39 лет качества
РТ, г. Казань, ул. Ершова, д. 29
8 (843) 212-24-24

Повышение нефтеотдачи пластов

Композиции и технологии для повышения нефтеотдачи пластов и ОПЗ

ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9633)

Технология предназначена для снижения обводненности извлекаемой продукции и увеличения дебита нефти карбонатных и терригенных залежей с высокой обводнённостью продукции (60-99%), низкой пластовой температурой (15-55°С) и различной минерализацией вод, обводняющих скважину (15-300 г/л).

Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке углеводородной композиции ПАВ (СНПХ-9633). Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. Кроме того разработанные реагенты обладают гидрофобизирующим действием, способны растворять и диспергировать АСПО и понижать вязкость нефти.

Разработано несколько марок реагента СНПХ-9633 (A-1, A-2, B-1, B-2), различающихся по составу. Марка реагента выбирается в зависимости от геолого-физических условий объектов применения.

Реагент однороден и стабилен в диапазоне температур от минус 50°С до +35°С в течение длительного времени, имеет невысокую вязкость (1,5-3 мПа·с) и низкую температуру застывания (ниже минус 50°С).

Технология предусматривает закачку 1-3м3 реагента на 1м принимающей толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт водой. Скважина выдерживается в течение 24-48 часов на реагирование, после чего осваивается.

Метод успешно прошёл промысловые испытания в карбонатных и терригенных коллекторах нефтяных месторождений Татарстана, Пермской области, Башкортостана, Удмуртии (обработано ~2000 скважин):

— среднесуточный прирост дебита нефти составляет 2,0-5,0 т;

— дополнительная добыча нефти — в среднем более 1000 т на 1 скважино-обработку;

— сокращение объемов попутно-извлекаемой воды — более 2000 т на 1 скважино-обработку;

— длительность эффекта в терригенных коллекторах 1 год, в карбонатных — более 2 лет;

— успешность обработки — более 70%.

ПОКАЗАТЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ РОССИИ

Предприятие

Общее количество скв.-обр.

Дополнит.добыча нефти, тыс.т

Сокращение добычи воды, тыс.т

№1

1992

2338,9

7206,2

№2

89

247,1

617,5

№3

115

106,1

196,9

№4

32

28,9

24,8

ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9633) С МОДИФИКАТОРОМ (И/ИЛИ НАПОЛНИТЕЛЕМ)

Технология обработки добывающих скважин совместно с модификатором (и/или наполнителем) является усовершенствованием технологии СНПХ-9633. Введение в состав углеводородной композиции ПАВ модификатора (и наполнителя) позволяет повысить скорость формирования эмульсионных систем, их стабильность, прочность и вязкость, что способствует усилению блокирующих свойств, снижению чувствительности к депрессиям и уменьшению возможности выноса из пласта.

В процессе реализации технологии в промысловых условиях в скважину закачивается смесь реагента СНПХ-9633 и модификатора. Наполнитель используется при высокой приёмистости скважины и добавляется к смеси реагентов. Технология предусматривает закачку в скважину смеси реагента СНПХ-9633 и модификатора в количествах 16-20 т и 1-1,2 т соответственно. Наполнитель используется при высокой приемистости скважины и добавляется к смеси реагентов.

В результате промысловых испытаний, выполненных в 42 добывающих скважинах, получено 67,2 тыс. т дополнительной нефти или более 1400 т на 1 скв.-обработку. Сокращение добычи воды составило 142,8 тыс. т или более 3000 т на 1скв.-обработку. Успешность более 75%. Продолжительность эффекта – 1,5-2,5 года.

Показатели внедрения технологии

Предприятие

Общее количество скв-обр.

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

Сокращение добычи воды, тыс. т

№1

42

67,2

142,8

ТЕХНОЛОГИЯ НАПРАВЛЕННОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЁННЫХ ПЛАСТОВ (НКОВП)

Как правило, кислотные обработки при обводнённости продукции выше 40-60% неэффективны. В отличии от других кислотных методов, технология НКОВП предназначена для повышения эффективности кислотных обработок в условиях неоднородных карбонатных или терригенных коллекторов с различной минерализацией попутно-добываемых вод при высокой обводненности продукции (более 80%).

Метод основан на увеличении эффективности кислотных обработок путём блокировки зон с повышенной проницаемостью. Блокировка проницаемых зон осуществляется с помощью вязких гелеобразных эмульсионных систем обратного типа, образующихся при контакте реагента СНПХ-9633 с минерализованными водами, обводняющими скважину. Закачиваемая следом кислота направляется не в зоны с высокой проницаемостью, а в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны, ранее не охваченные воздействием.

Технология предусматривает закачку раствора композиции ПАВ и кислотного состава в объёме 10-26 м3 и 1-7 м3 на одну скважино-обработку.

