность образующегося осадка. Силикатно-щелочные растворы с повышенным содержанием гидроксида натрия рекомендуется применять на месторождениях с маловязкими нефтями, а на месторождениях нижнего карбона наиболее эффективны составы с высоким содержанием силиката натрия. Таким образом, в зависимости от геолого-физических условий месторождения могут быть использованы «мягкие» составы, содержащие в основном щелочь и более «жесткие» составы, с повышенным содержанием жидкого стекла. Добавка полимеров, обладающих флокулирующими свойствами, в раствор позволяет «связать» отдельные частицы осадка между собой и с поверхностью породы, тем самым снизить проницаемость трещин и крупных пор.
В последние годы проводится закачка силикатно-щелочных растворов малой концентрации непосредственно с кустовых насосных станций с КНС, что обеспечивает одновременную обработку большого количества добывающих скважин (площадное воздействие) [107].
Силикатно-щелочные и щелочно-полимерные композиции могут быть применены в условиях карбонатных коллекторов и месторождений с высокими пластовыми температурами [95,106].
На месторождениях АНК «Башнефть» также широко применяются многокомпонентные композиции осадко-гелеобразующих реагентов (КОГОР) [108-111]. В состав КОГОР входят жидкое стекло, щелочь, глинистый порошок, реагент Гивпан и т.д. Разработаны различные модификации КОГОР для добывающих и нагнетательных скважин терригенных и карбонатных пластов и подобраны критерии их применимости в различных геолого-физических условиях. Действие технологий КОГОР заключается в создании водоизолирующего экрана в водонасыщенной части пласта или изоляции промытых водой пластов в многопластовом объекте.
Для повышения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии разработки предложены композиции на основе шлам-лигнина -крупнотоннажного отхода целлюлозно-бумажной промышленности [13, 100, 112, 113]. Шлам-лигнин содержит 70-80% органического вещества (соединения лигнина), 20-30 % минеральных веществ, незначительные количества ПАА и активного ила.
В технологиях повышения нефтеотдачи могут быть использованы крупно- и среднетоннажные щелочные отходы нефтехимических производств: дистиллерная жидкость (ДЖ), содово-сульфатные стоки (ССС), отработанный каустик (ОК), щелочные стоки производства капролактама (ЩСПК) и т.п. Так, для получения в пласте осадков гипса (сульфата кальция) может быть использована последовательная закачка ССС и хлорида кальция [114]. На ряде месторождений АНК «Башнефть» в системах поддержания давления использовали ДЖ - крупнотоннажный отход содового производства.
Для повышения нефтеотдачи предложено также использовать отходы каустика (ОК) и композиции на его основе [115-126]. ОК представляет собой отход мокрых процессов гидроочистки, и содержит до 10% гидроксида и карбоната натрия.
Разработан ряд водоизолирующих составов на основе солей алюминия. Так, в [127] предлагается закачка раствора сульфата алюминия, образующего в пористой среде осадок А1(ОН)3 в виде вязкой массы, обеспечивающей закупорку промытых водой каналов, а непромытые нефтенасыщенные зоны подключаются к разработке. Интерес представляет осадкогелеобразующие технологии с использованием отхода производства нефтехимии - раствора алюмохлорида [128]. На основе данного реагента разработаны две технологии. Первая основана на взаимодействии AlCLj с породой коллектора и предназначена для карбонатных и карбонизированных пластов, содержащих 3-100 % солей угольной кислоты. Вторая технология предназначена для терригенных коллекторов и предусматривает закачку хлорида алюминия и растворов щелочей.
Анализ показал, что осадко- и гелеобразующие технологии являются одним из основных методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях России. Данные технологии оказываются высокоэффективными при применении на месторождениях, находящихся на поздней и заключительной стадиях разработки..
