Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти. Прирост добычи нефти формула


Основной прирост - добыча - нефть

Основной прирост - добыча - нефть

Cтраница 1

Основной прирост добычи нефти и газа достигается на место-рождениях, открываемых в труднодоступных районах, все дальше от потребителей.  [1]

Основной прирост добычи нефти приходится на освоенные нефтяные районы.  [2]

Основной прирост добычи нефти и газа в десятой пятилетке достигается за счет форсированного развития месторождений в восточных районах, и главным образом в Тюменской области.  [4]

Основной прирост добычи нефти приходится на освоенные нефтяные районы.  [5]

Основной прирост добычи нефти намечен на районы Европейской части СССР и Урала, на долю которых будет приходиться около 80 % всей добычи. Однако нефть этих районов характеризуется высоким содержанием серы. Поэтому очистка нефти и продуктов ее переработки от сернистых соединений имеет большое практическое значение.  [6]

Основной прирост добычи нефти будет получен благодаря развитию нефтедобывающей промышленности в восточных районах, богатых сернистыми нефтями.  [7]

Как известно, основной прирост добычи нефти и, следовательно, ресурсов нефтяного газа имеет место в районах Западной Сибири и других удаленных от основных индустриальных баз районах. Новые нефтегазодобывающие районы отличаются исключительно сложными географическими и климатическими условиями, месторождения в этих районах рассредоточены на значительных территориях, измеряемых десятками и сотнями километров. Кроме того, с ростом глубин скважин и вовлечением в разработку сероводородсодержащих нефтяных залежей в некоторых районах существенно усложняются и удорожаются объекты обустройства месторождений. Указанные условия будут, вероятно, сохраняться и усложняться и в последующие годы при одновременном увеличении масштабов производства.  [8]

Как уже отмечалось, основной прирост добычи нефти при нагнетании в пласт теплоносителя ( особенно горячей воды) следует ожидать в водный период эксплуатации. Эту особенность также учитывают при составлении технологической схемы добычи нефти, если нагнетается пар или горячая вода.  [9]

В последнее время на месторождениях Западной Сибири и в других регионах нашей страны основной прирост добычи нефти достигается за счет ввода в разработку залежей сложного строения с низкопродуктивными слоями. Возрос фонд малодебитных скважин, эксплуатация которых осложняется образованием парафиновых, а в ряде случаев и гидратных пробок в стволах скважин. На мероприятиях по предупреждению и ликвидации пробкообразования расходуются огромные материальные ресурсы и задействован значительный по численности персонал и спецтехника.  [10]

Для успешного решения поставленной задачи необходимо в первую очередь обеспечить увеличение объемов бурения при освоении новых районов, дающих основной прирост добычи нефти и газа, а также сохранить уровень добычи в обустроенных и освоенных районах, что требует непрерывного увеличения глубины скважин до 5 - - 6 тыс. м и более. Бурение скважин на такую глубину, а в настоящее время уже начато строительство скважин глубиной 15 тыс. м, связано с большими техническими трудностями и является одной из важнейших народнохозяйственных задач.  [11]

В последние годы ( 1966 - 1975 гг.) наметился рост себестоимости добычи нефти, так как основные месторождения девонской нефти, вовлеченные ранее в разработку и дававшие основной прирост добычи нефти по отрасли, достигли значительной степени выработанности запасов. В то же время новый район - Западная Сибирь, где нефтяные месторождения разрабатываются с самого начала на базе прогрессивной технологии, не достиг еще значительного удельного веса в общей добыче нефти по отрасли.  [12]

В последние годы, наряду с развитием добычи нефти в старых районах, большое внимание уделяется освоению новых нефтяных месторождений в Западной Сибири, Коми АССР, Удмуртской АССР и других районах, где предусмотрено получить основной прирост добычи нефти.  [13]

В 1951 - 1955 гг. прирост добычи нефти был почти вдвое ( 1946 - 1950 гг. - 148 2 млн. т; 1951 - 1955 гг. - 272 5 млн. т) выше, чем в четвертой пятилетке, причем основной прирост добычи нефти получен в Урало-Волжских регионах. В результате проведенных геологоразведочных работ в течение пятой пятилетки были открыты 89 новых нефтяных месторождений и 164 новых нефтяных пласта на ранее открытых площадях. Как видим, и по этому показателю намеченный план до 70 % остался недовыполнен.  [14]

В 1951 - 1955 гг. прирост добычи нефти был почти вдвое ( 1946 - 1950 гг. - 148 2 млн т; 1951 - 1955 гг. - 272 5 млн т) выше, чем в четвертой пятилетке, причем основной прирост добычи нефти был получен в Урало-Поволжском регионе.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Состав для увеличения добычи нефти

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для увеличения добычи нефти содержит полимер акрилового ряда, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ, сшивающий агент и воду, причем в качестве полимера акрилового ряда состав содержит полимер водный всесезонный - ПВВ, в качестве НПАВ - низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ - СНО-3Б, а в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость - ДЖ, или хлористый кальций, или хлористый магний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%: ПВВ 3-10, НПАВ СНО-3Б 1-5, дистиллерная жидкость, или хлористый кальций, или хлористый магний 5-10, вода остальное. Технический результат - повышение эффективности воздействия осадкообразующим составом на обводненные нефтесодержащие пласты. 5 табл.