Метод успешно прошел испытания на месторождениях Татарстана. Обработано 43 скважины, вскрывающие карбонатные и терригенные коллектора. Получено 35 тыс. т дополнительной нефти при увеличении дебита нефти в 1,5 – 5 раза и сокращении объёма попутно-добываемой воды более 2000 т/скв.-обр.; средняя длительность эффекта – более 1 года. Успешность метода составляет   более 70%.

Показатели внедрения технологии

Предприятие

Общее количество скв-обр.

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

Сокращение добычи воды, тыс. т

№1

43

35

88,1

ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9633) ЧЕРЕЗ НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ

Технология на основе углеводородных растворов и композиций ПАВ (реагента СНПХ-9633) предназначена для улучшения показателей разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных пластов с различной минерализацией пластовых и закачиваемых вод и высокой обводнённостью продукции скважин.

Реагент СНПХ-9633 имеет низкую температуру застывания (ниже минус 50°С), невысокую вязкость (1,5-3,0 мПа·с) и сохраняет стабильность и однородность в течение длительного времени (более 1 года) в широком диапазоне температур (от минус 50°С до +35°С).

Метод основан на способности реагентов «углеводородный растворитель-композиция ПАВ — минерализованная вода» при температурах 15-55°С образовывать вязкие устойчивые гелеобразные эмульсии с внешней углеводородной фазой.

Смешиваясь с находящейся в пласте и закачиваемой минерализованной водой, реагент образует вязкую систему, способствующую перераспределению фильтрационных потоков и выравниванию фронта вытеснения в нагнетательных скважинах, что в конечном итоге приводит к снижению обводнённости продукции и увеличению дебита нефти в добывающих скважинах. Кроме того, он обладает гидрофобизирующим действием, способен растворять и диспергировать АСПО, понижать вязкость нефти.

Метод реализуется посредством закачки реагента СНПХ-9633 в количестве 1-3м3 на 1м вскрытой мощности нефтяного пласта (но не менее 35 м3) с последующей продавкой в пласт минерализованной водой.

Применение технологии на месторождениях Татарстана и других регионах Урало-Поволжья подтвердило ее эффективность. По 114 участкам получено 244,6 тыс. т дополнительной нефти или более 2,1 тыс. т на одну скв./обработку.

Показатели внедрения технологии на нефтедобывающих предприятиях России

Предприятие

Общее количество обработанных участков

Дополнительная добыча нефти, тыс.т

№1

111

227,3

№2

1

2,7

№3

2

14,6

ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9640) ПРИ ПОВЫШЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ

Технология на основе реагента СНПХ-9640 предназначена для снижения обводненности извлекаемой продукции и увеличения дебита нефти в карбонатных и терригенных залежах с высокой обводнённостью продукции (60-99%), при пластовых температурах 60 – 100oС и различной минерализацией вод, обводняющих скважину.

Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке углеводородной композиции ПАВ (СНПХ-9640). Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. Кроме того, разработанные реагенты обладают гидрофобизирующим действием, способны растворять и диспергировать АСПО и понижать вязкость нефти.

Реагент однороден и стабилен в диапазоне температур от минус 50°С до +35°С в течение длительного времени, имеет невысокую вязкость (1,5-5 мПа·с) и низкую температуру застывания (ниже минус 50°С).

В конце 2013-2015 гг. технология ограничения водопритоков реагентом СНПХ-9640 совместно с модификатором проходила опытно-промышленные  испытания . По их итогам отмечено, что  в первые месяцы после воздействия в большинстве скважин наблюдалось снижение обводненности извлекаемой продукции и увеличение дебита нефти. Однако эффективность использования вышеуказанной технологии не достигла планируемых показателей вследствие недостаточной адаптации к условиям объектов применения. Планируется продолжение работ с учетом накопленного опыта и совершенствования технологии.

ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ ПГ-УВС

Технология предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счёт увеличения охвата пласта заводнением с последующим повышением нефтевытесняющей способности закачиваемой воды. Область ее применения – неоднородные по проницаемости терригенные пласты с температурой 20-45oС, обводненные закачиваемой водой различной минерализации (от пресной до высокоминерализованной) с высокой обводненностью добываемой продукции (свыше 60%) при неполной выработанности запасов нефти.

Технология ПГ-УВС заключается в последовательной закачке в нагнетательные скважины полимер-глинистой композиции (ПГК) и углеводородной композиции ПАВ (УК ПАВ).

ПГК используется для снижения проводимости высокопроницаемых промытых пропластков и представляет собой водные дисперсии бентонитового глинопорошка в растворе полимера например, полиакриламида. Увеличение нефтеизвлечения из зон ранее неохваченных воздействием осуществляется благодаря использованию углеводородной композиции поверхностно-активных веществ – реагента СНПХ-9633 (марки С-1, С-2, С-3) с повышенными нефтевытесняющими свойствами. Реагент характеризуется невысокими значениями плотности (800-920 кг/м3) и вязкости (1,5-3,0 мПа∙с), стабильностью состава в широком температурном диапазоне (от минус 50 до +35oС) и низкой температурой застывания (ниже – 50oС), что позволяет применять его без ограничений в любое время года.

