УП Мусин 2

жин вязко-упругим составом (перед закачкой раствора ПАА) на

основе

гидролизованного полиакриламида и солей хрома. После закачки компоНИ-

торая оказывает повышенное фильтрационное сопротивления при даль-

нейшей закачке жидкостей.

АГ

Для образования ВУС используют более концентрированный рас-

составляет 60-4600, а ОФС --- 20-1000.

ка

Описанный эффект подтвержден результа ами лабораторного экспе-

е

римента по вытеснению на модели трехслойного плас а:

Данная технология эффективна в послойнот-неоднородных пластах

со слабой гидродинамической связью между слоями.

о

Закачка сшитых полимерных систем (СПС) является наиболее эф-

и

фективной технологией с применением полимеров. СПС проявляют высо-

кий остаточный фактор сопротивления и способны проникать на значи-

тельные расстояния в глубь пласта

б

л

Таблица 6.2

Результаты опыта по вытеснению из трехслойного пласта различными агентами

и

КИН/ Vзакпор

1-й

слой

2-й

слой

3-й слой

В целом

2

б

К3=0,046÷0,9 мкм

2

К1=5÷5,7 мкм

К2=2,8÷3,7

мкм2

Вода

71,8/23,8

70,8/10,8

53,2/2,4

60,2/6,0

ПАА-вода

81/13,9

ая

83,2/6

63,5/1,1

69,5/3,2

ВУС-вода

39,9/0,84

54,5/0,61

66,1/4,6

61,5/3,3

ВУС-ПАА-вода

77,5/7,6

81,3/4,9

72,9/3,1

75,3/3,9

н

.

н

Для «сшивания» макромолекул полимера в пористой среде исполь-

зуют ионы поливалентныхо

металлов (хрома).

Сши ые водонабухающие системы получают на основе полиакрила-

мидных полимеров. В результате различных химических реакций образу-

ются трехмерныетр

структуры. Каркасом в них служат полимерные цепи,

которые объединены связами (сшиты). Растворитель (вода) располагается

к

в яч йках каркаса.

л

е

91

ный фактор сопротивления.

НИ

В качестве сшивателей используются:

АГ

а) хромкалиевые квасцы К2Cr2 (SOO)3·nH2O (ХКК),

б) ацетат хрома (CH3COO)3Cr

(АХ),

в) хромонатриевые квасцы

(ХНК).

ного расстояния от забоя нагнетательной скважины.

ка

Опыт применения полимерного заводн ния

Опытно-промышленные работы по полимерномуе заводнению прово-

дились на месторождениях Самарской области, Татарстанат

, Башкортстана,

Казахстана (табл. 6.3-6.4).

о

В 1970-х годах в институте ТаНИПИнефть были проведены теорети-

и

ческие и лабораторные исследования с це ью изучения возможности при-

б

менения полимерного заводнения в ус овиях нефтяных месторождений

Татарстана. В качестве полимерного веществал

в этих работах были ис-

и

пользованы ПАА, гипан, метилцеллюлоза, оксиэтилцеллюлоза. Результа-

б

Таблица 6.3

Показатели применения полимерного заводнения

Месторож-

Регион

μн

Число

годы

Vот,

Удельный

дение

нагн. скв.

доля

эффект, т/т

от Vпор

Орлянское

Самарск я обл.

10

3

1968

0,2

1865,11

Сосновское

-

н

28,4

9

1976

0,15

131

ая

Каламкас

Казахстан

21

15

1981

0,3

184

Арланское

н

20

16

1978

0,3

40-290

Башкирия

вания опытнопр мышленных работ. В ОАО Татнефть первые опытно-

промышленныеоаботы проводились на залежах №5, №1, и № 31 бобри-

ковского горизонта (табл.6.4).

к

На начало 1997г. на месторождениях Татарстана закачано 2550 т

ПАА, дополнительнотр

добыто 830 т.т нефти при удельной эффективности

330 т/т.

л

НИ

целлюлозы, получено 312тыс.т. дополнительной нефти, при удельной эф-

фективности 427 т/т.

Таблица 6.4

Результаты полимерного заводнения на первоочередных

АГ

опытных участках ОАО Татнефть

Число

Годы

Удельн.эф, т/т

участков

Залежь №5

1

1973

860

Залежь №1

3

1980

1310

Залежь №31

2

1981

ка

432

Водные растворы ЭЦ обладают связывающей, эмульгирующей и

е

смачивающей способностями, вязкость их доходит от 4 до 300 мПА с.

На ранней стадии разработки ЭЦ можно прим нять без сшивателя.

На поздней стадии разработки предпочтительно применение ЭЦ со сши-

о

вателями. Под воздействием ионов металла, содержащихся в пластовой

и

геля снижается

воде, происходит образование гидрогеля. Подвижностьт

точно большие объемы раствора ЭЦ (2 тыс. м3

и более).

и

б

Таблица 6.5

Показатели закачки ЭЦ на объектах СП Тотальпетро

б

Площадь, залежь

Кол-во скважин

Кол-во

реа-

Доп. добыча,

Уд.эф.

гента, т

т.т .

т/т

н гнет

Добыв.