 

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков за счет снижения проницаемости водопроницаемых зон пласта.

Известен состав для добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта на основе водных растворов полимера концентрацией 0,03-0,05% (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985, с.156-165).

Недостатком состава является сравнительно низкая его эффективность вследствие адсорбции полимера и разрушения его минерализованными водами.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является гелеобразующий состав для увеличения добычи нефти, содержащий гивпан, соляную кислоту, дистиллерную жидкость и неионогенное поверхностно-активное вещество (пат. РФ №2215131, МПК 8 Е21В 43/22, опубл. 27.10.03 г.).

Однако применение данного состава недостаточно эффективно вследствие частичного разрушения геля в призабойной зоне пласта, при высоких градиентах скорости фильтрации композиции. Кроме того, применение состава ограничивается при минусовых температурах.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет закачивания стабильного состава во всем его объеме, полной закупорки высокопроницаемых зон пласта, перераспределения фильтрационных потоков, повышения охвата пласта заводнением и применения его в любых климатических условиях.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности воздействия осадкообразующим составом на обводненные нефтесодержащие пласты.

Технический результат достигается тем, что состав для увеличения добычи нефти содержащий полимер акрилового ряда, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), сшивающий агент и воду, согласно изобретению в качестве полимера акрилового ряда содержит полимер водный всесезонный (ПВВ), в качестве НПАВ - низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ - СНО-ЗБ, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость (ДЖ), или хлористый кальций, или хлористый магний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ) 3-10
Низкозастывающая
товарная форма НПАВ СНО-3Б 1-5
Дистиллерная жидкость,
или хлористый кальций,
или хлористый магний 5-10
Вода Остальное

Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. При этом были использованы следующие реагенты:

1. В качестве полимера - полимер водный всесезонный (ПВВ) с температурой застывания не выше минус 15°С.

Реагент ПВВ предназначен для использования в процессах добычи нефти по ТУ 2216-002-75821482-2006. Реагент ПВВ выпускается в жидком виде и представляет собой маловязкий водорастворимый полимер акрилового ряда.

Реагент ПВВ относится в соответствии с ГОСТ 12.1.007 к IV классу опасности.

2. В качестве НПАВ - низкозастывающая товарная форма НПАВ СНО-3Б - нефтевытесняющая система на основе НПАВ, типа АФ9-12 в виде низкозастывающей легкоплавкой товарной формы, содержащей 60% АФ9-12, 30% изобутилового спирта и 10% воды. Выпускается по ТУ 39-579-4688-001-88 Изм.1.

3. Дистиллерная жидкость - отход содового производства, выпускается по ТУ 2152-032-002 04872-97, содержит в составе гидроксид кальция и соли кальция.

4. Хлористый кальций технический по ГОСТ 450-77.

5. Хлористый магний технический по ГОСТ 4209-77.

Для приготовления состава реагенты ПВВ и СНО-3Б смешивают в требуемом соотношении согласно формуле изобретения. Приготовленная смесь длительное время хранится не сшиваясь. При закачивании смеси ПВВ и НПАВ СНО-3Б, дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния в пласт и смешении с пластовыми жидкостями происходит сшивка полимера ПВВ, СНО-3Б с двухвалентными катионами Сa++ и Mg++ пластовой воды, дистиллерной жидкости с образованием вязкоупругого осадка или сшитой структуры модифицированного полимера. Последний блокирует каналы пористой среды, в которой он образовался, от проникновения закачиваемой воды, изменяя ее направление в слаборазрабатываемые нефтенасыщенные зоны, т.е. позволяет регулировать разработку нефтяного месторождения методом заводнения.

Пример 1. В мерных пробирках смешивают по 10 мл смеси ПВВ с массовой концентрацией 3, 5, 10% и НПАВ СНО-3Б с массовой концентрацией 1, 2.5, 5% с 10 мл дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния с массовой концентрацией 5, 7.5, 10%. После тщательного перемешивания состав оставляют на 2 часа на образование осадка, после этого замеряют объем осадка и его стабильность во времени. Результаты опытов приведены в табл. 1-3.

Лабораторные исследования свидетельствует о том, что осадкообразующий состав имеет преимущества по своим осадкообразующим свойствам перед прототипом, т.е. осадкообразующая способность выше на 20-23%. Образовавшийся осадок более устойчив к разрушению. Так, через 168 часов объем осадка в известном составе уменьшился на 43-47%, тогда как в предлагаемом составе всего на 2,5-8,9%, в случае когда осадителем является дистиллерная жидкость (табл.1).

Таким образом, предлагаемый состав превосходит по осадкообразующим свойствам известный состав.

НПАВ СНО-3Б, сорбируясь на молекулах полимера, стабилизируют его от преждевременной сшивки с ионами Ca++ и Mg++ пластовой воды. Кроме того, НПАВ СНО-3Б является вытесняющим агентом. В качестве параметров фильтрационных свойств состава, характеризующих вязкоупругие и изолирующие свойства, использовали величины фактора и остаточного фактора сопротивления, снижение проницаемости промытых водой каналов и прирост вытесненной нефти.

