На правах рукописи

БЕРЕГОВОЙ АНТОН НИКОЛАЕВИЧ

УВЕЛИЧЕНИЕ СТЕПЕНИ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ПОЛИМЕРНЫМИ И

ЭМУЛЬСИОННЫМИ СОСТАВАМИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ ПЛАСТОВ

Специальность 25.00.17 – Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Бугульма-2010

Работа выполнена в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) ОАО "Татнефть" им. В. Д. Шашина.

Научный руководитель доктор технических наук, академик АН РТ Ибатуллин Равиль Рустамович

Официальные оппоненты: доктор технических наук Мусабиров Мунавир Хадеевич кандидат технических наук Давлетшина Люция Фаритовна Ведущее предприятие: Альметьевский государственный нефтяной институт

Защита состоится 03 февраля 2011 в 15оо на заседании диссертационного совета Д 222.018.01 в Татарском научно-исследовательском и проектном институте нефти (ТатНИПИнефть) по адресу: 423236, Республика Татарстан, г. Бугульма, ул. М. Джалиля, д. 32.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Татарского научноисследовательского и проектного института нефти.

Автореферат разослан 23 декабря 2010 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат технических наук И. В. Львова

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Одним из основных способов повышения эффективности разработки нефтяных месторождений России является применение химических методов увеличения охвата пластов заводнением.

Несмотря на большое количество апробированных способов и химических композиций, высокую технологическую и экономическую эффективность показали только несколько видов технологий: полимерные системы, суспензии, ряд осадко-гелеобразующих составов и эмульсионные композиции.

Каждый способ (состав) при применении наряду с достоинствами обладает и определнными недостатками:

– глинизированные суспензии: высокая вероятность необратимой потери коллекторских свойств нефтесодержащих пластов в связи с кольматацией порового пространства глинистыми частицами;

– составы на основе полиакриламидов: длительное растворение полимера в воде, высокая стоимость реагента, подверженность механической, термоокислительной и солевой деструкциям;

– составы на основе биополимеров: высокая стоимость реагента, низкая прочность гелей, сезонность реализации;

– эмульсионные системы: многокомпонентность. Кроме того, использование, как правило, в качестве дисперсионной среды – "легких" углеводородных растворителей, требует повышенных мер безопасности.

В этой связи научное обоснование и развитие новых способов повышения эффективности технологических процессов путем совершенствования и модификации химических композиций, направленных на увеличение охвата пластов заводнением, а значит и увеличение нефтеизвлечения, является сегодня весьма актуальной научно-технической и прикладной задачей в нефтедобывающей отрасли.

технологических процессов повышения охвата пластов заводнением на основе использования новых полимерных и эмульсионных композиций.

Основные задачи исследований:

1 Анализ и обобщение результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения полимерных и эмульсионных композиций для увеличения нефтеизвлечения; определение наиболее перспективных реагентов и возможностей их использования для создания технологических процессов увеличения охвата пластов заводнением.

2 Разработка новых композиций химических реагентов, предназначенных для увеличения охвата пластов заводнением, оптимизация их физикохимических свойств и параметров с учетом конкретных геолого-физических условий разработки месторождений.

нефтевытесняющих параметров новых полимерных и эмульсионных составов на моделях пласта в зависимости от проницаемости пористых сред.

4 Разработка и промысловые испытания технологических процессов увеличения нефтеотдачи заводненных пластов с использованием новых композиций химических реагентов.

Методика исследований. Решение поставленных задач основано на анализе и обобщении результатов теоретических и экспериментальных работ в области применения полимерных композиций и эмульсионных систем, а также путем проведения экспериментов на основе физического моделирования, лабораторных и промысловых исследований и использования статистических методов обработки данных.

Научная новизна диссертационной работы:

1 Разработаны гелевые сшитые системы на основе гуаровой камеди (полисахарида растительного происхождения) для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением с научно обоснованными оптимальными концентрациями ингредиентов:

гуаровой камеди от 0,3 % до 0,5 % масс.;

индукторов гелеобразования: оксида цинка от 0,03 % до 0,06 % масс. в минерализованной воде плотностью от 1050 до 1190 кг/м3 или оксида магния от 0,02 % до 0,05 % масс. в воде плотностью от 1000 до 1190 кг/м и ацетата хрома от 0,04 % до 0,1 % об.;

бактерицида – формалина или СНПХ-1200 от 0,2 % до 0,3 % об.

