ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛИМЕРОВ (БИОПОЛИМЕРОВ) – РЕАЛЬНАЯ ВОЗМОЖНОСТЬ

УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ,

РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ В РЕЖИМЕ ЗАВОДНЕНИЯ.

С.В. Брезицкий, исполнительный вице-президент ОАО «ТНК-ВР»

С.А. Власов*, к.т.н., директор (НТО « ИТИН», itinmsk@gmail.com)Я.М. Каган, д.т.н., Президент, (ЗАО «Нефтегазтехнология»)

Мотивация для представления доклада

• Приращение запасов углеводородного сырья в регионах России с развитой инфраструктурой за счет геологоразведочных работ не покрывает их сокращения в результате интенсивной добычи, необходимой для поддержания экспортного потенциала. Освоение же новых месторождений в удаленных районах и на шельфе требует огромных инвестиций, нереальных в условиях продолжающегося кризиса.• Широкомасштабное внедрение инновационных технологий повышения нефтеотдачи, основанных на эффекте снижения остаточной нефтенасыщенности при вытеснении нефти вязкоупругими жидкостями, обеспечит длительное поддержание уровней добычи из подавляющего большинства нефтяных месторождений России, находящихся на поздней стадии разработки. В немалой степени, по крайней мере, на десятки лет это отложит необходимость решения социальных проблем, так называемых, моногородов.

Визуализация вытеснения нефти водой в прозрач-ных моделях пласта при различных соотношениях вязкостей вытесняющей и вытесняемой жидкостей Графики над фотогра-фиями – распределение водонасыщенности вдоль модели.

Обзор действующих проектов по физико-химическим МУН в мире (по состоянию на апрель 2008 года, Oil and Gas Journal. Apr. 21, 2008)

Оператор Месторождение Страна Дата

начала проекта

Проница-емость, мД

Глубина залегания, м

Вязкость сПз

Темпера-тура, град

CNRL Pelican Lake Канада 2006 1000-4000 457 1000-4000 15,6 Tecpetrol El Tordillo Аргентина 11.2005 500 1661 5 85

ONGC Jhalora Индия 06.1993 300-15000 762-823 175 38 Daquin Oilfield Ltd. Daqing

Китай

12.2003 611 950 9,3 45 Daquin Administration Bureau Daqing 06.1999 600 996 9 45

Xinjiang Petroleum Adm. Bureau Karamay 05.1996 198 324 17 23 CNPC-Daqing Lamadian-2 01.1994 580 979 10 42 CNPC-Daqing Sarto 01.1993 871 1029 9 46 CNPC-Daqing Lamadian-1 06.1994 622 980 10 42 CNPC-Henan Shuanghe 02.1996 173 1392 7 72 CNPC-Jilin Fuyu 06.1993 180 400 32 31

CNPC-Liaohe Bureau Huanxiling-16 03.1993 908 1410 17 56 CNPC- Shengli Bureau Guodao, Pilpt 09.1992 875 1192 46 68 CNPC- Shengli Bureau Guodong 01.1991 901 1195 80 65 CNPC- Shengli Bureau Guodao 12.1994 875 1192 46 70

CNPC-Daqang Gangxi 3-2, West 12.1991 412 986,9 19 53 CNPC-Daqang Dagang-West 10.1991 538 1020 22 51

CNPC, Liupukang Daqing 07.1996 - - - - CNPC, Liupukang Daqing 01.1997 - - - - CNPC, Liupukang Shengli 08.1996 - - - - CNPC, Liupukang Shengli 09.1996 - - - - CNPC, Liupukang Henan 09.1996 - - - -

Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса для растворов полиэтиленоксида WSR-301 при течении через слой сферических частиц с диаметром 0,11 мм (а), 0,22 мм (b ), 0,45 мм (с). Цифры около кривых – концентрация полимера в ppm: 1-10, 2-20, 3-40, 4- 80, 5-160.(James, McLaren, 1975)

W= f(Re) gradP = K/μ gradP

Зависимость времени релаксации упругих напряжений при течении растворов полиоксиэтилена WSR-301 от концентрации

№ Dшарика, мм С, ррм Reкр. Rexμ/Dш2≈ к1x∂u/∂x (к1 x ∂u/∂x)х(θ)

1 0,45 10 1,8 9,06 9,06 х 10-2

2 0,45 20 1,2 6,28 8.7 х 10-2

3 0,45 80 0,3 1,87 7,48 х 10-2

4 0,22 10 0,4 8,47 8,47 х 10-2

5 0,22 20 0,25 5,17 8,89 х 10-2

6 0.22 80 0,08 2,07 8,28 х 10-2

7 0,11 10 0,09 7,59 7,59 х 10-2

8 0,11 20 0,04 3.47 6,94 х 10-2

9 0,11 80 0,02 2.07 8,28 х 10-2

Результат обработки экспериментальных данных Джеймса и Макларена

Фильм

• Течение полимерных растворов в каналах переменного сечения, моделирующих процесс фильтрации (пора – поровый канал)