В зависимости от геолого-физических характеристик и геолого-промысловых и технологических показателей нагнетательных и добывающих скважин участка закачанные объёмы оторочек полимер-глинистой композиции и реагента СНПХ-9633 изменяются в диапазоне 100-600 м3 и 10-40 м3 соответственно.

НГДУ

Кол-во участков (скв.-обр.), шт.

Дополнительная добыча нефти, т

Дополнительная добыча нефти, т/уч. (т/скв.-обр.)

№1

12 (13)

21391

1783 (1646)

№2

11

38834

3530

№3

3

10630

3543

№4

15 (35)

93540

6236 (2673)

№5

12

25843

2154

Всего:

53 (74)

190238

3589 (2571)

По технологии ПГ-УВС обработано 53 участка (74 нагнетательные скважины) различных терригенных площадей и залежей (девон, бобрик). Увеличение добычи нефти по 53 участкам достигает 190,2 тыс.т, причём на 11 (21%) из них эффект еще продолжается.

КОМПОЗИЦИЯ ТИПА СНПХ-9300 ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА, ПРЕДСТАВЛЕННОГО ГЛИНИСТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ

Композиция СНПХ-9300 предназначена для повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих терригенные глинистые коллектора или пласты, снизившие свою продуктивность вследствие вторичного техногенного загрязнения прискважинной зоны (проникновение глинистого бурового раствора).

Композиция выпускается по ТУ 2458-260-05765670-99. Марка композиции выбирается в зависимости от минералогического состава коллектора:

СНПХ-9310 для снижения набухаемости глинистых составляющих;
СНПХ-9330
СНПХ-9340
для снижения набухаемости и разглинизации глинистых коллекторов;
СНПХ-9350 для разглинизации глинистых коллекторов.

Конкретная марка композиции выбирается в зависимости от типа глины, содержащейся в коллекторе.
Эффективность от применения СНПХ-9300 достигается за счет комплексного воздействия компонентов состава на набухаемость глинистой составляющей пласта и ее диспергации.

Композиция СНПХ-9330 испытана в 2000-2001 годах в условиях глинистых коллекторов на месторождениях НГДУ «Лениногорскнефть» и НГДУ «Альметьевнефть» на 12 скважинах, как добывающих, так и нагнетательных. На нагнетательных скважинах эффективность составила 1600-3500 тонн. На добывающих скважинах увеличение дебита нефти достигло до 3-4 раз при продолжительности эффекта 18 месяцев.

В 2006 году в ОАО «Татнефть» проведена промышленная апробация  композиции СНПХ-9350. Увеличение прироста дебита нефти достигло 2-7 раз.

Композиция технологична в применении. Низкая температура застывания (не выше минус 50°С) позволяет проводить работы на скважине в зимних условиях.

Выбор марки композиции и проведение работ по ее применению целесообразно проводить с использованием сервисных услуг авторов-разработчиков состава и технологии его применения.

КИСЛОТА СОЛЯНАЯ ИНГИБИРОВАННАЯ ДЛЯ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ (СНПХ-HCLи)

В НИИНЕФТЕПРОМХИМ разработан состав и техническая документация на кислоту соляную ингибированную на основе кислоты соляной абгазной, выпускаемой Чебоксарским АО «Химпром» (ТУ 2458-264-05765670-99).

Кислота соляная ингибированная выпускается двух марок: А и Б.

Кислота соляная ингибированная по показателям качества отвечает требованиям, предъявляемым нефтяной промышленностью.

марка А

марка Б

Внешний вид

жидкость тёмного цвета

Массовая доля HCL, %, в пределах

22-25

20-25

Массовая доля уксусной кислоты, %

0,9-1,1

Массовая доля железа, %, не более

0,03

0,03

Скорость коррозии Ст3, не более, г/м2час

0,20

0,20

Кислота соляная ингибированная разрешена к применению в нефтяной промышленности, она относится к 3 классу опасности. Для снижения кислотной коррозии в состав кислоты вводят ингибиторы типа СНПХ-6500. Применяется в различных нефтяных регионах: Западной Сибири, Татарстане, Башкортостане и Казахстане.

Кислоту соляную ингибированную поставляет НИИнефтепромхим. Поставка в специальных ж/д цистернах.

ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИИ СНПХ-9030

Технология предназначена для увеличения продуктивности добывающих или приемистости нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкопроницаемые терригенные коллектора. Технология также может применяться в скважинах снизивших свою продуктивность вследствие вторичного техногенного загрязнения призабойной зоны пласта (проникновения фильтрата бурового раствора и мехпримесей), а также для освоения и вторичного вскрытия скважин, вышедших из бурения.

Технология реализуется путем сочетания химического глубокого воздействия реагентов различной функциональной назначенности на призабойную зону пласта и извлечения продуктов реакций после каждого вида воздействия. Оптимально и с меньшими затратами технология реализуется с применением композиции СНПХ-9030, выпускаемой в промышленных условиях в соответствии с ТУ 39-05765670-ОП-231-97 и допущенной к применению в нефтяной промышленности.