2 Экспериментальными исследованиями растворов и гелевых систем гуаровой камеди на образцах естественного терригенного керна установлено, что значениям фактора сопротивления (ФС), остаточного фактора сопротивления (ОФС) и фактора кольматации, обеспечивающим увеличение охвата неоднородных пластов заводнением, соответствует диапазон проницаемости керна по воздуху от 0,07 до 0,950 мкм2. Показано, что при тестировании гелеобразующих композиций в диапазоне проницаемости кернов по воздуху от 0,27 до 0,950 мкм2 ФС достигает величины - 51,8, а ОФС - 217.

3 Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости гидрофобных эмульсионных композиций, предназначенных для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением в зависимости от концентрации ПАВ – эмульгатора "Атрен" в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности водной дисперсной фазы. Показано, что с увеличением плотности дисперсной фазы – воды хлоркальциевого типа с 1070 до 1185 кг/м или при увеличении концентрации ПАВ – эмульгатора в нефтяной фазе с 2,5 % до 10 % об., агрегативная устойчивость гидрофобной эмульсии монотонно увеличивается до критического водосодержания 90,9 % – 95,2 % об.

4 Установлены закономерности изменения ФС и ОФС от проницаемости пористой среды для эмульсии состава: минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть при концентрации дисперсной фазы 33,3 % об. и ПАВ – эмульгатора в нефтяной фазе 7,5 % об. Выявлено, что в диапазоне абсолютной проницаемости керна от 0,43 до 1,86 мкм2 значения ФС и ОФС достигают величин 15 и 20 соответственно.

Основные защищаемые положения:

1 Результаты исследований реологических, гелеообразующих (для гуаровой камеди), фильтрационных и нефтевытесняющих свойств разработанных составов; их оптимальные рецептуры и технологические параметры.

2 Составы на основе гуаровой камеди и ПАВ – эмульгатора "Атрен", предназначенные для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

3 Критерии применения новых составов на основе экспериментальных исследований на терригенных кернах и насыпных моделях пласта.

4 Способ применения полимерных систем на основе гуаровой камеди и гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

Практическая значимость работы:

1 Разработаны новые составы для увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов.

2 Разработаны технологические процессы увеличения нефтеизвлечения из неоднородных заводненных пластов на основе новых реагентов:

- "Технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (технология ГУАР)" РД 153-39.0-667-10.

- "Инструкция на технологию применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)" РД 153-39.0-598-08.

3 Определены критерии применимости новых технологических процессов с использованием композиций на основе гуаровой камеди и ПАВ – эмульгатора "Атрен" для различных геолого-физических условий разработки месторождений Татарстана.

4 Технические решения, лежащие в основе новых технологических процессов, защищены патентами на изобретения № 2346151 "Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)" и № "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов".

технологий увеличения нефтеотдачи пластов при разработке месторождений Татарстана к настоящему моменту позволили дополнительно добыть по технологии с использованием гуаровой камеди более 59 тыс. т. нефти, по технологии с использованием эмульгатора "Атрен"" более 84 тыс. т. нефти;

суммарный экономический эффект в ценах 2010 г. составил более 380 млн. руб.

Апробация работы. Основные материалы и результаты диссертационной работы докладывались на: Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов".– Казань, 04-06.09.2007; Научно-технической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского месторождения, г.

Лениногорск, 2008; Семинаре главных инженеров и специалистов ОАО "Татнефть" по вопросу "УК ООО "Татнефть-МехСервис: анализ работы и перспективы развития", г. Альметьевск, апрель 2009 г.; Международной научно-практической конференции "Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов". – 9-11 сентября 2009, Казань – 2009; II Международном научном симпозиуме "Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов".– Москва, 15-16 сентября 2009 г.

Публикации. Основные положения диссертационной работы изложены в 12 публикациях, в том числе в 2 статьях из списка научных журналов, рекомендованных ВАК РФ, и в 2 патентах на изобретения.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, содержащего основные результаты и выводы, библиографического списка из 150 наименований, приложения и содержит 150 страниц машинописного текста, 42 рисунка и 26 таблиц.

Во введении содержится общая характеристика работы, обоснована е актуальность, указаны цели диссертационной работы, научная новизна и практическая значимость.