13 звеньев

1 мм 1 мм

300мкм

300 мкм

1 мм

Q = 3,16*P

0

10

20

30

40

50

60

70

0 5 10 15 20 25

перепад давления, кПа

расх

од, м

кл/с

0,001

0,01

0,1

1

10

100

0 50 100 150 200 250 300

Градиент скорости сдвига, с-1

Логари

фм

эф

фекти

вн

ой

вязк

ости

, П

а*с

0,30% 0,15% 0,07% 10% БП-92 0,05%

Сравнение вязкости растворов Ксантана и продукта БП-92. (Концентрация экзополисахарида в 10% р-ре продукта БП-92 – 0,1%)

Результаты измерения времени релаксации растворов Ксантана (слева) и продукта БП-92 (справа); С - концентрация экзополисахарида в %

Схема продвижения оторочки полимерного раствора в пласте и образования нефтяного вала.

( Синим пунктиром отмечено изменение градиента давления в зоне продвижения оторочки.)

Результаты компьютерного моделирования

вытеснения нефти из про-мытого водой пласта отороч-

кой биополимер-ного раствора с модифициро-

ванными фазо-выми проница-

емостями.

Довытеснение нефти оторочкой раствора

Продукт БП-92 после полной промывки коллектора водой.

Накопленная добыча нефти и воды, м3

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

фев

01

фев

02

фев

03

фев

04

фев

05

фев

06

фев

07

фев

08

фев

09

фев

10

фев

11

фев

12

фев

13

жидкость нефть вода

Динамика среднесуточной добычи нефти и обводненнссти продукции на Ватинском месторождении (пласт АВ1-2).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

ян

в.9

3м

ар.9

3м

ай.9

3и

юл

.93

сен

.93

но

я.9

3я

нв

.94

мар

.94

май

.94

ию

л.9

4се

н.9

4н

оя

.94

ян

в.9

5м

ар.9

5м

ай.9

5и

юл

.95

сен

.95

но

я.9

5я

нв

.96

мар

.96

май

.96

ию

л.9

6се

н.9

6н

оя

.96

ян

в.9

7м

ар.9

7м

ай.9

7и

юл

.97

сен

.97

но

я.9

7я

нв

.98

мар

.98

май

.98

ию

л.9

8се

н.9

8н

оя

.98

ян

в.9

9м

ар.9

9м

ай.9

9и

юл

.99

сен

.99

но

я.9

9я

нв

.00

мар

.00

май

.00

ию

л.0

0се

н.0

0н

оя

.00

ян

в.0

1

Ср

.сут

.до

бы

ча н

ефти

,то

нн

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Среднесут. добыча нефти т. Обводненность, %

Об

во

дн

енн

ост

ь

Рис.6.3.

Примеры успешного применения технологии выравнивания профилей приемистости нагнетательных скважин композициями на основе отечественного биополимера Продукт БП-92. Стрелками на графиках отмечены даты проведения работ по ВПП.

Динамика среднесуточной добычи нефти и обводненнссти продукции на Ватинском месторождении (пласт БВ8 ).

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

янв.

93

мар

.93

май

.93

ию

л.9

3се

н.9

3н

оя.

93

янв.

94

мар

.94

май

.94

ию

л.9

4се

н.9

4н

оя.

94

янв.

95

мар

.95

май

.95

ию

л.9

5се

н.9

5н

оя.

95

янв.

96

мар

.96

май

.96

ию

л.9

6се

н.9

6н

оя.

96

янв.

97

мар

.97

май

.97

ию

л.9

7се

н.9

7н

оя.

97

янв.

98

мар

.98

май

.98

ию

л.9

8се

н.9

8н

оя.

98

янв.

99

мар

.99

май

.99

ию

л.9

9се

н.9

9н

оя.

99

янв.

00

мар

.00

май

.00

ию

л.0

0се

н.0

0н

оя.

00

янв.

01

Ср

.су

т.д

об

ыч

а н

ефти

,то

нн

60

62

64

66

68

70

72

74

76

78

80

82

84

86

88

90

92

94

96

98

100

Среднесут. добыча нефти факт., т. Обводненность, %

Об

вод

нен

но

сть

%

Динамика среднесуточной добычи нефти и обводненнссти продукции на Северо-Покурском месторождении (пласт БВ 6).