Эффект от применения технологии достигается за счет удаления скин-слоя и глубокой матричной обработки всего объема призабойной зоны пласта. Изменение структуры порового пространства пласта приводит к достижению гидродинамического сверхсовершенства призабойной зоны, когда гидравлические потери в этой зоне меньше, чем в удаленной зоне пласта.

Используемые в технологии отдельные реагенты или композиция СНПХ-9030 продавливаются до границы перехода из удаленной в призабойную зону пласта технической водой. Объем технической воды составляет 1,5-2,5 объема реагента. В среднем объем реагента на 1 обработку составляет 20-25 м3.

Наиболее эффективно технология применяется на участках, включающих нагнетательную и добывающие скважины при их совместной обработке композицией СНПХ-9030, что приводит к заметному улучшению гидродинамической связи между ними и увеличению темпа отбора нефти.

Первичное освоение скважины производится путем глубокой обработки призабойной зоны пласта.

Технология применяется с 1995 г. в ряде нефтяных компаний Западной Сибири (ОАО «Сургутнефтегаз», ТПП «Когалымнефтегаз») и Урало-Поволжья (ОАО «Татнефть», АНК «Башнефть»). С 1995 по 2006 год с применением технологии было обработано 662 скважины.

Дополнительная добыча нефти составила 610 тыс. т.

Средняя удельная технологическая эффективность составляет более 1000 тонн на одну скважино-обработку при продолжительности эффекта до 18 месяцев и более. В результате применения технологии прирост дебита нефти может на отдельных скважинах может достигать 10-20 т/сут.

КОМПОЗИЦИЯ СНПХ-9030 ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Композиция СНПХ-9030 предназначена для повышения продуктивности скважин, эксплуатирующих пласты с низкопроницаемыми коллекторами, снизивших свою продуктивность вследствие вторичного техногенного загрязнения призабойной зоны пласта (проникновения бурового раствора и мехпримесей), а также для освоения скважин, вышедших из бурения.

СНПХ-9030 выпускается трех марок А, Б и В по ТУ 39-05765670-ОП-231-97, предназначенных для использования в условиях с различным минералогическим составом коллектора и категории скважин.

Эффективность от применения композиции СНПХ-9030 достигается за счёт многофункциональности состава, позволяющего предварительно отмыть пористую среду от органических загрязнений типа АСПО, затем растворять и диспергировать алюмосиликатную составляющую породы без образования вторичных осадков, и избежать в момент проведения ОПЗ образования в призабойной зоне пласта вязких кислотных эмульсий. Комплексное действие СНПХ-9030 позволяет избежать проведения на скважине дополнительных операций по промывке прискважинной зоны отдельными видами реагентов, что сокращает время проведения работ и снижает себестоимость обработки.

Композиция СНПХ-9030 применяется в крупнейших нефтяных компаниях Российской Федерации.

Поставка композиции СНПХ-9030 осуществляется в специальных ж/д цистернах.

Выбор марки композиции и проведение работ по её применению целесообразно проводить с использованием сервисных услуг авторов-разработчиков состава и технологии.

КОМПОЗИЦИЯ СНПХ-8903 И ТЕХНОЛОГИЯ ЕЕ ПРИМЕНЕНИЯ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Реагенты серии  СНПХ-8903 предназначены для стимуляции продуктивности скважин и повышения нефтеотдачи фациально-неоднородных пластов в условиях трудноизвлекаемых запасов нефти.

Основы применения технологии СНПХ-8903

В терригенных коллекторах:

минеральная кислота и щелочной раствор способствуют растворению и выносу природного и техногенного глинистого вещества.

В карбонатных коллекторах:

органические карбоновые кислоты, являясь ПАВ, увеличивают смачиваемость породы, замедляют скорость реакции и препятствуют образованию нерастворимых соединений.

СНПХ-8903 выпускается двух марок — А и В по ТУ 2458-314-05765670-2006

Рецептуры, содержание компонентов, объемы на метр вскрытой мощности пласта, время реакции в призабойной зоне пласта подбирается в соответствии с “Планом работ по приготовлению растворов реагентов для обработки призабойной зоны пласта”, разработанной специалистами  ОАО «НИИнефтепромхим».