В первой главе приводится обзор химических методов, направленных на увеличение нефтеотдачи заводненных пластов. Большой вклад в развитие технологий увеличения нефтеизвлечения внесли Алмаев Р. Х., Алтунина Л. К., Андреев В. Е., Баранов Ю. В., Газизов А. Ш., Газизов А. А., Глумов И. Ф., Горбунов А. Т., Губанов В. Б., Жданов С. А., Золотухин А. Б., Ибатуллин Р. Р., Кабо В. Я., Кадыров Р.Р., Корецкий А. Ф., Котенев Ю.А., Кочетков В. Д., Крянев Д. Ю., Кукин В. В., Ленченкова Л. Е, Магадова Л. А., Муслимов Р. Х., Романов Г. В., Силин М. А., Собанова О. Б., Сургучев М. Л., Телин А. Г., Фридман Г. Б., Хлебников В. Н., Хисамов Р. С., Швецов И. А. и др. Обзор отечественной и зарубежной научно-технической и патентной литературы показал следующее:

характеристикам наиболее перспективным решением задачи увеличения охвата пласта заводнением является развитие методов, основанных на использовании гелей и гидрофобных эмульсий.

2 Перспективным реагентом для совершенствования свойств полимерных композиций с целью применения в методах увеличения нефтеизвлечения представляется использование полисахарида растительного происхождения – гуаровой камеди.

3 Перспективным направлением совершенствования методов увеличения нефтеизвлечения на основе использования эмульсионных композиций является создание устойчивых гидрофобных эмульсий с широким спектром структурнореологических, фильтрационных и технологических свойств при минимизации компонентного состава исходных реагентов с учетом их доступности при промышленной реализации технологии.

На основе анализа литературных и патентных источников, выявленных перспективных направлений исследований, сформулированы цель и основные задачи исследований данной диссертационной работы.

Во второй главе представлены результаты исследований реологических свойств растворов гуаровой камеди и водоуглеводородных эмульсий, стабилизированных эмульгатором инвертных эмульсий "Атрен", а также результаты исследований гелеобразующих свойств гуаровой камеди при использовании новых сшивателей.

Проведена оценка влияния на технологические свойства растворов гуаровой камеди (в присутствии бактерицида – формалина) следующих физикохимических факторов:

– температуры (в диапазоне от 5 °С до 25 °С) и минерализации (плотности в диапазоне от 1000 до 1190 кг/м3) воды, используемой для приготовления растворов, на время растворения гуаровой камеди;

– водородного показателя (рН) среды в диапазоне от 2 до 12 (влияние кислых и щелочных сред, которые могут быть в пласте после применения соответственно – кислотных или щелочных композиций);

– механической деструкции, возникающей при перемешивании (приготовлении) и закачке растворов и композиций гуаровой камеди;

– термоокислительной деструкции (влияние кислорода, света и температуры), при соответствующих величинах концентрации и пластовой температуре девонских отложений;

– солевой деструкции (в диапазоне плотностей воды, используемой для поддержания пластового давления в ОАО "Татнефть", от 1030 до 1190 кг/м3);

– сероводородсодержащей воды, свойственной отложениям карбона.

По результатам исследований установлено, что: время приготовления растворов гуаровой камеди концентрацией 0,1 % – 1 % масс. в условиях проведения экспериментов не превышает 20 мин; растворы гуаровой камеди обладают высокой устойчивостью к механической, термоокислительной и солевой деструкциям; не отмечается негативное влияние величины рН и сероводорода на вязкостные свойства растворов полисахарида. Полученные результаты позволили сделать вывод, что растворы и композиции гуаровой камеди можно применять в широком спектре геолого-промысловых условий месторождений Татарстана. В то же время, установлено, что растворы гуаровой камеди в высокой степени подвержены биологической деструкции и требуют обязательного использования бактерицида.

По результатам реологических исследований были определены концентрации гуаровой камеди – от 0,2 % до 0,5 % масс, далее использованные для изучения процессов гелеобразования.

