Технологии повышения нефтеотдачи пластов

АО «НИИнефтепромхим» предоставляет комплекс решений по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, обеспечивающий максимальную эффективность и рентабельность.

Технологии направлены на оптимизацию параметров добычи углеводородов из продуктивных пластов и уменьшение затрат на длительно эксплуатируемых месторождениях, вовлечение в разработку недренируемых и остаточных запасов нефти.

В АО «НИИнефтепромхим» разработаны технологии:

• ТЕХНОЛОГИИ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ (УК ПАВ)

  • для невысоких пластовых температур (до 60°С) разработан реагент СНПХ-9633
  • для повышенных пластовых температур (60-105°С) разработан реагент СНПХ-9640

  ДОБЫВАЮЩИЕ СКВАЖИНЫ

  Технология ограничения водопритоков УК ПАВ (СНПХ-9633,СНПХ-9640).

  Технология предназначена для снижения обводненности извлекаемой продукции и увеличения дебита нефти карбонатных и терригенных залежей с высокой обводнённостью продукции (60-99%) и различной минерализацией вод, обводняющих скважину.

  Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке УК ПАВ. 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.

  В случае высокой приемистости скважины (низком давлении нагнетания) для повышения эффективности применения УК ПАВ рекомендуется вводить в ее состав наполнитель. Его введение позволяет повысить не только скорость формирования эмульсионных систем и их стабильность, но и вязкость и прочность. Это способствует усилению блокирующих свойств, снижению чувствительности к депрессиям и уменьшению возможности выноса эмульсии из пласта.

  Опыт применения

  Показатель	СНПХ-9633	СНПХ-9633 с наполнителем
  Количество скв.-обр.	более 2 000	Более 900
  Дополнительная добыча нефти (т/скв.-обр.)	1000	более 1200
  Среднесуточный прирост дебита нефти (т/сут.)	2,0-5,0	2-6,5
  Сокращение объёмов попутно-извлекаемой  воды (т/скв.-обр.)	более 2000	более 2500
  Успешность	более 70%	более 75%
  Продолжительность эффекта	более 1 года в терригенных, более 2 лет – в карбонатных коллекторах	1,5-2,5 года

  Нагнетательные скважины

  Технология воздействия на нефтяной пласт УК ПАВ через нагнетательные скважины.

  Технология предназначена для улучшения показателей разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных пластов с различной минерализацией пластовых и закачиваемых вод и высокой обводнённостью продукции скважин.

  Метод основан на способности реагентов «углеводородный растворитель-композиция ПАВ — минерализованная вода» образовывать вязкие устойчивые гелеобразные эмульсии с внешней углеводородной фазой, что способствует перераспределению фильтрационных потоков и выравниванию фронта вытеснения в нагнетательных скважинах. Это в конечном итоге приводит к снижению обводнённости продукции и увеличению дебита нефти в добывающих скважинах. Кроме того, технология обладает гидрофобизирующим действием, способна растворять и диспергировать АСПО, понижать вязкость нефти.

  Опыт применения технологии СНПХ-9633 (114 участков):

  • дополнительная добыча нефти – более 2000 т/скв.-обр.;
  • успешность – 78%.

  ПРЕИМУЩЕСТВА И ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ УК ПАВ (СНПХ-9633, СНПХ-9640) И ТЕХНОЛОГИЙ НА ИХ ОСНОВЕ:

  • невысокая вязкость (обычно 1,5 мм²/с);
  • низкая температура застывания (ниже минус 55°С);
  • низкое межфазное натяжение на границе с водой (10^-2-10^-4 мН/м);
  • обладает нефтеотмывающими свойствами;
  • способствует растворению и диспергированию АСПО;
  • способен связывать большое количество воды;
  • селективность воздействия;
  • не способствует набухаемости глин;
  • поставка в товарной форме, не требует разбавления
  • использование стандартного нефтепромыслового оборудования;
  • отсутствие осложнений в процессе закачки и после обработки скважины.

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

  Предназначена для проведения водоизоляционных работ на добывающих скважинах и для перераспределения направления движения фильтрационных потоков в нагнетательных скважинах.

  При взаимодействии с водой образует резиноподобную гетерогенную систему. Обладает повышенной селективностью, т.е. при взаимодействии с водой образует плотную систему и блокирует водонасыщенные коллекторы и в последующем выносится при освоении добывающих скважин.

  Преимущества: селективность, гомогенность, малая вязкость, высокая адгезия, время 1 скв./обр. не превышает 6 часов, используется стандартное нефтепромысловое оборудование.

  Опыт применения

  • количество обработанных скважин — 120;
  • технологический эффект на добывающих скважинах – 300-1500 т дополнительной добытой нефти при снижении обводнённости на 30-70%;
  • расход на 1 м работающей толщины составляет 0,5-1,5 тонны.

• ТАМПОНАЖНЫЙ ОТВЕРЖДАЮЩИЙСЯ СОСТАВ (СНПХ-3002)

  Технология используется для герметизации эксплуатационных колонн и ликвидации заколонных перетоков.

