Разработка инновационного способа снижения обводненности нефтяных скважин на месторождении Нуралы

Научный руководитель: канд.хим.наук., доцент Нуранбаева Б.М.

Магистрант: 6М070800-«Нефтегазовое дело» Айдаркулов Б.

Казахский национальный технический университет имени К.И.Сатпаева, г.Алматы, Казахстан

От вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват неоднородных пластов заводнением.

Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент-полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. При концентрации полимеров в 0,01 – вязкость его увеличивается до 3-4МПа с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращение условий прорыва воды.

Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки.

По этой же причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважины для полимерного заводнения, которое может быть только внутриконтурным.

Полимерное заводнение является одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи пластов. Однако у метода существуют и большие недостатки, ограничивающие его широкое применение.

Основной недостаток метода в том, что резко снижается продуктивность нагнетательных скважин, вследствие резкого роста вязкости в призабойных зонах, которую не всегда можно компенсировать повышением давления нагнетания. Поэтому использование полимеров для глубокозалегающих пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами (менее 0,1 мкм²) и имеющих высокую температура (более 90⁰), в настоящее время представляется невозможным. Значительного эффекта нельзя ожидать от закачки полимеров в однородные пласты с большим содержанием солей, разрушающих структуру полимерного раствора. Так как метод относится к дорогим, то экономическая эффективность его применения может быть возможна только при высоких ценах на нефть.

Месторождения Нуралы	Горизонт M-II-3
	Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
Пластовая нефть
Давление насыщения газом, МПа	6	10	9,3 - 16,9	12,2
Газосодержание, м³/т	6	9	73,4 - 185,75	112,6
Пластовая температура	6	10	79 - 83	81
Пластовое давление	6	10	15,9 - 19,96	16,93
Плотность в поверхностных условиях, кг/м³	4	8	0,82 - 0,856	0,838
Вязкость, мПа*с	6	6	0,4 - 1,7	1
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	6	10	1,12 - 1,52	1,31
Пластовая вода
Вязкость, мПа*с			-	0,447
Общая минерализация, мг/л	7	23	56764 - 184022	85149,1
Плотность, г/см³	7	22	1,033 - 1,121	1,059

Применение полимерного заводнения в будущем будет определяться объемом производства водорастворимых полимеров, особенно солестойких. Потребность в полимерах для увлечения нефтеотдачи пластов выражается десятками тысяч тонн. Будущее полимерного заводнения во многим будет зависеть от стоимости полимеров в сочетании с другими МУНОП (щелочные заводнение, вытеснение нефти паром, горечей водой ПАВ, СО₂), что позволяет достигать лучшего эффекта.

Как потенциальный претендент для проведения опытных работ по полимерному заводнению предложены участки нагнетательных скважин № 26 и № 106 на горизонте М-II-3 месторождения Нуралы.

На участках скважин № 26 и № 106, пласт М-II-3 месторождения Нуралы нефть легкая, вязкость низкая, но выше вязкости воды.

Участки нагнетательных скважин № 26 и № 28 объединены в один опытный участок, т.к. расположены в одной нефтенасыщенной залежи на незначительном расстоянии друг от друга (табл.1,2).

Таблица 2- Содержание ионов и примесей в пластовой воде

горизонт М-II-3
CI	4	5	891,18 - 1459,2	1109,23
SO4	4	18	2,55 - 51,91	13,41
HCO3	4	18	2,4 - 336	194,09
Ca**	4	18	0,06 - 169,99	121,83
Mg**	2	4	0,03 - 124,3	22,24
Na*+K*	2	6	18,81 - 1044,71	418,50

Рисунок 1 - Вязкость различных типов полимеров как функция зависимости от концентрации для воды Нуралы при 80 °C

Рисунок 2 - Кривая вязкости полимера AL5115VHM

Из рисунка 1 видно, что полимеры FC6725 и AL5115VHM обеспечивают наиболее высокую вязкость при концентрации 1500 ppm (0,15 %). Исходя из соображений рациональной цены полимер FC6725 был отклонен.

Полимер марки AL5115VHM обладает оптимальным соотношением цены и эффективности для воды месторождения Нуралы при 80 °C (рис.2).

AL5115VHM обладает высоким молекулярным весом и является терполимером акриламид-акриловой кислоты-ATBS, который может выдерживать температуры до 90°C и быть эффективным в воде, содержащей приемлемые количества двухвалентных катионов (кальция и магния).

Таким образом, рассмотрен и обобщен зарубежный и отечественный опыт применения полимерного заводнения. Опыт показал, что применение технологии влияет не только на увеличение КИН, но и на эффективное регулирование процесса заводнения, что позволяет снизить темпы роста и уменьшить обводненность по добывающим скважинам. Подобраны и обоснованы участки скважин 26 и 106, объединены в один опытный участок для проведения работ по полимерному заводнению на месторождении Нуралы. Выбор подходящего полимера производился из анализа 3-х основных параметров: температура пласта, проницаемость, соленость воды, которая используется для растворения полимера и закачки. ЦНЛИ АО «КазНИПИмунайгаз» по результатам которого был выбран полимер марки AL5115VHM. Данный полимер обладает оптимальным соотношением цены и эффективности для месторождения Нуралы. Первый положительный эффект в процессе добычи, вероятно, будет выражаться уменьшением обводненности в течение первых нескольких месяцев вместе с уменьшением общего дебита жидкости.

Литература

1. В.Ф. Куренков. Полиакриламид. М.: Химия, 1992. 192 с.

2. Сургучев Я.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. – М.: Недра, 1985. - 256 с.

3. Ларри Лейк «Основы методов увеличения нефтеотдачи» Университет Техас – Остин.

4. Ruiquan, Z, Wei, K., Shujuan, H., Shouguo, S., Baochun, Z., and Fujun, X. (1999). Study on the Quality of Polymer Flooding Produced Crude Oil. The 1999 SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery Conference. Oct. 25 – 26. Kuala Lumpur, Malaysia: SPE 57301, 1- 4.

5. Cheng, J., Wang, D., Sui, X., Zeng, H. and Bai, W. (2006). Combining Small Well Spacing With Polymer Flooding To Improve Oil Recovery of Marginal Reservoirs. The 2006 SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery. April 22–26. Tulsa, Oklahoma, USA: SPE 96946, 1- 9.

6. Chang, H. L. (1978). Polymer Flooding Technology–Yesterday, Today, and Tomorrow. JPT. 1113-1128. 46. Needham, R. B. and Doe, P. H. (1987). Polymer Flooding Review. Soc. Pet. Eng. SPE 17140, 1503-1507.

7. Rowalt, R. J. (1973) A Case History of Polymer Waterflooding-Brelum Field Unit. The SPE-AIME 48^th Annual Fall Meeting of The Society of Petroleum Engineers of AINE. Sept. 30 - Oct. 3. Las Vegas: SPE 4671, 1-8.

8. Результаты лабораторных исследований ЦНЛИ АО «КазНИПИМунайгаз», месторождения Нуралы.