Разработаны новые гелеобразующие композиции на основе гуаровой камеди, предложены и испытаны в качестве индукторов гелеобразования ранее неприменяемые сшиватели – оксиды цинка и магния в сочетании с ацетатом хрома, в качестве бактерицида использован формалин. Выявлен оптимальный диапазон концентраций реагентов для получения прочных гелей: гуаровая камедь (Г) от 0,3 % до 0,5 % масс., оксида цинка (ОЦ) от 0,03 % до 0,06 % масс., оксида магния (ОМ) от 0,02 % до 0,05 % масс., ацетат хрома (АХ) от 0,04 % до 0,1 % об., формалин или СНПХ – 1200 от 0,2 % до 0,25 % об.

Установлено, что при использовании в качестве сшивающих агентов оксида магния и ацетата хрома прочные гели образуются во всем диапазоне плотности воды от 1000 до 1190 кг/м3, используемой для поддержания пластового давления на месторождениях Татарстана. При использовании в качестве сшивателей оксида цинка и ацетата хрома прочные гели образуются в диапазоне плотности воды от 1050 до 1190 кг/м3.

В работе выявлено, что управление временем гелеобразования (от нескольких часов до пяти суток) и прочностными характеристиками гелей достигается изменением концентраций реагентов в композициях.

Из рисунка 1 видно, что величины сдвиговой прочности гелеобразующих композиций гуаровой камеди, определенные на вискозиметре Полимер "РПЭМ" при скорости сдвига 1,4 с-1, сопоставимы или превосходят значения сдвиговой прочности сшитых полимерных систем на основе ПАА.

АХ АХ Х Х

ОЦ ОЦ ОМ ОМ

Изучение реологических свойств эмульсий минерализованная вода / углеводород, стабилизированных эмульгатором "Атрен" Эмульгатор "Атрен" представляет собой углеводородный раствор неионогенных поверхностно-активных веществ.

В работе изучено влияние типа углеводорода на свойства эмульсий. Из рисунка 2 видно, что наиболее вязкие эмульсии на основе эмульгатора "Атрен" концентрацией в углеводородной фазе 10 % об. и модели сточной воды хлоркальциевого типа плотностью 1070 кг/м3 при объемном водосодержании 80 % образуются при использовании углеводорода, характеризующегося большей вязкостью и плотностью, т.е. с нефтью.

Динамическая вязкость,, Рисунок 2 – Зависимость динамической вязкости водоуглеводородных В работе изучено влияние концентрации эмульгатора и минерализации воды на реологические свойства эмульсий сточная (пластовая) вода девонских отложений / девонская нефть, стабилизированных эмульгатором инвертных эмульсий "Атрен". Выявлено, что с увеличением концентрации эмульгатора в нефтяной фазе с 2,5 % до 10 % об. и плотности (минерализации) воды с 1070 до 1185 кг/м3 вязкости эмульсий значительно увеличиваются, изменения наиболее (рисунки 3,4) и при малых скоростях сдвига.

Установлено, что с увеличением концентрации эмульгатора и плотности (минерализации) воды, увеличиваются не только значения динамической вязкости эмульсий, но и максимальное водосодержание, при котором эмульсии сохраняют агрегативную устойчивость (рисунки 3,4).

Динамическая вязкость,, мПас Водонефтяная эмульсия, стабилизированная эмульгатором "Атрен" концентрацией в нефтяной фазе 10 % об., при использовании воды устойчивость до достижения водосодержания 95,2 % об. При использовании воды плотностью 1070 кг/м3, при прочих равных условиях, эмульсия сохраняет свою устойчивость только до водосодержания 90,9 % об. (рисунок 4).

Динамическая вязкость, мПас Использование для приготовления эмульсий сточной (пластовой) воды девонских отложений позволило отказаться от дополнительного стабилизатора эмульсий – хлористого кальция, применяемого в большинстве известных составов, сократив количество компонентов эмульсии до трех.

трехкомпонентный состав гидрофобной эмульсии водосодержанием от 33 % до 50 % об. Выявлены оптимальный диапазон концентраций эмульгатора "Атрен" в нефтяной фазе (5 – 10 % об.) и диапазон минерализации (плотности от до 1190 кг/м3) воды хлоркальциевого типа. Выявлены пределы агрегативной устойчивости эмульсий в зависимости от концентрации эмульгатора в нефтяной фазе и плотности воды, что позволяет теоретически обоснованно системами на продуктивные пласты в реальных условиях.

Третья глава посвящена изучению свойств композиций гуаровой камеди и эмульсионных систем методами физического моделирования.