Общая геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений Башкортостана
Лабораторные исследования композиций ПАВ показали их высокую нефтевытесняющую эффективность, однако первые промысловые исследования не подтвердили ожидания. Причины недостаточной технологической и низкой экономической эффективности технологий ПАВ следующие: недостаточная поверхностная и фазовая активности ПАВ; необратимые потери ПАВ на сорбцию, защемление в пористой среде фаз, обогащенных ПАВ, переход в остаточную нефть и т.п. [123 - 125]; осаждение АПАВ солями двухвалентных металлов [127]. Основными направлениями совершенствования технологий ПАВ являются разработка: 1. Высокоэффективных ПАВ, в том числе, различных химически модифицированных реагентов. 2. Мицеллярных композиций на основе ПАВ, соПАВ и органических растворителей, способных одинаково эффективно вытеснять нефть и воду из пористой среды. 3. Композиций ПАВ, образующих микроэмульсии (средние фазы) в результате взаимодействия с остаточной нефтью в пласте. 4. Составов с минимальной потерей реагентов на сорбцию, химическую и микробиологическую деградацию в пластовых условиях. 5. Композиций ПАВ с полимерами. Химическая модернизация базовых ПАВ (этоксилирование, карбоксиме-тилирование и т.п.) позволяет получать высокоэффективные реагенты, хорошо совместимые с высокоминерализованными пластовыми водами [134]. Для уменьшения потерь реагентов на сорбцию в состав композиций ПАВ стали вводить добавки, снижающие сорбцию ПАВ (например, лигносульфонаты - «жертвенные» ПАВ) [137, 138]. Применяемые в России (СССР) методы повышения нефтеотдачи с ПАВ можно разделить на следующие типы: Закачка низкоконцентрированных растворов ПАВ. Закачка концентрированных растворов и композиций ПАВ. Применение мицелярно-полимерных композиций. Закачка микроэмульсий из ПАВ, растворителей и воды. В 1967-1984 гг. проводился промысловый эксперимент по закачке низкоконцентрированного раствора НПАВ ОП-10 на Арланском месторождении по технологии института «УфНИИ». Анализ результатов не выявил технологического эффекта [142]. Неэффективность закачки низкоконцентрированных растворов НПАВ можно объяснить высокой сорбцией реагента на породе [143]. Согласно [143, 144], закачку низкоконцентрированных растворов НПАВ рекомендуется проводить с самого начала или на ранней стадии разработки нефтяного месторождения. Следует отметить, что неэффективность (низкая эффективность) характерны для всех МУН, основанных только на увеличении коэффициента вытеснения, т. к. за счет этого автоматически происходит уменьшение коэффициента охвата из-за увеличения скорости потока воды по промытым НПАВ главным линиям тока и уменьшения его вне этих линий тока.
Промышленное внедрение закачки низкоконцентрированных растворов НПАВ (ОП-10, Неонол-АФ9-12) проводилось на месторождениях полуострова Мангышлак, что позволило улучшить выработку запасов и получить дополнительную нефть [145-146], Введение в состав раствора НПАВ бактерицида ЛПЭ-11В позволило снизить сорбционные потери реагента и предотвращение биодеградации [147]. Следует отметить, что в условиях месторождений полуострова Мангышлак технологии ПАВ имели максимальную эффективностью, сопос-тавимую с эффективностью потокоотклоняющих технологий ( около 100 т дополнительной нефти на 1 т реагента).
Композиция НПАВ на основе Неонола АФ?-12 и лигносульфоната была применена для повышения нефтеотдачи карбонатных каширо-подольских отложений Арланского месторождения В результате применения удалось снизить давление закачки, уменьшить степень обводненности нефти и получить 24900 т дополнительной нефти (технологическая эффективность составила 37 т нефти на тонну реагента) [148, 149].
Технология мицеллярно-полимерного заводнения была испытана на Южно-Ромашкинской и Центрально-Азнакаевской площадях Ромашкинского месторождения. Для закачки использовали состав, разработанный в ВНИИ им. Ак. Крылова [152].
В институте химии нефти СО РАН были разработаны для высокотемпературных пластов Западной Сибири композиции ИХН, содержащие НПАВ, АПАВ и неорганическую щелочную буферную систему. Было обнаружено, что нефтеотмывающие свойства композиции ПАВ максимальны в создаваемой буфером области рН, а прочностные характеристики водонефтяного контакта минимальны [152].
Большое влияние оказывает выбор стадии разработки нефтяного месторождения для применения технологий ПАВ. Так, авторы [137, 138] считают, что низкоконцентрированные растворы ПАВ необходимо закачивать на начальном этапе разработки, что позволит стабилизировать рост обводненности продукции и как следствие, получить большую конечную нефтеотдачу. В [152] делается вывод, что на начальной стадии разработки применение ПАВ уменьшает конечную нефтеотдачу из-за увеличения вязкости нефти в зоне фронта вытеснения, а на поздней стадии разработки также может быть неэффективным из-за малой нефтенасыщенности. Предлагается применять ПАВ в определенный оптимальный момент.