Пример 2.

В опыте использовались насыпные модели пласта. Характеристика пластовых моделей представлена в табл. 4. В качестве пористой среды использовался дезинтегрированный песчаник Арланского месторождения.

Ход эксперимента: модель пласта насыщалась изовискозной моделью нефти Арланского месторождения, состоящей из дегазированной нефти, в которую добавлено 30% керосина. Вязкость изовискозной нефти - 19,5 мПа*с.

После фильтрации пластовой воды (содержание солей 140 г/л) через пористую среду до полного прекращения вытеснения нефти и стабилизации перепада давления фильтровалась последовательно смесь ПВВ и СНО-3Б в объеме 30% от порового объема с последующей продавкой 20% дистиллерной жидкости и 10% пластовой воды. Затем фильтрация прекращалась на 10-12 часов для гелеобразования при пластовой температуре 24°С. После остановки фильтрация закачиваемой воды возобновлялась, при этом замерялся перепад давления сразу после выдержки, а также после закачивания 5 поровых объемов закачиваемой воды. Результаты фильтрационных исследований представлены в табл. 5.

Как видно из табл. 5, в результате фильтрации после 12-часовой выдержки на гелеобразование при температуре 24°С перепад давления при закачивании предлагаемого состава возрос в 25-32,9 раз (опыт 1, 2, 3 табл.2), при этом остаточный фактор сопротивления составил 13-16, в то время как при фильтрации состава по прототипу перепад давления возрос в 10,9 раз, и остаточный фактор сопротивления составил величину 5,8.

Как видно из представленных данных, заявляемый состав обладает более высоким фактором сопротивления, что характеризует его эффективность для повышения нефтеотдачи пластов.

Таким образом, состав для увеличения добычи нефти, основанный на использовании полимера водного всесезонного (ПВВ), низкозастывающей товарной формы СНО-3Б и дистиллерной жидкости, или хлористого кальция, или хлористого магния, имеет ряд технологических преимуществ по сравнению с прототипом.

1. Состав для увеличения добычи нефти при смешении с пластовой водой образует стабильный во времени и объеме гель.

2. Состав всесезонен, что является одним из наиболее важных преимуществ для климатических условий Урало-Поволжья и Западной Сибири.

3. Состав не требует использования нестандартного, дорогостоящего оборудования. Все процессы растворения и закачивания реагентов проводятся на серийном оборудовании. Реагенты экологически безопасны, биоразлагаемы. Класс опасности IV.

4. Реагенты ПВВ, СНО-3Б, хлориды щелочно-земельных металлов не влияют отрицательно на процессы сбора и подготовки нефти.

Таблица 1
Влияние дистиллерной жидкости (ДЖ)* на осадкообразование в системе ПВВ+НПАВ СНО-3Б.
Состав Концентрация ингредиентов, % Объемная доля осадков, %
через 2 часа через 168 часов через 2 часа через 168 часов
ПВВ 3 41 38 45 41
НПАВ СНО-3Б 1
ПВВ 5 47 44 50 46
НПАВ СНО-3Б 2,5
ПВВ 10 40 39 44 40,5
НПАВ СНО-3Б 5 5
Гивпан-10 10 33 22 (расслоение) 35 21,8 (расслоение)
Соляная кислота 15
ДЖ
НПАВ
СНПХ-4410 0,05
(прототип)
* Концентрация ДЖ - 5,10%. Время выдержки (старения) осадков - 7 суток.
Таблица 2
Влияние хлористого кальция* на осадкообразование в системе ПВВ+НПАВ СНО-3Б.
Состав Концентрация ингредиентов, % Объемная доля осадков, %
через 2 часа через 168 часов через 2 часа через 168 часов
ПВВ 3 63 58 70 64
НПАВ СНО-3Б 1
ПВВ 5 77 71 85 80
НПАВ СНО-3Б 2,5
ПВВ 10 100 95 100 97
НПАВ СНО-3Б 5 5
* Концентрация хлористого кальция - 5, 10%. Время выдержки (старения) осадков - 7 суток.
Таблица 3
Влияние хлористого магния* на осадкообразование в системе ПВВ+НПАВ СНО-3Б.
Состав Концентрация ингредиентов, % Объемная доля осадков, %
через 2 часа через 168 часов через 2 часа через 168 часов
ПВВ 3 75 68 78 68,1
НПАВ СНО-3Б 1
ПВВ 5 88 81,3 93 88,7
НПАВ СНО-3Б 2,5
ПВВ 10 100 100 100 100
НПАВ СНО-3Б 5
* Концентрация хлористого магния - 5, 10%. Время выдержки (старения) осадков - 7 суток.
Таблица 4
Характеристика пластовых моделей
№ опыта Длина модели, см Диаметр трубки, см Поровый объем, п.о. Проницаемость по воздуху, мкм2 Пористость, %
1 30 2,9 63,0 1,3 31,8
2 30 2,9 59,6 1,23 30,1
3 31,3 2,9 66,3 1.37 32,1
4 30,5 2,9 64,0 1,29 31,8
5 30,2 2,9 61,4 1,35 30,8
6 30,3 2,9 62,0 1,31 31,0