композиций проводились на образцах естественного терригенного керна с использованием установки фирмы Core Laboratories (США), обеспечивающей подачу жидкостей в режиме постоянного расхода, и физических моделях слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела (двухслойные модели пласта).

Исследование свойств растворов и гелеобразующих композиций гуаровой камеди на образцах естественного терригенного керна По результатам исследований установлено, что применение растворов с массовым содержанием гуаровой камеди до 0,2 % перспективно в диапазоне проницаемостей кернов в пределах от 0,07 до 0,450 мкм2. При значениях проницаемости менее 0,07 мкм2 воздействие раствором гуаровой камеди массовым содержанием 0,2 % ограничивается входной частью керна; при этом фактор кольматации (глубинность воздействия) меньше или равен единице.

По результатам исследований гелеобразующих композиций установлено, что в условиях проведения экспериментов при проницаемости кернов по воздуху от 0,270 до 0,950 мкм2, получены высокие значения основных показателей тестирования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств на образцах естественного керна, так ФС достигает величины 51,8, а ОФС – 217.

Изучение свойств растворов и композиций гуаровой камеди на двухслойных насыпных моделях пласта В результате исследований установлено, что применение растворов и гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди способствует выравниванию фильтрационной неоднородности пористых сред и увеличению коэффициента вытеснения в лабораторных условиях.

В таблице 1 приведены результаты тестирования фильтрационных и нефтевытесняющих свойств гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди и полиакриламида (ПАА) – сшитой полимерной системы (СПС).

Для приготовления композиций использовалась естественная сточная вода плотностью 1120 кг/м3, процесс первичного вытеснения и довытеснения осуществлялся моделью сточной воды плотностью 1070 кг/м3. Из таблицы видно, что по всем тестируемым показателям гелеобразующая композиция гуаровой камеди превосходит "классический" СПС, эффективно применяемый в различных геолого-промысловых условиях на месторождениях Татарстана.

Таблица 1 – Результаты тестирования гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди и ПАА на двухслойных моделях пласта Парциальный дебит по жидкости до воздействия:

Парциальный дебит по жидкости после воздействия:

Кратность увеличения парциального дебита Прирост парциального дебита Кратность снижения парциального естественного терригенного керна Исследовались свойства базовой рецептуры эмульсии на основе девонской нефти (вязкость 19 мПас) и сточной воды хлоркальциевого типа плотностью 1120 кг/м3 (водосодержание 33,3 % об.), стабилизированной ПАВ – эмульгатором "Атрен" концентрацией в нефтяной фазе 7,5 % об.

Приготовление эмульсии осуществлялось путем перемешивания на электромешалке лопастного типа со скоростью 500 оборотов в минуту в течение пяти минут. Температура проведения экспериментов 22 °С – 27 °С.

С целью определения оптимального диапазона проницаемостей пород коллектора для эффективного применения разработанных составов обратных эмульсий, проведена серия из 30 опытов на образцах естественного терригенного керна. Результаты испытаний представлены на рисунках 5 – 6.

проницаемости керна по воздуху в пределах от 0,43 до 1,86 мкм2 для эффективного применения исследуемой эмульсии. Низкие значения ФС и ОФС при проведении экспериментов на кернах с меньшей проницаемостью, объясняются разрушением исходной структуры эмульсии на входе в керн под действием механических напряжений (приложенной депрессии, достигающей во время проведения экспериментов 1,5 МПа).

Рисунок 5 – Изменения ФС и ОФС в зависимости от прокачанного объема эмульсии и воды для кернов с различной проницаемостью по воздуху естественного керна терригенных отложений при последовательной непроницаемыми границами раздела Установлено, что в условиях проведения экспериментов прирост коэффициента вытеснения составил от 15,6 % до 18,5 %. Кратность увеличения парциального дебита менее проницаемой модели пласта после применения эмульсий составила от 2,5 до 5,5. Отличительной особенностью при тестировании фильтрационных и нефтевытесняющих свойств эмульсионных систем на двухслойных (разнопроницаемых) моделях пласта от исследуемых ранее полимерных композиций является 100 % успешность проведения экспериментов. Во всех без исключения случаях, после закачки оторочки эмульсии, парциальный дебит менее проницаемой трубки значительно вырос, что свидетельствует о высокой избирательности и высокой эффективности применения эмульсионных систем для блокирования высокопроницаемых пластов (моделей) и перераспределения закачиваемой вслед воды в зоны (модели) с меньшей проницаемостью.

