CC BY
18УДК 66
Кухаренко С.С.
магистрант 2 курса кафедры разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений Институт геологии и нефтедобычи Тюменский индустриальный университет (Россия, г. Тюмень)
ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИМЕРДИСПЕРСНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ НА УСТЬ-ТЕГУССКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Аннотация: статья представляет собой анализ опытно-промысловых работ по испытанию малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи (МОХ МУН) с использованием полимердисперсных систем (ПДС) на пласте Ю2 Усть-Тегусского месторождения.
Ключевые слова: Пласт Ю2, физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, малообъемные химические методы увеличения нефтеотдачи, полимердисперсные системы, ГОС-1АС, МПДС.
Усть-Тегусское месторождение нефти в настоящее время находится на третьей стадии разработки, и, как следствие, одной из актуальных проблем на данном этапе является поддержание уровня базовой добычи. Одной из актуальных проблем ООО "РН-Уватнефтегаз" является управление процессом заводнения и выработкой запасов углеводородов. Рост обводненности добывающего фонда скважин на Усть-Тегусском месторождении связан как с закономерной выработкой запасов, так и с рядом негативных факторов, таких как заколонные перетоки, конусообразование, прорывы воды от нагнетательных скважин к добывающим по высокопроницаемым пропласткам или трещинам авто-ГРП. Для предотвращения прогрессирующего роста обводненности и
поддержания базового уровня добычи на Усть-Тегусском месторождении были проведены опытно-промысловые работы (ОПР) с применением технологий малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи (МОХ МУН).
В период с 2016 по 2018 годы на Усть-Тегусском месторождении в условиях пласта Ю2 по рекомендациям специалистов ООО «Тюменский нефтяной научный центр» («ТННЦ») были выполнены опытно-промысловые работы по испытанию технологии закачки полимер-дисперсного состава на основе сшитого полиакриламида, содержащего в качестве кольматанта мелкодисперсные частицы мела - технология «ГОС-1АС».
Выбранный участок содержал 5 предложенных для обработок нагнетательных скважин и 15 реагирующих добывающих.
С помощью корпоративного ПО «РН-КИН» ООО «ТННЦ» тестирование показало полное соответствие участка заложенным в программу требованиям по всем параметрам. Участок обладает высоким рейтингом. Так, суммарная добыча нефти из 15-ти реагирующих скважин участка перед воздействием составляла 12590 тонн за месяц. Исходя из ожидаемой дополнительной добычи, равной 10% от этой добычи, за предполагаемые 6 месяцев продолжительности эффекта дополнительная добыча нефти составит: 12590 т х 0,1 х 6 мес. = 7554 тонны. Это значительно больше требуемого минимума, обеспечивающего рентабельность работ.
На следующем этапе работ был протестирован модуль выбора технологии МОХ МУН, наиболее полно удовлетворяющей геолого-физическим условиям (ГФУ) рассматриваемого участка. В программу были введены фактические геолого-физические параметры участка, являющиеся критериями применимости технологий (рисунок № 1) [1].
Рисунок № 1 - Загрузка параметров ГФУ анализируемого участка
По заложенному в программе алгоритму были рассчитаны поля областей применимости различных технологий, а также построена кривая линия, отображающая фактические параметры ГФУ анализируемого участка в областях применимостей различных технологий (на рисунке № 2 - это сплошная синяя кривая линия). Полученная аналитическая зависимость фактических параметров сравнивалась с показателями, характеризующими оптимальные значения для той или иной технологии (на рисунке № 2- пунктирные линии). Оказалось, что ближе всего к областям значений фактических параметров находятся кривые для технологий с применением: полимердисперсного состава ГОС-1АС, термотропных гелеобразующих составов ГОС «МЕТКА» или ГОС «РОМКА» и осадко-гелеобразующей композиций «ОГОС».
Рисунок № 2 - Отображение критериев применимости технологий МОХ МУН в параллельных координатах пяти первостепенных параметров
Выбранные программой технологии были ранжированы по максимальному приближению кривых и их оптимальных значений к показателям фактических параметров анализируемого участка, при этом были учтены границы применимости технологий. Самый высокий рейтинг рассчитался для технологии с использованием полимер-дисперсного состава ГОС-1АС (рисунок № 3), которая и была экспертно рекомендована для применения на рассматриваемом участке с использованием составленной специалистами ООО «ТННЦ» матрицы применимости ФХ МУН ФХМУН с учетом основных геолого-физических и промысловых условий (рисунок № 4) [2].