Состав для увеличения добычи нефти, содержащий полимер акрилового ряда, неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), сшивающий агент и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера акрилового ряда состав содержит полимер водный всесезонный (ПВВ), в качестве НПАВ - низкозастывающую легкоплавкую товарную форму НПАВ - СНО-3Б, в качестве сшивающего агента - дистиллерную жидкость (ДЖ), или хлористый кальций, или хлористый магний при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:

Полимер водный всесезонный (ПВВ) 3-10
Низкозастывающая
товарная форма НПАВ СНО-3Б 1-5
Дистиллерная жидкость,
или хлористый кальций,
или хлористый магний 5-10
Вода Остальное

www.findpatent.ru

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти

 

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти содержит следующие компоненты, мас. %: полидиметилдиаллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 - 1,0; глина 0,01 - 10,0; вода - остальное. 4 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к полимерно-дисперсным составам для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.

Известен состав на основе полиакриламида (ПАА) и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины [1] Недостатком состава является низкая эффективность для высокопроницаемых пластов. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является полимерно-дисперсный состав (ПДС) на основе ПАА и глинистой суспензии [2] (прототип). Недостатком известного состава является недостаточно высокая эффективность, связанная с повышенной сорбируемостью ПАА на пластовой породе и высокой скоростью осаждения глинистых частиц, флокулированных ПАА, в пористой среде, что ограничивает глубину проникновения состава в пласт. Кроме того, ПАА характеризуется низкой термоокислительной стабильностью, что также снижает эффективность применения известного состава на месторождениях с повышенной температурой пласта. Цель изобретения заключается в повышении эффективности полимерно-дисперсного состава за счет уменьшения степени адсорбции полимера на пластовой породе и оптимизации скорости осаждения полимерно-дисперсных частиц, а также в расширении температурного диапазона применения. Поставленная цель достигается тем, что в качестве полимера состав содержит полидиметилдиалламмоний хлорид (ВПК-402) или полиминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламиновый хлорид (ВПК-500) при следующем соотношении компонентов, мас. Полидиметиллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2 гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 10,0 Глина 0,01 10,0 Вода Остальное. При содержании компонентов в составе выше верхнего предела снижается эффективность вследствие потери селективности действия на высокопроницаемый пласт, а при содержании компонентов ниже нижнего предела состав не эффективен из-за недостаточного водоизолирующего действия. В качестве полимера, флокулирующего глинистую суспензию, в составе применяются поликатиониты: полидиметилдиаллиламмоний хлорид (ВПК-402) или полиаминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500). Указанные полимеры производятся промышленностью и являются доступными реагентами. Известно их применение в качестве биостойких загустителей воды для повышения нефтеоотдачи пластов (Авт. св. СССР NN 1445297, 1446980,1438304). Полимер ВПК-402 (водорастворимый полиэлектролит катионный) имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)105 у. е. и представляет собой высокомолекулярное вещество линейно-циклического строения со структурной формулой элементарной ячейки: Полимер полиаминосульфон имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки: Полимер поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500) имеет молекулярную массу (1,2 oC 3,0)105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки: Эффективность применения ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения притока воды в скважины связана не только с водоизоляционными (водоэкранирующими) свойствами составов, но и глубиной проникновения в пласт. Это особенно важно на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения, когда в продуктивном пласте образуются большие промытые зоны и дальнейшее повышение нефтеотдачи пласта возможно только путем снижения проницаемости промытых зон, причем не только в призабойных зонах скважин, но и в удаленных от скважин зонах. Механизм водоизолирующего воздействия полимерно-дисперсными составами на промытые зоны пласта заключается в том, что закаченный ПДС заполняет наиболее высокопроницаемые обводненные участки пласта. При этом часть макромолекул полимера адсорбируется на стенках пор. Твердые частицы глинистой суспензии благодаря флокулирующим свойствам полимера связываются между собой и с породой пласта. Таким образом в пластовых условиях образуется стойкая к размыву полимерно-дисперсная система, препятствующая фильтрации воды. Отсюда следует, что глубина проникновения полимерно-дисперсных частиц в пласт и соответственно эффективность состава определяется прежде всего сорбционной способностью полимера флокулянта на породе пласта и скоростью осаждения (седиментации) флокулированных полимер-дисперсных частиц в составе. Известные составы на основе ПАА и глинистых суспензий характеризуются повышенной скоростью седиментации полимерно-дисперсных частиц, в особенности при повышенной температуре. Кроме