в один "нефтяной" журнал. Тема : актуальность
химических методов повышения нефтеотдачи пластов.
Хотелось бы выложить для конструктивной критики
в этот форум. Чтобы успеть подкорректировать до публикации.
Однако, есть одно "но" - в статье пиарятся достижения
компании в которой я в настоящее время работаю.
Будет ли этично выложить статью здесь? _________________ Спасибо за внимание.
В настоящее время абсолютное большинство нефтяных месторождений России разрабатываются с использованием системы ППД. Такой метод позволяет вести интенсивную разработку месторождений с высокими темпами отбора нефти. С другой стороны это приводит к быстрому обводнению продукции при высоких остаточных запасах.
В процессе разработки нефтяных месторождений заводнением нефтеотдача даже в наилучших геологических условиях не превышает 60-65 % (а в большинстве случаев не превышает 35-40%) при условии многократной промывки водой продуктивного пласта. Последнее связано с тем, что в процессе взаимного вытеснения двух фаз в неоднородной пористой среде возникают изолированные объемы одной из них образующие фактически новую, третью фазу с собственной гидродинамикой.
В пластах месторождений находящихся на 4-й стадии разработки остаются огромные запасы нефти. Будь то «рассеянная нефть» или «целики» не охваченные заводнением, существует большое количество технологий увеличения нефтеотдачи которые позволяют снизить подвижность вытесняющего агента в пластовых условиях и существенно увеличить коэффициент извлечения нефти (КИН). Большинство современных проектов разработки месторождений предусматривают физико-химические методы ПНП на различных стадиях разработки. Например, полимерное заводнение, позволяющее существенно увеличить эффективность вытесняющего агента.
С целью повысить эффективность полимерного заводнения, а также для выравнивания неоднородности пласта разработано несколько методов основанных на взаимодействии водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов.
Одной из распространенных и эффективных технологий является применение сшитых полимерных систем (СПС).
Технология СПС известна с 60-х годов 20-го века. Большое распространение технология получила в США, там же впервые было серийно изготовлено оборудование для приготовления и нагнетания в пласт различных полимерных композиций.
Положительный эффект повышения коэффициента вытеснения нефти из неоднородных по проницаемости коллекторов с применением сшитых полимерных систем обеспечивается тем, что композиция водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов, хорошо фильтруется в высокопроницаемые, водонасыщенные интервалы пласта с последующим образованием геля и созданием блокирующего экрана. В результате существенно замедляется фильтрация по этим высокопроницаемым интервалам пласта водной фазы, что способствует выравнивание профиля вытеснения и, соответственно, увеличению охвата продуктивного пласта заводнением
Необходимо отметить, что проектирование технологии ПНП достаточно сложный процесс.
Во-первых необходимо выбрать участки воздействия методом ПНП, отвечающие строгим критериям. Такой выбор возможен с использованием гидродинамического моделирования и многофакторного анализа.
Во-вторых следует отметить, что далеко не все растворы полимера способны образовывать объемный гель. Для гелеобразования необходим особый подбор концентрации полимера и плотности сшивок. При выборе компонентов композиции СПС необходимо также учесть требования по стойкости к химической деструкции и термостабильности.
В-третьих необходим расчет необходимых объемов вытесняющего агента и параметров нагнетания.
Таким образом применение технологии СПС, сопряжено с серьезными инженерными задачами. Обеспечить качественное инженерно-технологическое сопровождение может далеко не каждая сервисная компания.
Еще одним серьезным фактором сдерживающим развитие такого перспективного направления является отсутствие общепризнанной и точной методики подсчета объемов дополнительной добычи нефти. В настоящее время, наиболее распространенным является метод, основанный на применении характеристик вытеснения. Прогнозирование разработки месторождений по характеристикам вытеснения осуществляется на протяжении 35 лет. Создавался этот методологический подход во времена отсутствия ЭВМ при проектировании разработки нефтяных месторождений. Многолетний опыт применения методик прогнозирования показателей разработки залежей нефти на основе характеристик вытеснения показывает, что каждая из них может быть использована на ограниченном временном участке и к каждому пласту необходимо подбирать свою характеристику. Достоверность прогноза зависит от временного интервала в предпрогнозный период. Второй принципиально отличающийся способ подсчета объемов дополнительной добычи нефти – с применением гидродинамических математических моделей. Различными нефтяными, сервисными компаниями или отраслевыми институтами создано множество математических моделей процесса заводнения, позволяющих прогнозировать показатели разработки нефтяных месторождений. Каждая из существующих моделей обладает своими достоинствами и недостатками.