Несмотря на большой объем лабораторных и промысловых исследований не удалось создать технологии ПАВ, превосходящие по своей технологической и экономической эффективности осадко-гелеобразующие технологии, ПДС, СПС и другие потокоотклоняющие технологии. Технологии ПАВ мало эффективны на поздней и заключительной стадиях разработки нефтяных месторождений. Использование ПАВ для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений практически прекращено из-за недостаточной эффективности воздействия.
Микробиологическое воздействие
В настоящее время одним из наиболее перспективных МУН являются микробиологическое воздействие на пласт. Большинство микробиотехнологий предусматривает введение в пласты микроорганизмов и питательных веществ для их жизнедеятельности и генерации продуктов биосинтеза. Преимуществом микробиологических технологий является комплексность воздействия — способность одновременно вытеснять из пласта остаточную нефть всех типов. Увеличение нефтеотдачи достигается за счет роста коэффициентов нефтевытеснения и охвата заводнением в результате: 1) образования значительного количества легких газов ( СО2, СН4, NH3 и др.) в результате метаболизма микроорганизмов, что уменьшает вязкость нефти; 2) при биосинтезе в пласте образуются биоПАВы, спирты и растворители, которые, снижая поверхностное натяжение, способствуют увеличению степени вытеснения нефти из пласта; 3) образующиеся в результате жизнедеятельности микроорганизмов кислоты выщелачивают породу, улучшая ее коллекторские свойства; 4) образующиеся в пласте колонии микроорганизмов закупоривают высокопроницаемые водопроводящие зоны, что способствует увеличению охвата пласта заводнением. На Арланском месторождении первый опыт по применению микробиологического воздействия на пласт осуществлен в ноябре 1966 г. под руководством Сенюкова В.М и Юлбарисова Э.М. [158, 159]. В качестве объекта воздействия была выбрана залежь нефти в алексинском горизонте месторождения, геолого-физическая характеристика которого приведена в работе [158]. Толщина песчаника составляет 10 м, пористость - 23 %; проницаемость 1,0 мкм2, температура пласта - 24 С. Нефть относится к типу вязких, тяжелых (плотность 915 кг/м в стандартных условиях). Содержание серы в нефти равно 3,5 %; смол — 27,6%; асфальтенов - 5,4%. Залежь разрабатывалась с заводнением (использовалась пресная вода).
В ноябре 1966 г. в нагнетательную скважину № 1455 было закачано 190м биореагента, приготовленного на основе шатурского торфа, содержащего комплекс разнообразных групп микроорганизмов. Далее закачивалась обычная пресная вода, которая исполняла роль движущего агента и являлась средой для жизнедеятельности микроорганизмов.
В результате воздействия произошла стабилизация обводненности продукции скважин на уровне 60-65 %, и увеличилась степень охвата пласта заводнением с 66% до 100%. Также было обнаружено изменение физико-химических свойств нефти и газа, что обусловлено жизнедеятельностью бактерий [158]. Снизилась плотность и вязкость нефти, возрос газовый фактор с 17 до 70 м3 /т за счет образования азота, СОг, жидких и газообразных углеводородов. Оценено, что при заводнении на фоне микробиологической обработки можно ожидать повышение нефтеотдачи пласта от 11,7 до 14,6 %.
В институте Башнипинефть накоплен большой опыт по совершенствованию и внедрению биотехнологий. Так, с 1981 года по 1991 год для селективной закупорки применяли биореагент, приготовленный на основе избыточного активного ила станции биологической очистки сточных вод Башкирского биохимкомбината (ББХК). Концентрация микроорганизмов в нем составляла 1,5 — 2,0 %. С 1991 года используется сухая форма активного ила (САИ), отличающаяся от жидкого ила ББХК более высокими удельными показателями эффективности по дополнительной добыче нефти на скважино-обработку и на количество закачанного биореагента, лучшей транспортабельностью, возможностью проводить биообработки скважин круглогодично, экологической безопасностью реагента и технологичностью процесса закачки.