  СНПХ-3002 имеет низкую вязкость, что позволяет закачивать его в низкопоровые, низкопроницаемые пласты. Состав имеет широкий диапазон времени отверждения, применяется при пластовых температурах до 90°С. Прочность данного состава на изгиб, сжатие превосходит прочность цементного камня, что позволяет его применять для изоляции участков эксплуатационных колонн, подверженных высоким депрессиям при эксплуатации скважин.

  ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ

  • количество обработанных скважин — 150;
  • успешность – 80%.

• ТЕХНОЛОГИЯ НАПРАВЛЕННОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЁННЫХ ПЛАСТОВ (НКОВП)

  Технология 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 УК ПАВ с минерализованными водами, обводняющими скважину. Закачиваемая следом кислота направляется не в зоны с высокой проницаемостью, а в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны, ранее не охваченные воздействием.

  ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ (43 скв.-обр.):

  • увеличение дебита нефти в 1,5 – 5 раз;
  • дополнительная добыча нефти – более 800 т/скв.-обр;
  • сокращение объёма попутно-добываемой воды – более 1000 т/скв.-обр.;
  • средняя длительность эффекта – более 1 года;
  • успешность метода – более 70%.

• ТЕХНОЛОГИЯ МОДИФИЦИРОВАНИЯ РАСТВОРОВ КИСЛОТ ДЛЯ ОПЗ СКВАЖИН МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНОЙ ПРИСАДКОЙ СНПХ-8903

  СНПХ-8903 применяется в качестве многофункциональной комплексной присадки в ингибированную соляную кислоту (возможно в глинокислоту) для ее модифицирования (облагораживания) и получения кислотных составов.

  Присадка, представляющая сбалансированный состав, включает в себя:

  • замедлитель реакции с матрицей породы;
  • взаимный растворитель;
  • комплексообразователь;
  • смесь ПАВ, придающие составу деэмульгирующие свойства и способствующие отмыву АСПО.

  ПРЕИМУЩЕСТВА

  • замедление скорости реакции соляной кислоты с карбонатной породой пласта (24 % концентрации HCl в 5 раз);
  • равномерное проникновение в высоко- и низкопроницаемые зоны породы, тем самым увеличение радиуса активного дренирования и вовлечение в разработку всей толщины пласта;
  • предотвращение образования эмульсий и отложений при контакте кислоты и пластовых флюидов;
  • ингибирование выпадения осадков в пласте после реакции кислоты с породой;
  • снижение межфазного натяжения на границе контакта «кислота-нефть» до 0,01-0,07 мН/м;
  • минимальные затраты на приготовление кислотного состава. Кислотный состав может готовиться непосредственно на скважине.

  ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ:

  • проведено около 400 скважино-обработок;
  • удельная эффективность применения технологии составляет более 300 тонн нефти на 1 скв./обр.;
  • средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил более 2,0 т/сут.;
  • средняя продолжительность эффекта составляет более 10 месяцев;
  • успешность проведения обработок добывающих скважин составляет более 85%.

• СТАБИЛИЗАТОР ИОНОВ ЖЕЛЕЗА СНПХ-8905

  СНПХ-8905 предназначен для стабилизации ионов железа в технологических процессах кислотной обработки призабойной зоны скважины.

  СНПХ-8905 восстанавливает трехвалентные ионы железа до двухвалентных.

  Норма расхода реагента в кислотной композиции составляет:

  • 0,8 – 1,0 % об. (5000 ppm Fe³⁺)
  • 0,5 — 0,7 % об. (2500 ppm Fe³⁺)

  ПРЕИМУЩЕСТВА

  • низкая температура застывания (ниже минус 50°С);
  • предотвращение выпадения осадка и образования стойких эмульсий с пластовыми флюидами;
  • сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
  • применим в комплексе с другими компонентами кислотного состава и в соляной кислоте различной концентрации;
  • используется стандартное нефтепромысловое оборудование.

• Технология повышения продуктивности карбонатных коллекторов с применением реагента СНПХ-9010

  Технология предназначена для повышения продуктивности скважин в карбонатных коллекторах.

  Применяемый состав СНПХ-9010 включает минеральную кислоту, замедлитель реакции с карбонатной составляющей пласта, растворитель-гомогенизатор, ПАВ и ингибитор коррозии. Состав в результате низкой скорости реакции с породой обеспечивает увеличение радиуса активного дренирования пласта, частичное растворение скелета породы, очистку поровых каналов от АСПО, механических загрязнений и глинистых частиц.

  Прирост дебита скважины по нефти на 1-6 т/сут., дополнительная добыча нефти на 1 скважино-обработку не менее 450 т. Исходная обводненность продукции до 40%.

  При обработке скважин применяется стандартное нефтепромысловое оборудование.

  Реагент производится в промышленных условиях и поставляется ж/д цистернами.