Основные критерии применения технологии СНПХ-8903

Тип коллектора Терригенный и карбонатный
Проницаемость пласта, мкм2 Не менее 0,1
Толщина пласта, м Не менее 3
Неоднородность пласта Не менее 2
Пластовое давление Не менее 50 % от первоначального
Температура пласта, 0 С До 100
Плотность воды (добываемая, закачиваемая), г/см3 Без ограничений
Вязкость нефти в пластовых условиях, СПз Не более 250
Обводненность добываемой продукции, % Не более 60
Дебит скважины, т/сут Не менее 1 по нефти
Приемистость скважины, м3/сут Не менее 30

 

Технологическая эффективность применения технологии СНПХ-8903 в терригенно-карбонатном комплексе Татарстана

Горизонт Дополнительная добыча, (т) Количество скважин,(шт) Удельная эффективность,т/скв Успешность,(%)
Бобрик.-радаевск.-тульский 20808 48 433,5 95,8
Верейский 6093 9 677 88,9
Девон 26499 43 616,3 79,1
Турнейский 62150 130 478,1 93,8
Итого 115550 230 551,2 89,4

Реагенты серии СНПХ-8903 и технология их применения защищены патентами РФ. Авторское сопровождение работ и использованием реагентов серии СНПХ-8903 осуществляют специалисты ОАО «НИИнефтепромхим».

РЕАГЕНТ 8903А — КОМПЛЕКСНАЯ ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ ДОБАВКА К СОЛЯНОЙ КИСЛОТЕ

Область применения:

Кислотные композиции, в состав которых входят соляная кислота и реагент СНПХ-8903 А, предназначены для глубокой интенсифицирующей обработки карбонатных пластов. Кислотные композиции, приготовленные с добавлением реагента СНПХ-8903 А, могут быть использованы для следующих целей:

увеличения продуктивности добывающих нефтяных и газовых скважин, вводимых в эксплуатацию после бурения;

увеличения или восстановления продуктивности добывающих скважин в процессе их эксплуатации;

восстановления продуктивности пласта после всех видов ремонтных работ;

пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя и бездействия;

увеличение или восстановление приемистости нагнетательных скважин;

в качестве функциональной добавки к соляной кислоте при проведении гидрокислотных ГРП в карбонатных пластах.

Составляющие реагенты:

Соляная кислота (НСl) – обеспечивают растворение карбонатной  породы и протравливание дополнительных каналов для фильтрации флюида.

Реагент СНПХ-8903 А представляет собой комплексную функциональную добавку к соляной кислоте, в состав которой входят: поверхностно-активное вещество, ингибитор кислотной коррозии, замедлитель реакции кислоты, ингибитор геле — и солеобразований, стабилизатор, растворитель-диспергатор АСПО.

Сущность:

Обработка добывающей или нагнетательной скважины предусматривает закачку в призабойную зону скважины соляной кислоты с добавлением реагента СНПХ-8903 (А).

Реагент СНПХ-8903 А  смешивается с соляной кислотой 20-24 % концентрации в соотношении 5:1 или 10:1 с соляной кислотой 12-15 % концентрации.

Реагент СНПХ-8903 А применяется как комплексная реагентная добавка к соляной кислоте для получения кислотной поверхностно-активной композиции медленного действия.

По сравнению с обычной соляной кислотой  эффективность кислотных композиций, полученных с добавлением функционального реагента СНПХ-8903 А, как правило, выше на 50 -70 %.

Отечественный реагент серии СНПХ-8903 А не уступает по своим функциональным качествам, а часто и превосходит аналогичные составы отечественного и иностранного производства.

Преимущества:

  • Кислотная композиция, приготовленная с добавлением реагента СНПХ-8903 А обладает замедленной реакцией с карбонатной породой, что гарантирует увеличенную проникающую способность кислотной композиции в глубь пласта;
  • Использование реагента СНПХ-8903 А в качестве добавки к соляной кислоте предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты с породой, нефтью и пластовой водой, которые могут засорить и повредить продуктивный пласт;
  • Добавление реагента СНПХ-8903 А  к рабочему раствору кислоты обеспечивает низкое межфазное натяжение,а также более полное удаление из пласта отработанной кислоты и продуктов реакции за счет снижения поверхностного натяжения на границе «нефть — отработанный раствор соляной кислоты», а также за счет гидрофобизации  поверхности породы пласта;
  • Входящая в состав СНПХ-8903 А смесь спиртов позволяет выравнивать скорость реакции кислотной композиции в водо — и нефтенасыщенных пластах;
  • Кислотные композиции, приготовленные с добавлением реагента СНПХ-8903 А  проявляют свойства диспергирования в отношении АСПО;
  • Соляная кислота, обработанная реагентом СНПХ-8903 А имеет более низкую коррозионную активность;
  • Применение  функциональной добавки — реагента СНПХ-8903 А позволяет готовить кислотные композиции комплексного действия на базе крупнотонажного промышленного сырья – соляной кислоты с  рациональным учетом географии завода-изготовителя, логистики, хранения и применения,
  • Применение  функциональной добавки — реагента СНПХ-8903 А позволяет готовить кислотные композиции комплексного действия с необходимой концентрацией и функциональной направленности.

Средние объемы закачки:

Количество кислотной композиции на обработку скважины составляет 0,5-2,0 м3 на 1 м перфорированной толщины пласта. Выдержка на реакцию составляет  2 – 20  часов. По окончании времени реагирования скважину осваивают до полного выноса продуктов реакции или прокачивают  за пределы критической зоны пласта (1.5-2.5 м).