"динамическое запирание", когда, несмотря на постоянно приложенную депрессию, движение жидкости после закачки эмульсии прекращалось. Возобновление фильтрации происходило после двух – пятикратного увеличения депрессии.

технологических процессов увеличения нефтеизвлечения с использованием новых композиций и результаты промысловых испытаний На основании проведенных исследований для проведения промысловых испытаний при разработке неоднородных заводненных терригенных коллекторов были обоснованно предложены рецептуры гидрофобных эмульсий следующих составов:

- эмульгатор "Атрен", объемная доля в нефтяной фазе от 5 % до 10 %;

- нефть девонская товарной формы;

- сточная (пластовая) вода, используемая в системе поддержания пластового давления, плотностью от 1070 до 1190 кг/м3.

- водосодержание в эмульсии от 33,3 % до 50 % об.

При разработке неоднородных терригенных и карбонатных коллекторов в зависимости от проницаемости коллектора и минерализации воды для промысловых испытаний композиций гуаровой камеди предложены следующие варианты реализации технологического процесса:

- закачка растворов гуаровой камеди массовой долей от 0,1 % до 0,2 % в пресной и сточной воде – технология полимерного заводнения для низкопроницаемых коллекторов;

- закачка гелеобразующих композиций на основе гуаровой камеди, оксидов металлов и ацетата хрома в пресной и минерализованной воде для блокирования высокопроницаемых интервалов пласта и перераспределения закачиваемой с целью поддержания пластового давления воды в зоны, ранее менее охваченные или полностью неохваченные заводнением.

Гелеобразующие композиции гуаровой камеди испытывались в условиях высокой обводненности (до 98 %) продукции добывающих скважин. Базовый состав: гуаровая камедь массовой долей от 0,3 % до 0,5 %; оксиды магния или цинка массовой долей от 0,02 % до 0,06 %; ацетат хрома объемной долей от 0,04 % до 0,1 %; бактерицид – СНПХ –1004 или СНПХ – 1200 объемной долей в композиции от 0,2 % до 0,25 %.

Результаты промысловых испытаний и промышленного внедрения эмульсионных систем и композиций гуаровой камеди На рисунке 7 и 8 показано распределение количества участков воздействия гидрофобными эмульсионными системами и композициями гуаровой камеди и величина дополнительной добычи нефти по горизонтам.

Рисунок 7 - Распределение количества участков воздействия обратными эмульсиями (1) и дополнительной добычи по объектам разработки (2) Рисунок 8 – Распределение количества участков воздействия композициями гуаровой камеди (1) и дополнительной добычи нефти по В процессе проведения испытаний отмечено значительное увеличение давления закачки и снижение удельной приемистости нагнетательных скважин, указывающее на то, что в процессе закачки разработанных составов перераспределение фильтрационных потоков. Об этом свидетельствуют результаты определения профилей приемистости нагнетательных скважин до и после воздействий эмульсионными системами и композициями гуаровой камеди, представленные на рисунках 9 и 10.

Рисунок 9 - Профиль приемистости нагнетательной скважины № НГДУ "Елховнефть" (до и после воздействия эмульсионной системой) Рисунок 10 – Профиль приемистости нагнетательной скважины № НГДУ "Альметьевнефть" до и после воздействия гелеобразующей По результатам промысловых испытаний скорректированы оптимальные варианты реализации технологических процессов:

– при применении гелеобразующих композиций гуаровой камеди предусмотрено ступенчатое увеличение или снижение концентрации реагентов в процессе проведения работ в зависимости от приемистости нагнетательных скважин и давления закачки;

– при применении растворов гуаровой камеди предусмотрено увеличение концентрации гуаровой камеди до 0,3 % масс. и применение сшивающих агентов в концентрациях (ОЦ и ОМ до 0,2 % масс., АХ до 0,4 % об.), обеспечивающих значительное увеличение вязкости растворов или локальную сшивку по объему (подвижная оторочка);

– при применении эмульсионных композиций на нагнетательных скважинах с приемистостью свыше 400 м3/сут предусмотрено увеличение водосодержания в эмульсии до 66,7 % об. с максимальным содержанием эмульгатора в нефтяной фазе 10 % об.