Расчетная величина дополнительной добычи нефти за счет снижения обводненности продукции, то есть, исключительно за счет увеличения нефтеотдачи, за 8 месяцев продолжительности эффекта (март-октябрь 2017
года) составила 8119,8 тонн. Это составляет ~ 9% общей добычи нефти из
обработанного участка.
Лучшие технологии (Рейтинг/Технология / Реагенты): - найдено 3 шт.
0.83 ПДВН ГОС-1ДС (Геле-ОБразующая Система с дисперсным
наполнителем); СПС + наполнитель (Сшитый Полимерный Состав ^ с дисперсным наполнителем)
0.80 Термотропные ГОС "МЕТКА"; МЕГА"; ГОС "РОМКА"; V
0,75 Осздхообразующие ОГОС (Осадно Гелеобразующий состав) V
Рисунок № 3 - Результат выбора технологий МОХ МУН для анализируемого участка
Технологии: Эмульсионные Полимерные Полимер/дисперсно-волокнистые системы
Термотропные Осадкообразующие Силикатные Нефтеотмывающие
Пластовая температура, ос да! -те*-1-1001 125 1 15«/ 175 200
Степень выработки, °/о от НИЗ 100
I__I
Обводненность продукции по участку, % 401- да!-в»1-ТО1-ее!-ев 100
1 1
Проницаемость, мД г- 3601 5001 7601 1000- 1260 150»
1 1
1
Кратность различия проницаемости пропластков, Ктах/Ктт, раз 1 ? 1 ■ -У-в-1-№-14-1---ЧТ1 -201
1-1
Приемистость нагнетательной скважины, м'/сут 50 1501 »О1 бОО1 7501 1260
I_
I 1
1
Рисунок № 4 - Матрица применимости ФХМУН с учетом основных геолого-физических и промысловых условий [2].
Следует отметить, что эффект снижения обводненности продолжался и далее. Но в период с сентября по декабрь 2017 года на окружающих участок
нескольких нагнетательных скважинах бала ограничена закачка. В результате дебиты жидкости реагирующих скважин анализируемого участка в сентябре 2017 - январе 2018 года резко снизились. Следует полагать, что столь заметная смена режимов работы нагнетательных и добывающих скважин участка привела к изменению внутрипластовых потоков флюидов. Вполне вероятно, что такое гидродинамическое воздействие способствовало подключению к выработке ранее не работавших интервалов и снижению притока воды к забоям добывающих скважин.
Также в период с 2016 по 2018 годы на пласте Ю2 Усть-Тегусского месторождения было выполнено еще 17 скважино-обработки с использованием МОХ МУН. Для воздействия на пласт также была выбрана технология ГОС- 1АС, а также технология МПДС (модифицированная полимердисперсная система с использованием глинопорошка в роли дисперсного наполнителя). Концентрация реагентов и объемы растворов воздействия на пласт определялись экспертно и расчетным путем через объемы каналов низкого фильтрационного сопротивления по результатам трассерных исследований.
Технологический эффект за счет снижения обводненности участка, т. е. увеличения нефтеотдачи, составил 8130 т/скв.-обработку. Длительность эффекта составила от 3 до 12 месяцев и более, снижение обводненности продукции участков от 2 до 13 % при увеличении среднесуточной добычи нефти на 1...30 т/сут. Суммарная дополнительная добыча нефти составила в среднем около 5000 т на одну обработанную нагнетательную скважину [3].
В целом, при анализе приведенных данных видно, что использование МОХ МУН снижает текущую обводненность продукции участков и повышает нефтеотдачу. Рассмотренные «жёсткие» технологии с использованием полимердисперсных систем доказали свою эффективность на рассмотренных участках Усть-Тегусского месторождения с высокой обводненностью и выработкой запасов и рекомендуются к дальнейшему использованию на данном месторождении.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи для обоснования проектов опытно-промышленных работ на месторождениях Компании // Методические указания Компании РН №2 П1-01.03 М-0089. - М.: НК «Роснефть». - 2014. - 43 С.
Земцов Ю.В. Матрица физико-химических МУН в зависимости от геолого-физических условий пластов месторождений Западной Сибири. // ФГУП ЗапСибНИИГГ: Актуальные направления геологического изучения и освоения недр Западной Сибири (Материалы научно-технической конференции, посвященной 40-летию деятельности ФГУП «Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики», г. Тюмень, 9-10 июня 2015 г). - Тюмень. - 2016. - С. 250-268.
Емельянов Э.В., Земцов Ю.В., Дубровин А.В. Опыт применения потокоотклоняющих технологий в условиях резкой неоднородности продуктивных горизонтов Усть-Тегусского месторождения // Нефтепромысловое дело. - 2019. - №11 (611). - С. 76-82.