Форма поставки:

Поставляется в 200 л металлических бочках или в другой таре по согласованию с Заказчиком.

ТЕХНОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ДЕКОЛЬМАТАЦИИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА С ПРИМЕНЕНИЕМ КИСЛОТНО-ЩЕЛОЧНЫХ СИСТЕМ (РЕАГЕНТ СНПХ-8903Б)

Область применения:

Технология комплексной декольматации призабойной зоны пласта с применением кислотно-щелочных систем (КЩС) может быть использована для следующих основных целей:

  • увеличение продуктивности добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию после бурения;
  • увеличение или восстановление продуктивности добывающих скважин, снизивших дебит нефти в процессе осложненной эксплуатации вследствие действия факторов вторичной глинизация пласта, набухания глин и т.д.;
  • восстановление продуктивности пласта после всех видов ремонтных работ;
  • пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя и бездействия;
  • «щадящей» разглинизации пластов с целью снижения фильтрационных сопротивлений в ПЗП как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах;
  • увеличение или восстановление приемистости действующих нагнетательных скважин;

Составляющие реагенты:

Кислотный состав (соляная кислота, глинокислотный состав) – обеспечивает частичное растворение глинистых минералов и очистку порового пространства, а также растворение карбонатных включений.

Щелочной состав — реагент СНПХ-8903 Б представляет собой композицию натриевых солей моно — и дикарбоновых кислот и взаимного растворителя. Реагент СНПХ-8903 серии Б предотвращает набухание и закупорку глин, обеспечивает диспергирование и вынос природного и  техногенного кольматирующего глинистого вещества. Обладая свойствами ПАВ, реагент СНПХ-8903 Б также снижает скорость реакции кислотного состава с породой коллектора, за счет этого двухкомпонентную композицию можно закачивать глубоко в пласт без существенной потери химической активности кислоты.

Сущность:

  • Технология заключается в последовательной закачке в пласт исходных компонентов: кислотных составов (НСl, НСl+НF  и реагента СНПХ-8903  Б  в рациональном объемном соотношении и количестве. По окончании времени реагирования скважину осваивают до полного выноса продуктов реакции или прокачивают  за пределы критической зоны пласта (1.5-2.5 м);
  • Реагентная декольматация с применением композиций НСl (HCl/HF)+СНПХ-8903 Б может применяться в добывающих и нагнетательных скважинах, вскрывающих пласты,  как с терригенным  так и с карбонатным коллектором;
  • Технология обработки скважин реализуется с использованием стандартного оборудования, применяемого при кислотных обработках.

Преимущества:

  • Использование реагента СНПХ-8903  Б в качестве добавки к кислотным составам предотвращает образование в пористой среде нерастворимых соединений железа, возникающих при взаимодействии растворов с породой и некоторыми компонентами пластовых вод. Восстанавливающий реагент СНПХ-8903 Б преобразует трёхвалентные ионы железа в двухвалентные ионы и они не будут выпадать в осадок до тех пор, пока pH будет выше 7 (чего не происходит в истощённом кислотном составе);
  • Технология позволяет эффективно проводить интенсифицирующие обработки карбонизированных и слабокарбонизированных песчаных коллекторов;
  • Высокая степень декольматации коллектора (снижение скин -фактора);
  • Реагент СНПХ-8903  Б совместим с другими добавками к кислотам;
  • Возможность модифицирования в соответствии с требованиями кислотных обработок;
  • Реагенты применимы на любой стадии разработки;
  • Совместимость с любым типом пластовых и закачиваемых вод;

Реагент  СНПХ-8903  Б имеет  IV класс опасности.

Средние объёмы закачки:

Объем каждого применяемого состава составляет 0,5-3,0 м3 на 1 м3 эффективной толщины пласта.

Результаты промышленного внедрения:

Технология комплексной разглинизации призабойной зоны пласта с применением реагента СНПХ-8903 (Б) применяется на нефтяных месторождениях Западной Сибири, Татарстана, Коми, Восточной Сибири  и других регионов.

Хранение:

Емкости для СНПХ-8903 (Б) должны быть чистыми, перед наполнением их следует промыть горячей водой или обработать паром.

Реагенты СНПХ-8903 (Б) допускается хранить при температуре воздуха не ниже 45 °С.

Форма поставки:

Поставляется в  ж/д цистернах или в другой таре по согласованию с Заказчиком.

ТЕХНОЛОГИЯ ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОИЗОЛЯЦИОННЫХ ПРОДУКТОВ СЕРИИ СНПХ-8910 ДЛЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА В СКВАЖИНЫ

Область применения:

Водоизоляционные продукты серии СНПХ-8910 используются для селективного ограничения подвижности пластовых и закачиваемых вод в обводненных терригенных и карбонатных пластах и снижения обводненности продукции добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяных месторождений в условиях трещиновато-поровых неоднородных по проницаемости коллекторов.