Но в любом случае, будь то расчеты дополнительной добычи по характеристиками вытеснения или по гидродинамической математической модели – подобные работы требуют привлечения высококвалифицированных специалистов и серьезных финансовых затрат.
В тоже время, с технической точки зрения, технология достаточно проста. Российские машиностроительные предприятия освоили выпуск нескольких модификаций установок дозирования химреагентов и предлагают их в свободной продаже.
У сервисных компаний не обладающих достаточным опытом появляется соблазн применить эффективный метод повышения нефтеотдачи без соответствующего технологического сопровождения: без гидродинамического моделирования процесса заводнения с применением СПС, без подбора и адаптации полимерной композиции к пластовым условиям конкретного месторождения, без учета химической деструкции геля и т.д. В результате эффективность (дополнительная добыча) от применения технологии снижается или становиться ничтожно низкой.
С другой стороны компании которые способны предложить решения по эффективному повышению нефтеотдачи пластов не могут выдержать конкуренции с теми кто осуществляет лишь закачивание в нагнетательные скважины полимерных растворов со сшивателями. Выполнение работ по технологии СПС по низким ценам, без должной подготовки, расчетов, выбора участков, химреагентов и не имея соответствующего опыта, зачастую приводит к настоящей дискредитации целого направления в нефтесервисе. Нефтяные компании вкладывающие деньги в повышение нефтеотдачи пластов по «технологии СПС» не получая должного эффекта начинают отказываться как от технологии СПС, а также от химических методов ПНП вообще. Все большее внимание уделяю более дорогостоящим методам.
Что же мешает масштабному применению технологии СПС для увеличения добычи?
По оценкам независимых экспертов (Аксион БГК), в настоящее время на российском рынке сервисных услуг присутствует ограниченное количество высокотехнологичных компаний. (рис5). способных в полном объеме выполнять работы по технологии СПС
Из Российских компаний имеющих опыт по применению технологии СПС одно из ведущих мест безусловно принадлежит компании ОТО. Начиная с 1995 года компания провела более 2961 обработок с применением сшитых полимерных систем. Объем нефти извлеченной из пласта благодаря применению технологии СПС составляет более 4 500 000 т.
Компанией накоплен уникальный опыт по применению различных физико-химических методов воздействия на пласт. Мероприятия по воздействию на нефтяной пласт, являются наукоемкими технологиями и требуют обстоятельного подхода как на стадии планирования, так и внедрения. Для проведения теоретических и экспериментальных исследований, а также выполнения ряда прикладных работ в области увеличения нефтеотдачи пластов были привлечены лучшие специалисты отрасли (подразделение института Гипровостокнефть специализировавшееся на работе с полимерами). В результате на сегодняшний день ОТО располагает одним из лучших в России Инженерно-Технологическим Центром специализирующимся на «полимерных» технологиях повышения нефтеотдачи.
В настоящее время компания ОТО привлекает для целей выбора участков воздействия организации специализирующиеся на математическом моделировании процессов нефтедобычи.
Впервые в России компания ОТО разработала и начала серийный выпуск специализированных установок для приготовления и нагнетания в пласт полимерных композиций.
Результаты оправдали ожидания – средняя удельная дополнительная добыча при использовании технологии СПС по данным изложенным в сборнике «Анализ итогов внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти и ремонта скважин а ОАО «ЛУКОЙЛ» за 2003 год» составляет более 1600 тонн/скв. Затраты на производство работ включая стоимость химических реагентов - составляют около $40 тыс., и окупаются многократно.
Потенциальные возможности компании ОТО составляет не менее 700 скв/операций в год. При средней удельной дополнительной добыче в 1600 тонн общая дополнительная добыча, полученная за счет увеличения коэффициента извлечения может составить 1 120 000 тонн. Особо следует отметить, что эта дополнительная нефть может быть добыта на месторождениях находящихся на завершающей стадии разработки. Кроме прямой выгоды полученной от продажи нефти, применение СПС позволяет нефтяным компаниям в полной мере выполнить лицензионные соглашения, и обязательства перед государством.