По результатам промысловых испытаний в 2006-2007 годах разработана и эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС–М)". По состоянию на 01.10.2010 г. на объектах ОАО "Татнефть" проведено 60 скважино-операций на 54 опытных участках. Дополнительная добыча нефти на 01.10.10 г. по данным ТатАСУнефть составляет более 84 тыс.

тонн.

По результатам промысловых испытаний в 2007-2009 годах разработана и с 2011 года рекомендована к промышленному внедрению на объектах ОАО "Татнефть" "Технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (технология ГУАР)". По состоянию на 01.10.10 г. на объектах ОАО "Татнефть" проведено 28 скважино-операций. Дополнительная добыча нефти на 01.10.10 по данным ТатАСУнефть составляет более 59 тыс. тонн.

Расчет технико-экономического эффекта от применения методов увеличения нефтеизвлечения пластов "ГЭС-М" и "ГУАР" Оценка экономического эффекта проведена в налоговых условиях года в соответствии с действующим Налоговым Кодексом РФ при фактических ценах и условиях добычи нефти в ОАО "Татнефть" в 2010 году.

Чистая прибыль (экономический эффект) от применения технологии ГЭС-М составила – 224 млн. руб. Экономический эффект в расчете на одну скважино-операцию за срок проявления технологического эффекта оценивается в 8 млн. руб.

Чистая прибыль (экономический эффект) от применения технологии ГУАР составила – 156 млн. руб. Экономический эффект в расчете на одну скважино-операцию за срок проявления технологического эффекта оценивается в 2,6 млн. руб.

1 Проведен анализ результатов теоретических и экспериментальных исследований в области применения полимерных и эмульсионных композиций для увеличения нефтеизвлечения. Определены перспективные реагенты и направления для создания технологических процессов увеличения охвата пласта заводнением.

2 Впервые получены гели на основе гуаровой камеди с использованием в качестве индукторов гелеобразования оксидов цинка и магния в присутствии ацетата хрома, предназначенные для решения задач увеличения нефтеизвлечения.

3 Разработан трехкомпонентный состав эмульсии – минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть (водосодержание от 33 % до 50 % об.), стабилизированной ПАВ – эмульгатором "Атрен", концентрацией в нефтяной фазе от 5 % до 10 % об., предназначенный для решения задач увеличения нефтеизвлечения. Экспериментально установлены пределы агрегативной устойчивости эмульсий в зависимости от концентрации ПАВ – эмульгатора в нефтяной дисперсионной среде (девонской нефти) и плотности (минерализации) водной дисперсной фазы.

4 Установлены зависимости изменения факторов сопротивления и остаточного фактора сопротивления новых полимерных и эмульсионных составов от проницаемости по воздуху естественного терригенного керна.

Показана эффективность применения гелеобразующих композиций гуаровой камеди и эмульсий минерализованная вода хлоркальциевого типа / девонская нефть, стабилизированных ПАВ – эмульгатором "Атрен", для увеличения охвата неоднородных заводненных пластов (моделей).

5 Выработаны критерии применимости композиций на основе гуаровой камеди и ПАВ – эмульгатора "Атрен" для различных геолого-физических условий разработки месторождений Татарстана.

6 Разработаны и испытаны в промысловых условиях технологические процессы увеличения нефтеизвлечения на основе новых реагентов:

- "Технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди для увеличения нефтеотдачи заводненных неоднородных пластов (технология ГУАР)" РД 153-39.0-667-10 (патент на изобретение РФ № "Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)").

- "Технология применения гидрофобных эмульсионных систем для увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов (ГЭС-М)" РД 153-39.0-598-08 (патент на изобретение РФ № 2379326 "Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов").

7 Промысловые испытания и промышленное внедрение этих технологий в условиях разработки терригенных коллекторов месторождений Татарстана показали высокую эффективность. Суммарная дополнительная добыча нефти от применения технологий ГЭС-М и ГУАР на 01.10.2010 г. составляет более 143 тысяч тонн. Суммарный экономический эффект в ценах 2010 года составил более 380 млн. рублей от 88 скважино-операций.

Основное содержание работы

изложено в следующих публикациях 1 Береговой, А.Н. Применение композиций на основе полисахаридов растительного происхождения для увеличения охвата пластов заводнением [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, В.С. Золотухина // Нефтяное хозяйство.– 2010.– №3.– С. 86– 88.