Сущность:

  • Технология осуществляется посредством закачки в добывающие и нагнетательные скважины расчетного объема продуктов серии СНПХ-8910 на основе эмульсионных компонентов и разработанных  модифицирующих добавок;
  • В результате применения продуктов серии СНПХ-8910 происходит, соответственно, ограничение водопритока, снижение проводимости обводненных высокопроницаемых зон и увеличение продуктивности менее проницаемых пропластков, содержащих подвижную нефть,
  • Продукт СНПХ-8910 может применяться как селективно-изолирующий реагент-отклонитель в  технологиях с интенсифицирующими кислотными составами (НCl+СНПХ-8903А, НСl/HF/HCl+СНПХ-8903Б)  для порово-трещиноватых коллекторов в широком диапазоне температур (до 70° С).

Составляющие компоненты:

Продукты серии СНПХ-8910 представляют собой дисперсию прямого типа, по внешнему виду однородная жидкость, состоящая из углеводородов различного структурно-группового вида и их гетеропроизводных в воде рационально подобранного состава,

Продукты серии СНПХ-8910 выпускаются двух марок — А и В по ТУ 2458-315-25765670-2006.

Преимущества:

  • Высокая селективность;
  • Высокая гидрофобизация пород коллектора;
  • Значительно снижается проницаемость пласта по воде;
  • Высокие адгезионные характеристики;
  • Высокий гидроизоляционный эффект;
  • Стабильность и устойчивость состава во времени;
  • Продукт СНПХ-8910 может применяться в широком интервале температур (20 — 70°С) и минерализации пластовых вод (ρ = 1,0 — 1,19 г/см³);
  • Применение продукта эффективно при обводненности добываемой продукции более 60-70 %;
  • Использование экологически чистого сырья;
  • Продукт  не является пожаро и взрывоопасным веществом;
  • Технологичен в зимнее время года;
  • Богатая сырьевая база;

Параметры эффективного применения СНПХ-8910:

Технология реализуется на добывающих скважинах для эффективного извлечения нефти из терригенных и карбонатных коллекторов, разрабатываемых с использованием заводнения  или на  естественном режиме;

Приемистость  добывающей скважины  более 200 м3/сут;

Средняя обводненность добываемой продукции   от 60 % до 98  %;

Проницаемость пласта от 0,1 до 3,5 мкм2;

Толщина продуктивного пласта более 3 м;

Плотность и минерализация добываемой и закачиваемой воды – не регламентируется;

Вязкость нефти в пластовых условиях до 250 мПа.с;

Коэффициент нефтенасыщенности пласта не менее 0,40.

Результаты промышленного испытания:

Технология с применением водоизоляционных продуктов серии СНПХ-8910 применяется на нефтяных месторождениях Татарстана, Удмуртии.

Форма поставки:

Поставляется в автоцистернах, кубовых пластиковых емкостях или в другой таре по согласованию с Заказчиком.

Продукт серии СНПХ-8910 и технология его применения защищена патентом РФ.
Авторское сопровождение работ и использованием продуктов серии СНПХ-8910 осуществляют  специалисты  ОАО «НИИнефтепромхим».

КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ НИЗКОПРОДУКТИВНЫХ СКВАЖИН (СНПХ-9010)

Композиция в различных модификациях предназначена для повышения производительности низкопродуктивных добывающих и нагнетательных скважин, эксплуатирующих карбонатные коллектора.

Эффект от применения достигается:

  • увеличением радиуса активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета породы
  • очисткой поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц.

Технические характеристики

Внешний вид

гомогенная жидкость тёмно-коричневого цвета

Динамическая вязкость при 20°С, мПа·с

не более 5

Температура застывания, °С, не выше

-36

Модификация композиции выбирается в зависимости от пластовой температуры и типа коллектора. Технологические параметры процесса выбираются в зависимости от геолого-промысловых характеристик обрабатываемых скважин. Обработка призабойной зоны производится с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования.

Композиция испытана в ОАО ”Татнефть”, АНК «Башнефть», ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ОАО «Белкамнефть».

Технологический эффект более 600-1500 т дополнительной нефти на скважину. Суточный прирост дебита по нефти 1,3-4,5 т.

Продолжительность эффекта 18-24 месяца.

Успешность — 86%.

ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ И ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН В ЗАГЛИНИЗИРОВАННЫХ ТЕРРИГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРАХ (СНПХ-9021 и СНПХ-9022)

Технология предназначена для глубокой обработки низкопроницаемых глиносодержащих коллекторов и основана на способности реагента СНПХ-9021 сохранять свою активность при глубоком проникновении в пласт и газировании жидкости при взаимодействии с реагентом СНПХ-9022.