того, ПАА обладает высокой адсорбционной способностью на породе пласта, что ограничивает подвижность закачиваемой в пласт полимерно-дисперсной системы. В результате этого водоизоляция достигается в основном в призабойной зоне скважин, где содержание остаточной нефти как правило низкое, поскольку извлекается при эксплуатации скважин в первую очередь. Применение в ПДС поликатионитов согласно предложенному техническому решению позволяет образовать дисперсные частицы оптимального размера, скорость осаждения которых значительно выше скорости осаждения частиц из исходного глинистого раствора, не содержащего полимер, но существенно ниже по сравнению с составом на основе ПАА. Предложенные поликатиониты характеризуются более низкой по сравнению с ПАА сорбционной способностью на породе пласта, что способствует более глубокому проникновению ПДС в пласт и следовательно повышает эффективность действия состава. Техническое осуществление предложенного решения выгодно отличается от прототипа малой трудоемкостью, поскольку не требует специального оборудования и энергетических затрат для растворения порошкообразного ПАА, а заключается только в разбавлении любой водой жидких водорастворимых товарных полимерных концентратов до требуемой концентрации. Для экспериментальной проверки преимуществ предложенного технического решения в сопоставимых условиях были проведены опыты по определению величины адсорбции полимеров на дезинтегрированной породе (пример 1, таблица 1), изучена динамика (скорость) осаждения полимерно-глинистых частиц из составов, отличающихся полимерным компонентом и температурой среды (пример 2, таблица 2), исследовано влияние температуры на фазовое состояние ПДС (пример 3, таблица 3), оценка эффективности ПДС по регулированию проницаемости в процессе фильтрации на моделях спаренных несообщающихся неоднородных водонасыщенных пластов (пример 4, таблица 4). Пример 1. Образец нефтеносного песчаника Арланского месторождения (пласт CП) без остаточной нефти подвергают дезинтегрированию так, чтобы размеры песчинок сохранились в естественном виде, не подвергаясь дополнительному измельчению. Дезинтегрированный песчаник для удаления солей многократно промывают дистиллированной водой и сушат. В колбу объемом 100 мл, содержащую 30 г 0,1 раствора полимера ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10 г дезинтегрированного песчаника, тщательно перемешивают и устанавливают на электростряхиватель для дальнейшего перемешивания. Процесс адсорбции полимера из раствора осуществляют в течение трех суток для достижения полного равновесия. После завершения процесса адсорбции песок отделяют от раствора с помощью центрифуги. Концентрацию полимера в растворе до и после адсорбции определяют по заранее построенному графику зависимости вязкости от концентрации (Воюцкий С. С. Курс коллоидной химии. М. "Химия". 1976, 512 с.). Расчет количества адсорбированного полимера производят по формуле: где А количество адсорбированного полимера, мг/г; C1 и C2 концентрация раствора полимера до и после адсорбции, мг/см3; V объем раствора полимера, см3; P навеска песка, г. Для 0,5 растворов полимеров ВПК-402, полиаминосульфона, ВПК-500 получено значение адсорбции соответственно 0,06, 0,16, 0,12 мг/г, тогда как для 0,05 раствора ПАА, т. е. в 10 раз меньшей концентрации, адсорбция составляет 0,41 мг/с. Результаты аналогичных опытов для других концентраций полимеров в заявляемых пределах приведены в таблице 1, из которой следует, что адсорбция политионитов ВПК-402, полиминосульфона и ВПК-500 на дезинтегрированном песчанике значительно ниже, чем адсорбция полиакриламида. Пример 2. Готовят 100 мл раствора, содержащего 0,1 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 0,1 бентонитовой глины, тщательно перемешивают, после чего стаканчик помещают на столик, установленный на аналитических весах, причем в стаканчик опускают пластинку площадью 1 см2, прикрепленную к коромыслу весов. По увеличению массы пластинки определяют скорость осаждения полимерно-глинистой суспензии. За 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0; 7,0; 8,0; 9,0 и 10,0 мин осадилась 0,25; 0,47; 0,086, 0,144; 0,161; 0,172; 0,177; 0,179; 0,180; 0,180 г соответственно. После завершения процесса осаждения пластинку освобождают от осадка промыванием в том же растворе, состав тщательно перемешивают до однородного состояния, переносят в герметично закрывающуюся колбу вместимостью 100 мл и подвергают термообработке в лабораторном автоклаве при температуре 100 - 105oC (избыточное давление водяных паров до 0,7 кгс/см2) в течение 4 часов. После охлаждения состава до комнатной температуры еще раз определяют скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц по описанной выше методике. Результаты опытов по осаждению различных полимерно-дисперсных составов до и после термообработки приведены в табл. 2. Из табл. 2 следует, что при одинаковой концентрации компонентов скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц, флокулированных ВПК-402, значительно больше скорости осаждения исходного глинистого раствора, но существенно меньше скорости осаждения частиц, флокулированных ПАА. Термообработка составов практически не влияет на динамику осаждения частиц в случае глинистой суспензии и состава, включающего в качестве флокулента ВПК-402. Осаждение частиц, флокулированных ПАА, под влиянием термообработки