Сегодня предприятия применяют технологии к наиболее продуктивным объектам, что позволяет добыть большее количество нефти с меньшими затратами, но при этом часть нефти в низкопродуктивных участках остается неизвлеченной. Выборочное извлечение наиболее продуктивных запасов в настоящее время становится нормой. И в тоже время именно сейчас есть все предпосылки заняться работой по увеличению нефтеотдачи пластов.
Во-первых это выгодно. (1600 тонн нефти за одну скважинно-операцию стоимостью менее $40 тыс.) Затраты на добычу одного барреля составят не более $4!
Во-вторых это наиболее простой и быстрый способ увеличения валового объема добычи. ( более 1 млн. тонн в год без масштабных капитальных вложений)
В-третьих это позволяет выполнять лицензионные обязательства перед государством и предотвратить безвозвратную потерю нефти. _________________ Спасибо за внимание.
Извиняюсь за оффтоп, но вопрос такой назрел?
Инженер, что можно ответить на предложение закачки СПС (полиакриламид + АХ) при помощи ЦА-320. Подробностей о дозировании реагентов для такой схемы я не знаю, однако сама перспектива, честно говоря, удручает.
У меня есть свои соображения, но интересно мнение специалиста.
Инженер, что можно ответить на предложение закачки СПС (полиакриламид + АХ) при помощи ЦА-320.
Смотрел я по ТВ сюжет, как один крендель гвозди в
дерево кулаком забивал....
Так вот использовать ЦАшку для затвореня СПС это примерно то-же самое. Т.е. в принципе возможно но .... :)
Первая сложность - как обеспечить равномерное перемешивание
полимера и сшивателя? Самодельными мешалками? Хм... ну не знаю..
Неравномерное дозирование приведет к образования гелевых
сгустков уже в мернике... "прожеваные" насосом они уже не сошьются.
Вторая - непрерывность закачки. Затворили первую порцию, скачали, начали приготавливать вторую... и т.д. 400-800 кубов порциями по 6 кубов без остановок и перекуров... Представь, если каждую порцию
готовить по 10 минут, то в среднем общее время - 16 часов и это в идеальном случае как на конвеере без остановок... Очень сложно
обеспечить качественное приготовление состава и контроль.
Третье - опят-же неравномерное закачивание приведет к тому, что недорастворенные частицы полимера будут во время остановок на приготовление порции осаждаться (или всплывать) в НКТ еще более
усугубляя неравномерность концентраци
В итоге получим композицию СПС по принципу - где-то густо, а где-то пусто. Если конечно вообще что-то получится.
Так закачивать СПС нельзя.
Другое дело если ЦА используется исключительно как насос,
а приготовление композиции происходит в каком-то другом
устройстве... Основная сложность именно в быстром и равномерном дозировании, а какой насос использовать - это дело десятое. _________________ Спасибо за внимание.
1. На сколько пунктов в среднем увеличится КИН, если ОТО дать карт-бланш?
2. Какой полимер (и с ионами каких металлов), по опыту ОТО, закачивается чаще всего?
1. до 5% вполне реально.
2. Наиболее часто применяемые полимеры: PDA 1004,4000 (мицубиси); GS1 (Санье) ; SP 305 (SNF); DP-9 (Сиба);
В качестве сшивателя используется ацетат хрома. _________________ Спасибо за внимание.
А почему ацетат именно хрома? Чем хром так замечателен?
Рецептуры разрабатывают специально обученные люди.
А я не знаю почему именно хром так хорош.
И, что-то я не припомню, чтобы-применялись другие сшиватели...
Будет время попытаю наших химиков. _________________ Спасибо за внимание.
Я прочитал, что общая минерализация пластовой воды на Самотлорском месторождении составляет 20-30 г/л.
А чему для сравнения она равна у обычной воды, дома из-под крана, хотя бы по нормативу?
Я прочитал, что общая минерализация пластовой воды на Самотлорском месторождении составляет 20-30 г/л. А чему для сравнения она равна у обычной воды, дома из-под крана, хотя бы по нормативу?
На Самотлоре: от 100 до 2000 мг/л в зависимости от пласта.
У обычной питьевой воды: фактически до 40 мг/л.