Эффект от применения достигается:

  • увеличением радиуса активного дренирования пласта в результате частичного растворения скелета породы и диспергирования глинистых частиц
  • очисткой поровых каналов от отложений АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц
  • дегидратацией призабойной зоны добывающих скважин
  • снижением межфазного натяжения на границе нефть-вода.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Марка СНПХ-9021 СНПХ-9022
Внешний вид

жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета

мутная жидкость при отстаивании выпадает белый осадок

Плотность при 20°С, кг/м3

1000-1100

не менее 1080

Динамическая вязкость при 20°С, мПа·с

не более 5

Скорость растворения стали (ст.3) при 20°С, г/м2, не более

0,35

Метод реализуется для добывающих и нагнетательных скважин.

Обработка призабойной зоны производится с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования.

Технология испытана на объектах ОАО «Татнефть». ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Лукойл-Нижневолжскнефть» и позволяет увеличить коэффициент продуктивности добывающих скважин в 2-10 раз и коэффициент приемистости нагнетательных скважин — в 2-4 раза.

ТЕХНОЛОГИЯ ВОДОГАЗОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Технология предназначена для повышения коэффициента нефтеизвлечения и снижения обводненности добываемой продукции. Областью применения технологического процесса являются неоднородные по проницаемости пласты.

Технологическая эффективность достигается как за счет увеличения коэффициента вытеснения нефти (9-17%), так и коэффициента охвата пласта воздействием (до 40%)
за счет высокой вязкости водогазовой смеси в пластовых условиях.

Технология обладает рядом отличительных свойств:

Отсутствие необходимости проведения на скважинах работ по закачке реагентов с привлечением спецтехники. Закачка и образование водогазовой смеси производится в постоянном автоматическом режиме с применением системы поддержания пластового давления. причем за счет применения для образования и закачки водогазовой смеси эжекторного устройства, осуществляется саморегуляция степени газосодержания водогазовой смеси в зависимости от проницаемости пласта, что приводит к периодическому перераспределению направления движения фильтрационных потоков.

Воздействие водогазовой смесью приводит только к временному блокированию пор пласта и позволяет и в дальнейшем эксплуатировать данные коллектора.

Технология экологически безопасна, способствует утилизации нефтяного газа и прекращению бесцельного сжигания его на нефтепромыслах.

Водогазовое воздействие на пласт не имеет ограничения применения в зависимости от пластового давления, температуры пласта, свойств пластовой нефти и воды.

Технология внедряется на месторождениях Западной Сибири. Дополнительная добыча нефти составила 4-10 тыс.тонн в год на 1 участок.

ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТЫ ПОЛИМЕР-УГЛЕВОДОРОДНЫМИ СИСТЕМАМИ (СНПХ-ПУС)

Технология предназначается для проведения водоизоляционных работ на добывающих скважинах и перераспределения направления движения фильтрационных потоков при закачке композиции в нагнетательные скважины.

Композиция СНПХ-ПУС обладает селективностью, т.е. при взаимодействии с водой она образует гелеобразную резиноподобную систему и, соответственно, блокирует водонасыщенные гидрофильные коллектора, а с нефтью не взаимодействуют и в последующем выносятся из гидрофобных нефтенасыщенных коллекторов при освоении добывающих скважин.

Результаты ОПР по технологии СНПХ-ПУС, проведенные в ОАО «Татнефть» и в Западной Сибири в 1998-2002 г.г. показали, что технологический эффект при проведении РИР на добывающих скважинах составляет 700-900 т, а при закачки композиции в нагнетательные скважины до 8 тыс.т в год на 1 участок.

В настоящее время разработана композиция СНПХ-ПУС на основе отходов нефтехимического производства. Для предотвращения осложнений при закачке композиция готовится в заводских условиях и хранится неопределенно долгое время при температуре от минус 30 до +50°С.

В 2013 году технология удостоена звания лауреата конкурса «Лучшие товары и услуги Республики Татарстан».

ЭМУЛЬГАТОР СНПХ-9777

СНПХ-9777 – высокоэффективный, маслорастворимый эмульгатор.

СНПХ-9777 предназначен для получения инвертных эмульсий, применяемых:

— при заканчивании, глушении нефтяных и газовых скважин;

— в качестве базового реагента для приготовления технологических жидкостей, используемых в процессах повышения нефтеотдачи пластов и для проведения капитального ремонта скважин;

— при разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений на любой стадии заводнения с целью увеличения нефтеотдачи пластов.

СНПХ-9777 представляет собой углеводородный раствор азотсодержащих производных высших жирных кислот.

В качестве водной фазы для приготовления инвертных эмульсий могут использоваться минерализованные попутно добываемые воды различной плотности или растворы солей (NaCl, CaCl2, AlCl3 и др.).

СНПХ-9777 проявляет антикоррозионные свойства.

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Массовая доля активной основы, %

Кинематическая вязкость при 20 °С, мм2/с, в пределах

Плотность при 20 °С, кг/м3, не более

10±1

2,0-3,0

900,0

По токсикологическим свойствам эмульгатор СНПХ-9777 относится к 4 классу опасности (вещества малоопасные).

Эмульгатор СНПХ-9777 допущен к применению в нефтяной промышленности (имеет сертификат ТЭКСЕРТ).