несколько ускоряется. Пример 3. Влияние температуры на фазовое состояние полимерно-дисперсных систем в составах изучено путем воздействия температуры в условиях лабораторного автоклава. Готовят 30 мл раствора, содержащего 1,0 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10,0 бентонитовой глины, тщательно перемешивают и наливают в медицинский флакончик емкостью 30 мл. После закрытия резиновой пробкой и герметичного закупоривания алюминиевым колпачком с помощью приспособления для обжима колпачков ПОК-1 помещают в лабораторный автоклав и выдерживают 6 часов при температуре 105oС (избыточное давление водяных паров 0,7 кгс/см2). После выдерживания содержимое флакончиков тщательно перемешивают в течение не менее 10 минут путем интенсивного встряхивания до однородного состояния и оставляют в покое до осаждения. По увеличению объема выпавшего за 24 часа осадка на дно флакончика и мутности раствора над осадком оценивают фазовое состояние системы. Параллельно проводят опыт без добавки полимера. В таблице 3 приведены данные по фазовому состоянию составов для различных концентраций глины и полимеров. Как видно из табл. 3, в результате термообработки и отстоя фазовое состояние составов отличается. Предлагаемый состав более технологичен, поскольку благодаря термостойкости состава водная фаза содержит глино-полимерный гель. Состав с ПАА характеризуется прозрачным водным слоем, и гелеобразное состояние характерно только для осадка. Пример 4. Насыпанную песчаную модель спаренных несообщающихся неоднородных пластов с проницаемостью 1,55 и 0,14 мкм2, длиной 1,18 м и диаметром 36 мм насыщают водой до стабилизации дебитов, соответствующих проницаемостям. После этого при комнатной температуре (20oС) закачивают попеременно три оторочки суспензии бентонита (0,05 поровых объема модели) и раствора полимера ВПК-402 (0,05 поровых объема) с концентрациями 0,1 и 0,05 соответственно. Затем продолжают закачку воды также до стабилизации дебитов и определяют безразмерный параметр распределения фильтрующейся воды по спаренной модели , где Qв, Qн количество жидкости, профильтрованное в единицу времени через высокопроницаемый и низкопроницаемый пласт соответственно. Параметр распределения после закачки состава (суммарный поровый объем 0,05 х 6 0,3) составляет 4,2 при исходной величине для воды равной 10,1. В результате обработки составом проницаемость высокопроницаемой модели снизилась в 10,1 4,2 2,4 раза. Результаты аналогичных опытов по испытанию различных составов приведены в табл. 4. Пример 5. Эксперимент по вытеснению нефти из насыпной модели спаренных несообщающихся неоднородных пластов (длина модели 1,0 м, диаметр 30 мм), проводится для условий Ромашкинского месторождения (30oС, минирализованная вода, изовискозная модель нефти). В качестве пористой среды используют промытый молотый кварцевый песок. Проницаемость высокопроницаемого пласта равна 3,36 мкм2, а низкопроницаемость 0,14 мкм2, соотношение проницаемостей равно 24,0. Пласты предварительно насыщают изовискозной моделью нефти Ромашкинского месторождения. Начальная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 74,0 и 69,8 соответственно. Первоначально нефть из обоих пластов вытесняют минерализованной водой до достижения 100 обводненности продукции. При этом остаточная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 15,0 и 60,8 соответственно, коэффициент вытеснения нефти соответственно по пластам 79,74 и 12,70 Далее осуществляют закачку 20 от общего порового объема полимерно-дисперсной системы, состоящей из 0,1 ВПК-402 и 1,0 глинопорошка Альметьевского завода. После закачки ПДС вытеснения нефти продолжают минерализованной водой снова до достижения 100 обводненности продукции. После применения ПДС и вытеснения водой остаточная нефтенасыщенность пластов снизилась до 14,8 и 32,3 а коэффициент вытеснения нефти повысился до 80,6 и 53,70 соответственно для высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов. Прирост коэффициента вытеснения нефти в результате применения ПДС составил 0,32 для высокопроницаемого пласта и 41,00 для низкопроницаемого пласта. Прирост коэффициента нефтеотдачи по спаренной модели равен 17,70 Результаты аналогичных опытов по вытеснению нефти при применении ПДС на основе различных концентраций полимеров ВПК-402 и глинистой суспензии приведены в табл. 5. Таким образом, в примерах 1, 2 и табл. 1, 2 показано, что преимущество предлагаемых составов по сравнению с известным заключается в снижении степени адсорбции полимеров в породе пласта и оптимизации динамики осаждения полимерно-дисперсных частиц. Это позволяет более селективно изолировать высокопроницаемые водонасыщенные зоны пласта (пример 4, табл. 4) и в конечном счете приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти из продуктивного пласта. При этом оптимальный средний размер дисперсных частиц, который зависит от проницаемости высокообводненных зон пласта, может быть регулирован путем изменения концентрации поликатионитов и глинопорошка в предлагаемых пределах. Кроме того, как видно из примера 3 и табл. 3, предлагаемый состав более устойчив к воздействию температуры с точки зрения фазового состояния системы. Источники информации: 1. Рахимкулов Р. Ш. Нефтяное хозяйство. 1982. N 1, с. 51 54. 2. Авторское свидетельство N 1710708, E 21 B 43/22, 1992. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4