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

ян

в.9

3

ап

р.9

3

ию

л.9

3

окт.9

3

ян

в.9

4

ап

р.9

4

ию

л.9

4

окт.9

4

ян

в.9

5

ап

р.9

5

ию

л.9

5

окт.9

5

ян

в.9

6

ап

р.9

6

ию

л.9

6

окт.9

6

ян

в.9

7

ап

р.9

7

ию

л.9

7

окт.9

7

ян

в.9

8

ап

р.9

8

ию

л.9

8

окт.9

8

ян

в.9

9

ап

р.9

9

ию

л.9

9

окт.9

9

ян

в.0

0

ап

р.0

0

ию

л.0

0

окт.0

0

ян

в.0

1 20

30

40

50

60

70

80

90

100

Среднесут. добыча нефти т. Обводненность, %

Ср

.су

т.д

об

ыч

а н

еф

ти

, то

нн

Об

во

дн

ен

но

сть %

Участок скв.№ 999 Ватинское м-е; Qн от Ln(Qж)

R2 = 0,995736

400000

405000

410000

415000

420000

425000

13,45 13,5 13,55 13,6 13,65 13,7

Участок скв.№ 999; Qн от 1/(Qж)

R2 = 0,996156

400000

405000

410000

415000

420000

425000

Участок скв.№ 999 Ватинского м-ния; Qн от Ln(Qв)

R2 = 0,9957

400000

405000

410000

415000

420000

425000

12,6 12,65 12,7 12,75 12,8 12,85 12,9 12,95 13 13,05 13,1

Участок скв.№ 999; Qн от 1/(√Qж)

R2 = 0,996

400000

405000

410000

415000

420000

425000

Характеристики вытеснения в очаге нагн.скв.№999 Ватинского месторождения (АВ1-2). Стрелками отмечены даты обработок в 2007 и 2008гг. Красный пунктир – экстраполяция линии тренда по годичной выборке, предшествовавшей началу работ. Там же нанесены значения коэффициента корреляции для базовой кривой.

Участок скв.№ 999; Qж/Qн от Qв

R2 = 1

1,750

1,850

1,950

2,050

2,150

300000 320000 340000 360000 380000 400000 420000 440000 460000 480000

Участок G13_04, Qн от Ln(Qж)

y = 655448,1167x - 7124443,5438

R2 = 0,9985

3540000

3560000

3580000

3600000

3620000

3640000

3660000

3680000

3700000

3720000

3740000

16,25 16,30 16,35 16,40 16,45 16,50 16,55

Участок G13_04, Qн от 1/Qж

y = -8269445401405,1200x + 4248316,2156

R2 = 0,9973

3540000

3560000

3580000

3600000

3620000

3640000

3660000

3680000

3700000

3720000

3740000

0,000000065 0,000000070 0,000000075 0,000000080 0,000000085 Участок G13 Qн от 1/(Qж)0,5

y = -4 656 936 621,646x + 4 903 755,26

R2 = 0,99796

3540000

3560000

3580000

3600000

3620000

3640000

3660000

3680000

3700000

3720000

3740000

0,00025 0,00026 0,00027 0,00028 0,00029

Участок G13_04, Qн от Ln(Qв)

y = 494423,2385x - 4325807,0802

R2 = 0,9981

3540000

3560000

3580000

3600000

3620000

3640000

3660000

3680000

3700000

3720000

3740000

15,9 16 16,1 16,2 16,3 Участок G13 Qж/Qн от Qв

y = 0,00000024x + 1,34668506

R2 = 0,99991437

3,3

3,4

3,5

3,6

3,7

3,8

3,9

4

4,1

8300000 9300000 10300000 11300000

Характеристика Доп.добыча нефти за июль 2008-декабрь 2009

Сазонов 4007

Камбаров 13966

Пирвердян 9141

Максимов 6817

Назаров-Сипачев 15951

Среднее 9976 Характеристики вытеснения для ячейки G13_04 по суммарным показателям добывающих скважин (МЭР), перфорированных на пласты АВ13 и АВ2-3 Самотлорского м-ния. Стрелками отмечены периоды проведения работ по ВПП и ПНП

Заключение

• Резюмируя все вышеизложенное, авторы доклада считают, что при подтверждении предложенного механизма результатами проводимых на Самотлорском месторождении опытных работ, может быть рекомендовано широкомасштабное внедрение технологии ПНП, основанной на применении вязкоупругих жидкостей со значительными временами релаксации упругих напряжений, на поздних стадиях разработки.

• Рост потребности в полимерах для заводнения, несомненно, будет способствовать переоснащению существующих микробиологических производств современным технологическим оборудованием, а для исключения возрастающих затрат на транспорт – созданию современных мобильных установок для производства биополимеров в районах их массового применения.