Технология обработки скважин заключается в следующем. На скважине в специальной емкости с пресной водой готовится 10% раствор САИ. К нему добавляются биокатализаторы для интенсификации биохимических процессов в количестве 2,0 — 2,5 % от объема рабочего раствора. Перед закачкой раствора в скважину с целью обеспечения жизнедеятель-ности бактерий закачивается оторочка пресной воды в объеме 8—16м. Раствор САИ продавливается пресной водой в объеме 8-16 м3, после чего скважина подключается к кустовой насосной станции (для повышения эффективности обработок необходима выдержка в течение 2 — 3 сут.).
Технологии на основе САИ успешно внедряются на месторождениях АНК Башнефть на залежах ТТНК: Арланское, Туймазинское, Бураевское, Ман-чаровское; месторождениях терригенной толщи девона: Шкаповское, Раевское; месторождениях с карбонатным типом коллектора: Волковское, Знаменское. Средняя эффективность одной обработки составляет 1,0-1,5 тыс.т дополнительной нефти, на тонну закачанного биореагента получено до 600 т нефти, уменьшение отбора попутно-добываемой воды составляет 10,5 — 80,0 тыс. м . Удельный расход САИ на одну скв/обр. - 2 т. Добывающие скважины начинают реагировать через 1-3 месяца после закачки реагента. Рекомендуемая периодичность повторных обработок - 1 год.
Всего за период 1988 — 2002 г.г. произведено 78 скважино-обработкок, израсходовано 105,1 т САИ и дополнительно добыто 94,7 тьгс.т нефти. Сокращение ПДВ составило 484,6 тыс.м3. Средний расход реагента на 1 скважино-обработку составил 1,3 т, ДДН на 1 скважино-обработку - 1214 т. Удельная технологическая эффективность равна 901 т ДДН на 1 т реагента. Полученные данные указывают на высокую технологическую эффективность метода.
В 1998-2002 гг. на Арланском месторождении проходило испытание биокомплексной технологии (БКТ) воздействия на пласт. В основе БКТ лежит закачивание в пласт избыточного активного ила (ИАИ) биологических очистных сооружений Стерлитамакского АО "Каучук", с добавкой полимера ВПК-402 и бактерицида (ЛПЭ-11, Ф-777 и др.).
Процесс осуществляется в две стадии. Первая стадия аналогична технологии с применением микробиореагентов - в пласт закачивается композиция ИАИ. В результате закачки в ПЗП происходит активный биоценоз, продукты которого осуществляют селективную закупорку и гидрофоб изацию высокопроницаемых промытых водой каналов. На второй стадии через 6-12 месяцев после закачки биореагента осуществляется закачка бактерицида. При этом подавляется жизнедеятельность микроорганизмов и биообразования, слизь, нерастворимые осадки, тела микробов переносятся водой в глубь пласта, увеличивая охват пласта заводнением и изменяя направления фильтрационных потоков.
Технология может быть применена на скважинах с приемистостью не менее 100 м3/сут. Объем закачки в одну скважину составляет 15-20 м3 биореагента ИАИ, расход полимера ВПК-402 — 50-100 кг. Перед и после биореагента закачиваются оторочки пресной воды, равные по объему закачиваемому раствору биореагента. Расход бактерицида (вторая стадия) составляет: при приемистости 100-500 м3/сут - 1 т, а при приемистости более 500 м /сут - 2 т. Объем сточной воды, необходимый для растворения бактерицида, равен 7 и 14 м3, соответственно.
Всего на месторождении БКТ обработано 20 скважин. Израсходовано 320 т реагентов. Дополнительно за счет метода добыто 29,6 тыс.т нефти. ДДН на 1 скважино-обработку - 1480 т и 92,5 т на 1 т реагента.