2 Береговой, А. Н. Применение инвертных эмульсий для увеличения охвата неоднородных пластов заводнением [Текст] / А. Н. Береговой, М. И.

Амерханов, Ш. Г. Рахимова, Э. П. Васильев // Нефтяное хозяйство.– 2010. – № 8. – С. 116 –118.

3 Береговой, А.Н. Первые результаты опытно-промышленных работ по испытанию композиционных составов на основе эмульгаторов обратных эмульсий для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов [Текст] / А.Н.

Береговой, И.Ф. Глумов, В.В. Слесарева, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, О.М. Андриянова, Р.Р. Латыпов // Материалы Международной научнопрактической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов"/ изд. "Фэн".– Казань– 04– сентября 2007.– С. 97–99.

испытанию композиционных составов на основе эмульгаторов обратных эмульсий (технология ГЭС-М) [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г.

ТатНИПИнефть.– М.: ОАО "ВНИИОЭНГ".– 2008.– С. 163 – Береговой, А.Н. Новые технологии увеличения охвата пластов заводнением и ограничения водопритока для условий разработки Ромашкинского месторождения [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, М.Р. Хисаметдинов, А.Н. Береговой, З.М. Ганеева, Ш.Г. Рахимова, М.Н. Рахматуллина // Техника и технология разработки нефтяных месторождений / Сб. докладов научнотехнической конференции, посвященной 60-летию разработки Ромашкинского нефтяного месторождения.– М.: Нефтяное хозяйство.– 2008.– С. 41– 46.

6 Ибатуллин, Р.Р., Амерханов, М.И., Рахимова, Ш.Г., Береговой, А.Н.

Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе полисахаридов растительного происхождения [Текст] / Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г.

Рахимова, В.С. Золотухина, А.Н. Береговой, В.Н. Лакомкин // Материалы Международной научно-практической конференции "Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов".–Казань: изд. "Фэн, 2007".– 04–06 сентября.– С. 284–288.

7 Рахимова, Ш.Г., Амерханов, М.И., Береговой, А.Н. Разработка технологии применения полисахаридов растительного происхождения для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов [Текст] / Ш.Г. Рахимова, М.И.

Амерханов, В.С. Золотухина, А.Н. Береговой, В.Н. Лакомкин, А.Р. Разумов // Сб. научн. тр. ТатНИПИнефть.–М.: ОАО "ВНИИОЭНГ".– 2008.– С. 198 – 205.

8 Береговой, А.Н. Технология увеличения охвата пластов заводнением с использованием композиций на основе полисахаридов растительного происхождения [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова, В.С.

Золотухина // Материалы II Международного научного симпозиума.– М.: ОАО "Всероссийский нефтегазовый научный ин-т".– 2009.– Т1. – С. 173 – 177.

сероводорода на технологические свойства растворов полимеров [Текст] / М.И.

Амерханов, А.Н. Береговой, В.С. Золотухина, Ш.Г. Рахимова // Сб. научн. тр.

ТатНИПИнефть /ОАО "Татнефть".– М.:ОАО "ВНИИОЭНГ".–2009.–С. 140–146.

10 Береговой, А.Н. Новые технологии увеличения нефтеотдачи пластов заводнением на примере технологий ГЭС-М и ГУАР [Текст] / А.Н. Береговой, М.И. Амерханов, В.С. Золотухина, Ш.Г. Рахимова, С.Г. Уваров // Материалы Международной научно-практической конференции "Инновационные технологии в геологии и разработке углеводородов /- Казань: Изд. НПО "Репер".– 2009.– 09-11 сентября 2009.– С. 37-41.

11 Пат. 2346151 Российская Федерация, МПК Е21В 43/22. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Золотухина В.С., Береговой А.Н., Хисамов Р.С.; опубл. 10.02.09, Бюл. № 4.

12 Пат. 2379326 Российская Федерация. Гидрофобная эмульсия для обработки нефтяных пластов [Текст] / Ибатуллин Р.Р., Амерханов М.И., Рахимова Ш.Г., Береговой А.Н., Андриянова О.М., Хисамов Р.С.; опубл.

20.01.10.– Бюл. № 2.

Отпечатано в секторе оперативной полиграфии института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть»

тел.: (85594) 78-656, 78- Подписано в печать 20.12.2010 г.

Заказ №20121001 Тираж 100 экз.