Формула изобретения

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов, содержащий водорастворимый полимер, глину и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера он содержит полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид при следующем соотношении компонентов, мас. Полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01-1,0 Глина 0,01-10,0 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4, Рисунок 5, Рисунок 6

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Номер и год публикации бюллетеня: 21-2003

(73) Патентообладатель:ООО "ЮганскНИПИ-нефть" (RU)

Договор № 16424 зарегистрирован 04.04.2003

Извещение опубликовано: 27.07.2003        

PC4A - Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:ООО "Центр исследований и разработок ЮКОС"

(73) Патентообладатель:Ковентри Лимитед (WS)

Договор № РД0002515 зарегистрирован 04.10.2005

Извещение опубликовано: 20.12.2005        БИ: 35/2005

www.findpatent.ru

О современном состоянии нефтедобычи, коэффициенте извлечения нефти и методах увеличения нефтеотдачи - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Current oil production state, oil recovery factor and enchanced oil recovery methods

  1. В постперестроечный период, вплоть до 2000 г., коэффициент извлечения нефти (КИН) падал. Лишь в 2000 г. наметилась стабилизация, обозначился рост и ныне, по документам ЦКР, средний показатель КИН по России зафиксирован на уровне 38%. Однако некоторые известные нефтяники утверждают, что КИН в стране падает, и называют значительно меньшие цифры. Как обстоит ситуация с КИН в мире, в РФ, по регионам России и, если возможно, по отдельным месторождениям?

    В настоящее время около 40% мирового потребления топливно-энергетических ресурсов составляет нефть. Создание новых крупных мощностей, способных существенно изменить как структуру добычи, так и структуру потребления этих ресурсов, требует значительных инвестиций и времени. Поэтому можно уверенно прогнозировать на ближайшие 15 – 20 лет сохранение жизненно важных стабильных поставок нефти для развития мировой экономики. Стабилизация и рост экономики России во многом определяются эффективной и устойчивой работой нефтяной промышленности, которая наряду с газовой отраслью способна обеспечить потребности не только внутреннего, но и внешнего рынка.Однако за 60 лет промышленной разработки нефтяных месторождений их основные эксплуатационные объекты находятся в поздней стадии, которая характеризуется высокой выработанностью залежей нефти и значительным обводнением продукции скважин. Наметилась четкая негативная тенденция: истощение традиционных запасов нефти и снижение темпов роста ее добычи (рис. 1). Темпы роста добычи нефти в России снизились с 11% в 2003 г. до 2,2% в 2007 г. и продолжают снижаться: объем добычи нефти за восемь месяцев 2008 г. по отношению к соответствующему периоду 2007 г. уменьшился на 0,56%.Снижение темпов роста добычи происходит на фоне роста объемов бурения и роста капитальных затрат нефтяных компаний, что свидетельствует об ухудшении минерально-сырьевой базы. Одновременно произошло ухудшение качества запасов нефти в России (рис. 2).

    Рис. 2. Запасы нефти в РоссииА. Прирост запасов и добыча нефти, млн т.Б. Ухудшение качества запасов

    За период 1995 – 2007 гг. превышение добычи нефти над приростом запасов за счет ГРР составило около 1,3 млрд тонн. Ухудшается структура текущих промышленных запасов углеводородов в основных нефтегазодобывающих регионах. Прирост запасов углеводородов в основном достигается за счет доразведки и переоценки старых месторождений. Вновь подготавливаемые запасы сосредоточены, в основном, в средних и мелких месторождениях.В создавшихся условиях ввод новых запасов с целью стабилизации добычи нефти сопряжен с необходимостью значительных инвестиций в разведку, бурение и обустройство месторождений, причем эффективность капитальных вложений при этом резко падает, т. к. вводятся в разработку малопродуктивные и трудноизвлекаемые запасы. Более привлекательным и экономически оправданным является создание высокоэффективных технологий увеличения нефтеотдачи пластов на заводненных нефтяных месторождениях, содержащих значительные остаточные запасы на освоенных и обустроенных объектах. Это внесет существенный вклад в обеспечение рентабельного прироста извлекаемых запасов и дополнительной добычи нефти при минимальных капитальных вложениях.Большую сложность при разработке методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов представляют исследование и идентификация свойств остаточных после заводнения нефтей и характеристик техногенных изменений коллектора. Разнообразие, сложность и слабая изученность геолого-физических характеристик в межскважинных интервалах на объектах применения, а также невозможность точного моделирования совокупности внутрипластовых физических, химических и микробиологических процессов в лабораторных условиях требуют обязательного включения в комплекс промысловых испытаний. Разработка новых технологий увеличения нефтеотдачи тесно связана и с проблемой технологической эффективности при промысловой реализации метода, т. к. эти результаты являются базой для экономической оценки и определения целесообразности промышленного применения технологий.Для создания и эффективного применения технологий увеличения нефтеотдачи пластов необходимо комплексное решение указанных задач.Полнота процесса извлечения нефти определяется параметрами, характеризующими воздействие на пласт и пластовые флюиды в микро- и макромасштабе. В микромасштабе этот процесс принято количественно оценивать коэффициентом вытеснения Квыт. (определяемым обычно в лабораторных условиях), а в макромасштабе – коэффициентом охвата вытеснением Кохв. В общем случае микромасштабные результаты, т. е. Квыт., переносятся на масштабы объекта разработки для определения коэффициента извлечения нефти (КИН) в соответствии с формулой Крылова:    (1)