Лабораторные исследования растворов стабилизированных латексов (СТЛ)
Проведенный анализ фактического материала по интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов в условиях гидрофобных неоднородных пластов с повышенной вязкостью нефти Арланского месторождения на поздней стадии разработки позволяют сделать определенные выводы, основные из которых сводятся к следующему: 1) Низкая продуктивность обводненных скважин является естественным результатом поздней стадии разработки месторождения заводнением, не смотря на значительные остаточные запасы нефти; 2) С целью повышения производительности добывающих скважин необходимо применение методов интенсификации и повышения конечной нефтеотдачи пластов. Наиболее приемлимыми в рассматриваемых условиях являются физико-химические методы воздействия на пласт созданием в промытых зонах водоизолирующих экранов на путях фильтрации воды и воздействием на нефтенасыщенные зоны за счет повышения охвата заводнением; 3) Основные продуктивные пласты сложены, в основном, песчаниками ТТНК, которые отличаются исключительно сложным геологическим строением и развитой послойной неоднородностью; 4) Результаты сравнения промысловых испытаний методов увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти на ранней и промежуточной стадиях разработки залежей указывают на низкую эффективность технологий в поздней стадии их разработки; 5) Существующие технологии имеют незначительную глубину воздействия, требуют значительных объемов пресной воды (для приготовления раствора и создания буфера), закачка растворов реагентов производится в одиночные очаговые скважины с использованием автотранспорта. В связи с вышеизложенным диссертация посвящена решению следующих нефтепромысловых задач: 1) Разработка, испытание и внедрение эффективных технологий площадного воздействия на пласт (через кустовые насосные станции) водоизолирующими составами для ограничения движения вод в обводненных интервалах и извлечения остаточной нефти на поздней стадии разработки ТТНК месторождений Арланской группы; 2) Побор композиций химреагентов для создания водоизолируюпщх составов; 3) Исследование эффективности композиций; 4) Оценка эффективности композиций по показателям разработки залежей, а так же гидродинамическими и геофизическими исследованиями скважин; 5) Обоснование критериев подбора объектов воздействия и технологии воздействия на пласт. Базирующееся на идее селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта, использование потокоотклоняющих реагентов - один- из перспективных способов решения проблемы нефтеизвлечения. Однако большинство технологий данного типа способны, в основном, воздействовать лишь на приза-бойную зону и прилегающие к ней зоны пласта. Среди потокоотклоняющих технологий наибольшее распространение получили термо- и биостойкие по-токоотклоняющие композиции на основе жидкого стекла и щелочей, микробиологическое воздействие и др. Однако, их действия в недостаточной степени распространяется в глубь пласта , а для осуществления процесса необходимы большие объемы мягкой пресной воды, что усложняет применение технологий. Таким образом, существует проблема селективного блокирования высокопроницаемых промытых межскважинных зон пласта, а также создания технологий площадного воздействия, не требующих применения больших объемов пресных вод. Для решения вышеуказанных задач проведены исследования возможности применения синтетических латексов для повышения нефтеотдачи пластов, применение которых является одним из перспективных и высокоэффективных физико-химических методов повышения нефтеизвлечения в условиях месторождений Башкортостана. Выбор обусловлен их высокими водоизолирую-щими свойствами и значительным снижением проницаемости водо-проводящих каналов пласта при взаимодействии с катионами кальция и магния пластовой воды, и породой пласта. В зависимости от геолого-физических условий месторождений варианты метода могут отличаться используемыми реагентами и их соотношением. Латексы представляют собой стабильные взвеси мельчайших частиц каучука в воде, стабилизированные различными типами ПАВ. Свойства, получение и применение природных и синтетических латексов изложены в работах [160-162]. Получают синтетические латексы в результате эмульсионной полимеризации каучуков. Водная эмульсия мономера (или смеси мономеров) в воде в результате воздействия температуры и инициаторов (или катализаторов) полимеризации превращается в дисперсию каучука в воде. В дальнейшем латексы перерабатываются на каучук и резину, а также используются в строительной, лакокрасочной промышленности, при производстве клеев, мастик, покрытий и т.п. Латексы являются крупнотоннажными продуктами нефтехимии. Размеры частиц латекса меняются от нескольких десятков до нескольких сот нанометров, т.е. имеют коллоидные размеры. Размеры частиц латекса определяются условиями полимеризации (температура, рН, интенсивность перемешивания, концентрация и состав эмульгатора). Латексы с более крупными частицами получаются при низких концентрациях эмульгаторов. У большинства синтетических латексов размеры частиц меняются в достаточно узкой области и средний размер равен 50-80 нм. Форма частиц латекса сферическая или близкая к ней. В зависимости от устойчивости к действию растворов солей латексы можно разделить на стабилизированные и нестабилизированные. Нестабилизированные латексы коагулируют, устойчивы только в щелочной среде [163] и при смешении с минерализованными водами осаждаются с образованием хлопьевидных, резиноподобных коагулятов (осадков), что позволяет применять данный реагент в технологиях РИР [164]. Ниже приводятся результаты лабораторных исследований по определению оптимальных параметров новых потокоотклоняющих композиций на основе латексов. Их эффективность определялась на основе физико-химических и фильтрационных исследований по общепринятым методикам.