Южно-Ромаш.

19

56

384

90,4

235

Зай-Каратайск

7

ая

29

190

38,2

201

Зап-Лениногорск.

9

34

223

3,82

17

Миннибаевская

45

н

147

911

182,3

200

Альметьевская

5

19

81

16,8

207

Залежь №5

4

11

61

11,6

190

н

Залежь №6

о

7

22

114

16,6

233

Всего:

96

318

1964

369,52

188

Первые опытнопромышленные работы по применению ЭЦ на ме-

сторожденияхтр

Татарстана проводились с использованием отечественных

е

к

Для многих нефтей угол смачивания в системе кварц-нефть-вода со-

АГ

ставляет 60-700. При вытеснении нефти щелочным раствором угол смачи-

вания снижается до 10-200 и ниже.

НИ

циента вытеснения нефти водой.

ка

Как и ПАВ и полимеры, щелочь также адсорбиру тся на поверхно-

сти зерен породы. При этом количество адсорбирующейсяе

щелочи раз-

лично для разных пород.

т

Раствор щелочи закачивают в виде оторочки, которая затем протал-

кивается водой.

о

Щелочное заводнение испытано и реа изовано в Пермской области,

Азербайджане и Украине.

и

Наиболее полно он испытан на Трехозерномл

месторождении Запад-

ной Сибири.

Нефть этого месторождения относится к малоактивным

б

нефтям. По лабораторным данным, Квыт увеличивается на 50%.

В США щелочное заводнение испытано на 6 месторождениях (Сма-

и

ковер, Хантингтон, Сморд Ист, Бизон Байсин) всего на 21 участках.

б

В ТатНИПИнефти были проведены лабораторные исследования для

пользовали нефти Березовского, Архангельского, Нурлатского месторож-

н

дений и залежи 24 бобриковского горизонта Ромашкинского месторожде-

ния. Полученые результатыаяприведены в табл.6.7.

Опыты по вытес ению проводились на линейных моделях для одно-

родного и для

еод

ородного пластов.

Испытывалисьн

следующие технологии:

1.

тр

закачка пресн й воды – раствор щелочи - пресной воды,

2.

пресная водао – ПАА – пресная вода,

3.

с очная вода – ПАА – сточная вода,

4.

к

сточная вода – щелочь+ПАВ – сточная вода.

л

Наименьшее значение прироста коэффициента вытеснения по срав-

н нию с вытеснением водой получено при закачке щелочного раствора в

обводненныйе

пласт закачкой пресной воды (2,8% ).

95

Таблица 6.7

Результаты лабораторных исследований по вытеснению нефти оторочкой

НИ

щелочного раствора

Кисл.

число

Оптимальная

Поверхностное

натяжение,

мг

КОН/г

концентрация

мН/м на границе

нефти

ПАВ, %

нефть-дист.

нефть-р-р

вода

АГ

щелочи

Березовское

0,06

0,3

40,16

3,6

Архангельское

0,09

0,1

40,13

5,1

Нурлат.

0,132

0,1

44,7

6,84

Залежь 24

-

0,8

40,09

ка

2,8

е

Почти такой же результат получается, если закачать оторочку ще-

лочного раствора с самого начала разраб тки итзатем проталкивать ее

сточной водой.

о

При чисто полимерном заводнении пр рост коэффициента вытесне-

ния составил 4,7 %.

и

Опытно-промышленные работы по испытанию технологии вытесне-

ния нефти водным раствором щелочи илполимера проводились в 1992-

б

3

1993 гг. на опытном участке бобр ковской залежи Нурлатского месторо-

б

ждения. На первом этапе было закачано 6 тыс. м водного раствора смеси

ПАВ и щелочи (30 м3 кальцинированнаяи

сода +4т ПАВ АФ9-12). После

двухмесячной выдержки был осуществлен второй этап закачки, после это-

го дальнейшая разработка участка велась путем закачки сточной воды

Проект оказался успешным технологически и экономически. Допол-

нительная добыча сост вила 12,9 тыс.т нефти или 170 т на одну тонну

всех реагентов.

На основе приме еаяия щелочных агентов в настоящее время на ме-

сторождениях Татарста а внедряются следующие технологии:

-

н

закачка оторочки раствора силиката натрия в минерализованной

воде;

н

- закачка чередующимися порциями глинистой суспензии в щелоч-

ном

о

астворе и щелочно-полимерного раствора. Используются

ПАА, каустическая сода, глинопорошок;

-

за ачка композиции щелочного стока производства капролактама

тр

(ЩСПК) и соляной кислоты. Капролактам является сырьем для

производствак

капрона;

- Водоизолирующие составы на основе гелеобразующих композиций

л

е

и ЩСПК (ГОК и ЩСПК). В качестве ГОК используется алюмохло-

рид Al Cl3;

96

этом случае по сравнению с обычным щелочным заводнением улучшается

АГ

смачиваемость пористой среды водой, увеличивается коэффициент вы-

теснения.

НИ

6.6. Микробиологические МУНП/18/

ка

Идея использования бактерий с целью вытеснения нефти из порис-

тых сред была высказана еще в 1926г. американским исследователем Бе-

кианом.