    или

        (2)

    где Qдоб. – объем добытой нефти; Квыт·Qгеол.зап. объемы извлекаемой (подвижной) нефти, зависящие от свойств вытесняющей жидкости; КИН/Квыт. – коэффициент извлечения нефти как доля начальных извлекаемых запасов (НИЗ), который численно равен коэффициенту охвата. Некоторые авторы для более детальной оценки КИН вводят в формулы (1), (2) дополнительные сомножители, такие как коэффициент сетки скважины, коэффициент заводнения и др. Другие авторы предлагают суммировать КИН при переходе от одной технологии воздействия на пласт к другой, что вряд ли корректно. Например, при прекращении заводнения и переходе к закачке другого реагента процесс продвижения воды по пласту продолжается некоторое время. Дискуссия по поводу расчета КИН носит скорее методический характер и показывает, что при переходе от технологии заводнения к какой-либо другой необходимо учитывать специфику механизмов соответствующего процесса вытеснения нефти.Наша позиция близка к точке зрения Н.Н. Лисовского, который считал, что коэффициент охвата является основным показателем проекта разработки. Но при этом надо понимать, что как проектный, так и текущий КИН зависит от точности подсчета геологических запасов, точности измерения дебита, забойных давлений, от изменения характеристик коллектора и свойств флюидов в процессе эксплуатации.

  2. Почему средний по Татарстану показатель КИН много выше среднероссийского и составляет 56%? Даже к 2020 г., согласно энергетической стратегии, в целом по России предполагается довести КИН до 42%, а Татарстан ставит для себя задачу – до 60%. Разрешима ли задача увеличения среднероссийского КИН до уровня Татарстана? Кстати, какой максимальный КИН теоретически возможен?

    Современное состояние нефтедобычи. Главным центром нефтяной промышленности России является Западная Сибирь, где, начиная с середины 1980-х гг., добывается 67 – 72% российской нефти. Основным нефтедобывающим регионом Западной Сибири является Ханты-Мансийский автономный округ (ХМАО), в котором добывается более 80% нефти региона. Ведется крупномасштабная добыча нефти и конденсата в Ямало-Ненецком автономном округе и Томской области (табл.).

    Табл. Добыча нефти в России и мире в 1970 – 2007 гг.

    В настоящее время с учетом аффилированных связей добычу нефти и конденсата в стране осуществляют восемь вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний – Газпром (включая активы компаний «Газпром нефть» и «Славнефть»), «Роснефть», ЛУКОЙЛ, ТНК-ВР (включая активы «Славнефти»), «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «РуссНефть» – и более 150 сравнительно небольших компаний, которые представлены организациями с российским, иностранным и смешанным капиталом, а также операторы соглашений о разделе продукции (СРП).Благодаря высокой цене на нефть на мировых рынках и завершению в основном процесса формирования новой институциональной среды рост добычи и переработки нефти в стране проходил значительно более быстрыми темпами, чем это предполагалось в самых оптимистичных вариантах утвержденной Правительством РФ «Энергетической стратегии России до 2020 года» (распоряжение 1234-р от 28.08.2003). На сегодняшний день начата добыча нефти из новых крупных месторождений, в т. ч. на Верхнечонском и Талаканском. Активно осваиваются месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной области, где годовая добыча превысила 25 млн тонн, запасы на шельфе острова Сахалин («Сахалин 1» и «Сахалин 2»).Бурное развитие нефтедобычи в последние годы обострило существующие негативные тенденции в нефтедобыче, состоящие в следующем:А. Истощение основных нефтяных месторождений Западной Сибири и месторождений Волго-Уральской области, а также на Северном КавказеВ последние годы дебиты нефтяных скважин имели устойчивую тенденцию к снижению по некоторым оценкам до 7,8 тонн в 2007 г. По прогнозу средний дебит эксплуатационных скважин будет снижаться и далее и может составить к 2030 г. всего лишь 5,39 т/сут.Осваиваемые месторождения на северо-западе европейской части и в Восточной Сибири имеют изначально более низкую продуктивность, чем для месторождений Западной Сибири: дебит новых скважин не превышает 25 – 30 т/сут.Истощение запасов обусловило замедление темпов роста добычи нефти в 2006 – 2007 гг. и проявление тенденций к снижению уровней добычи нефти в ряде крупных компаний. Крупнейшие нефтегазовые компании опубликовали достаточно низкие прогнозы роста добычи нефти, которые отражают исчерпание возможностей роста добычи на эксплуатируемых объектах. ТНК-ВР прогнозирует, что в 2008 г. ее добыча составит около 70 млн тонн (2007 г. – 69,5 млн тонн, рост 0,7%), «Газпром нефть» – 33,5 млн тонн (2007 г. – 32,6 млн тонн, рост 2,8%), «Татнефть» – 25,7 млн тонн (2007 г. – также 25,7 млн тонн, рост 0%). B. Нерациональное использование имеющихся запасов в результате их «разубоживания»Несовершенство налогового законодательства привело к выборочной обработке запасов из наиболее продуктивных зон

burneft.ru