  В скважину опускается НКТ до уровня нижних дыр перфорации. Выше интервала перфорации устанавливается пакер. В скважину закачивается реагент из расчета 1,5-3,0 м³ на 1 метр вскрытой толщины пласта. Реагент продавливается в пласт нефтью или водой. Через 16 часов проводятся заключительные работы, спускается нефтепромысловое оборудование и скважину пускают в работу.

  Требования, учитываемые при реализации

  • Карбонатсодержащий коллектор порового типа.
  • История предыдущих обработок (вид воздействия, эффективность).
  • Пластовое давление — не ниже 0,6 Рнач.
  • Обводненность продукции скважин – не выше 40% (обводнение пластовой водой). При более высокой обводненности перед кислотной обработкой производится закачка реагентов, временно блокирующих водопроявляющие пропластки (CНПХ-8700).
  • Начальная нефтенасыщенность по ГИС — не менее 60%.
  • Толщина перфорированная не менее 2 м.
  • Наличие остаточных извлекаемых запасов нефти не менее 30%.
  • Перемычка до нижележащего водоносного горизонта — не менее 5 м.
  • Кратность СКО – не более 2. При более высокой кратности предварительно закачиваются составы для выравнивания профиля приемистости и временной блокировки промытых зон или товарная нефть в объеме, равном объему ранее закачанных кислотных составов.

  ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ

  Основные объекты разработки	Турнейский и башкирский ярусы	Башкирский ярус, верейский горизонт	Башкирский ярус, верейский горизонт	С2 каширо-подольский горизонт
  Обработано скважин, ед.	484	300	100	208
  Дополнительная добыча нефти на 1 скв./обр.	1270	600 – 1000 (917)	1560	860
  Успешность, %	93	85	92	90
  Средний прирост дебита нефти, т/сут	2,2- 3,2	1,6 — 2,7	3,8	2,35
  Накопленная доп. добыча нефти за период, тыс. т	̴  650,0	275,1	156,0	179,8

• 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 позволяет увеличить коэффициент продуктивности добывающих скважин в 2-10 раз и коэффициент приемистости нагнетательных скважин — в 2-4 раза.

• ЖИДКОСТЬ ГЛУШЕНИЯ НА ЭМУЛЬСИОННОЙ ОСНОВЕ

  Эмульгатор СНПХ-9777 предназначен для получения инвертных эмульсий, применяемых:

  • для глушения 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;
  • перед кислотной ОПЗ для временной изоляции высокопродуктивных обводненных пропластков, позволяющее направленно воздействовать на низкопродуктивный коллектор.

  ПРЕИМУЩЕСТВА

  • сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта;
  • выход скважины на рабочий режим в кратчайшие сроки, без потери дебита по нефти с возможным снижением обводненности продукции;
  • регулирование плотности жидкости глушения в широких пределах от 1,0 до 1,6 г/см³;
  • термостабильность до 90 °С;
  • высокая седиментационная устойчивость.

  Жидкость глушения на эмульсионной основе представляет собой инвертную эмульсию:

  • дисперсионная среда – углеводородный раствор Эмульгатора СНПХ-9777,
  • дисперсная фаза – вода, минерализованная различными солями.

  Вязкость и плотность жидкости глушения регулируется соотношением фаз и степенью минерализации воды.

• МОДЕРНИЗАЦИЯ ТЕХНОЛОГИЙ КОМПЛЕКСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

  Технологии предназначены для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счёт увеличения охвата пласта заводнением с последующим повышением нефтевытесняющей способности закачиваемой воды.

  Суть технологии заключается в расширении условий применения и повышении эффективности обработки за счет использования оптимального сочетания ПАВ различной природы, концентрации компонентов, а также дисперсности рабочих агентов в составе нефтевытесняющей и блокирующей систем.

  Технология отличается тем, что в качестве композиции ПАВ используется мицеллярный состав с высокими нефтеотмывающими свойствами, а в качестве полимер-дисперсной системы иcпользуется полимер и мелкодисперсный наполнитель.

  Опыт применения

  Технология	Общее кол-во обработанных участков	Дополнительная добыча нефти, тыс.т
  СНПХ-95М	49	196,3
  ПГ-УВС	53	190

  

   

• Химическая обработка с сонокатализатором

  Технология основана на комбинировании химических и физических методов повышения нефтеотдачи.

  Применение химических реагентов и физических полей позволяет добиться синергетического эффекта: значительно увеличить эффективность обработки.

  Инновационный метод предполагает закачку в пласт кислотного состава (СНПХ-9010Ж, 9021 (9030) или соляную кислоту, модифицированную присадкой СНПХ-8903А) и обработку акустическими волнами.

  Комбинированное применение позволяет:

  • В несколько раз увеличить проникновение кислотного состава в пласт;
  • Уменьшить поверхностное натяжение на границе «нефть-вода» и «нефть-порода», повышая подвижность нефти;
  • Контролируемо активировать химическую реакцию в зоне акустического воздействия.

  В зависимости от характеристик обрабатываемых скважин возможно применение акустических волн ультразвукового диапазона, а также акустических ударных волн.