е

тельности микроорганизмов образуются ПАВ и газы СО2, Н2,N2.

о

Микроорганизмы способны утилизирова ь парафиновые соединения

нефти. При этом образуются органические кислотыт

, перекиси и т.п., кото-

рые в основном водорастворимые.

и

«Бактериологический способ обработки нефтяных пластов», основанный

б

на следующих явлениях, вызванных деяте ьностью микроорганизмов:

и

- увеличение порового пространства карл онатных коллекоров в резуль-

тате воздействия углекислоты, выделяемой бактериями в процессе жизне-

деятельности;

б

- освобождение пленочной нефти от поверхности зерен породы;

- образование в результ те жизнедеятельности микроорганизмов ПАА;

н

- разрушение высокомолекулярных углеводородов и преобразование их

н

в более низкомолекуляраяую массу, в результате чего уменьшается вяз-

кость нефти.

По отноше ию к кислороду микроорганизмы делятся на два типа -

анаэробные и аэр бные.

тр

Анаэр бные микроорганизмы вызывают медленно протекающие

низкоэне гетическиео

реакции. Они легко окисляют высокомолекулярные

Аэробные микроорганизмы вызывают быстропротекающие реакции

к

с выдел нием значительного количества тепловой энергии. Они активно

окисеяют углеводородные соединения нефти. Могут существовать только

при наличии свободного кислорода.

л

97

рах;

НИ

- использование продуктов, полученных биотехнологическими ме-

АГ

тодами на поверхности в промышленных установках – ферменте-

- развитие микробиологических процессов в пластовых условиях.

Методы второго типа могут быть подразделены на 2 группы по спо-

собу ввода микроорганизмов и питания:

ка

- методы, в которых в пласт вводятся культуры микроорганизмов и

питательные вещества;

е

- методы с вводом питания с поверхности для использования пла-

стовой микрофлоры в ПЗ, сфомировавш йся при закачке в пласт

воды.

о

Широко используются на практике методы 1-й группы, основанные

на закачке раствора мелассы и микроорганизм в,тк торые реализуются в

2х вариантах:

и

1) циклическая закачка микроорган змов мелассы,

2) мелассное заводнение путем однократного введения значительно-

б

го количеста мелассного р-ра и микроорганизмов.

и

брожения считаются

Наиболее эффективными для внутрипластовогол

дились на участке залежи №302 ашкирских отложений с 24 добывающи-

ми скважинами. Закачка производиласьб

в 6 нагнетательных

скважин.

Микроорганизмы выращивали в передвижном ферментре

и закачи-

вали вместе с мелассным р створом в циклическом режиме. Всего было

н

проведено 5 циклов з к чки.

н

качка проводилась т лько в летнее время. После периода выдержки нагне-

тр

тали сточную в ду.

При еализациио

технологического процесса на установке по при-

готвлению и закачке культуры Клостридиум использовали: мелассу свек-

к

лоичную, гидроокись натрия, хлористый аммоний, триполифосат натрия.

Работы проводились в 1992-1994 г., было закачано 1000т. мелассы,

добыто 4,8тыс. т дополнительной нефти.

л

Всего данная технология использована в 1983-2002 гг. в 135 нагнета-

те ьныхе

скважинах с добычей нефти из 325 добывающих. скважин. До-

вод.

АГ

НИ

Глава 7

ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗРАБОТКИ

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

7.1. Основные предпосылки примен ния

тепловых методов разрабо ки

ка

е

Одним из эффективных методов для разраб ттки залежей высоковяз-

кой нефти являются тепловые методы. Для реал зации тепловых методов

и

о

дух (окислитель). Применение этих методов не требует больших объемов

б

химических реагентов, необходимых д я внедрения физико-химических

и

. Важнейшее преимущество

методов повышения нефтеотдачи пластовл

вождающиеся разнообр зными фазовыми переходами, значительно

н

влияющими на увеличение нефтеотдачи пласта.

н

К тепловым методамаяповышения нефтеотдачи относятся вытеснение

горячей водой, паром, внутрипластовое горение и циклическая тепловая

о

обработка призабойной зоны скважин.

Механизм п вышения нефтеотдачи при тепловом воздействии на

тр

μ = а.ев/Т,

(7.1)

°С вязкость ухтинской нефти уменьшилась от 180 до 20 мПа.с. Дальней-

ка

шее повышение температуры до 200 °С приводит лишь к небольшомуАГ

снижению ее вязкости - до 12 °мПа.с..

е

о

т

и

л

б

и

б

Для описания з висимости кинематической вязкости ν от абсолют-

ной температуры T в / 5/ предложенаая

формула:

(7.2)

Log(log(ν+C))+ D log T=F,

н

где C, D , F - ко станты, определяемые по известным значениям вяз-

кости при трех различных значениях температуры.

н

Результаты лабораторных исследований реологических параметров

и физико - химическихо

свойств природных битумов, проведенных в ин-

в личинам, соответствующим параметрам обычных нефтей /28/. Это явля-

к

тся благоприятным фактором для применения тепловых методов извле-

ченияеприродных битумов из пластов.

л

100