image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 7-8 2017

Добыча нефти и газа

01.7-8.2017 10:00 Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти
В условиях «старения» нефтяных месторождений и неустойчивых цен на нефть особую актуальность приобретают методы увеличения нефтеотдачи. На сегодняшний день средний мировой коэффициент извлечения нефти (КИН) на фоне применения вторичных методов повышения нефтеотдачи пласта, в основном закачки воды, составляет около 35 % от начальных запасов. При этом некоторые добывающие компании считают необходимым применять методы увеличения нефтеотдачи с самого начала разработки месторождений. К числу технологий, позволяющих увеличить КИН, относится полимерное заводнение, значимыми преимуществами которого по сравнению с другими химическими методами являются очень низкий риск и широкий диапазон применения. Технология заключается в закачке в пласт воды с добавлением полимера в целях повышения коэффициента охвата пласта благодаря увеличению вязкости, а также отношения подвижности воды и нефти. В настоящее время метод полимерного заводнения применяется на месторождениях как с легкой, так и с тяжелой нефтью. Использующиеся при этом полимеры способны выдерживать высокие температуры и высокий уровень минерализации в течение длительного периода времени. Как правило, полимерное заводнение применяется при неблагоприятном отношении мобильностей при заводнении водой либо при определенной степени неоднородности пласта, когда закачка полимера может помочь снизить подвижность воды в высокопроницаемых зонах, поддерживая вытеснение нефти из зон низкопроницаемых. В статье рассматриваются основные особенности проектирования закачки полимера в нефтеносные пласты, сформулированы критерии подбора месторождений и пластов. Кроме того, в статье представлено руководство по выбору наиболее подходящего участка и оборудования для пилотной закачки полимера (расстояние между скважинами, целевая вязкость и пр.). Приведены как данные лабораторных исследований, проведенных в целях подбора наиболее эффективного полимера, так и практические результаты применения метода в целях максимального увеличения эффективности разработки месторождения и получения сведений, необходимых для дальнейшего расширения применения технологии на больших участках и в конечном счете для повышения нефтеотдачи пласта. Проанализирован опыт полимерного заводнения на различных месторождениях мира, рассмотрена возможность использования данной технологии на месторождениях России, Казахстана и других стран СНГ.
Ключевые слова: добыча нефти, полимерное заводнение, методы увеличения нефтеотдачи, снижение уровня обводненности, продление срока жизни месторождения.
Ссылка для цитирования: Тома А., Саюк Б., Абиров Ж., Мазбаев Е. Полимерное заводнение для увеличения нефтеотдачи на месторождениях легкой и тяжелой нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 7–8. С. 58–67.
Открыть PDF


ВЫБОР ЭТАПА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ (МУН)

В последние годы наблюдается тенденция к стремительному росту количества «стареющих» нефтяных месторождений и, соответственно, резкому снижению уровня добычи нефти на данных месторождениях, сопряженному со значительным повышением обводненности. Кроме того, можно отметить значительное уменьшение уровня восполнения запасов нефти за счет введения в разработку новых гигантских месторождений, что связано с различными трудностями проведения геологоразведочных мероприятий. Поэтому нефтедобывающие компании вынуждены обратить внимание на уже существующие и разрабатываемые месторождения. При этом фактическое процентное содержание углеводородов, оставшихся в пласте после применения так называемых вторичных методов повышения нефтеотдачи, составляет в среднем 65 %. Рациональный взгляд на эту статистику должен вызвать простой вопрос: почему же разработчики не рассматривают варианты увеличения конечного КИН с самого начала разработки месторождения? Очевидно, причин этому множество, включая технологии, применяющиеся для разработки месторождения, расположение скважин и расстояние между ними, а также сложности выбора наиболее подходящего метода для увеличения нефтеотдачи. Однако принятие адекватного решения в конечном счете поможет минимизировать недостатки при разработке нового месторождения и модернизации инфраструктуры, необходимой для внедрения какого-либо МУН.

Отчасти ответ на вопрос о применении МУН может содержаться в определении подходящей базовой линии, подтверждающей эффективность выбранной технологии. Многолетнее заводнение водой приводит к достижению так называемого плато добычи (пика, максимального производства нефти) и в то же время к достаточно высокому уровню обводнения в добывающих скважинах. Следовательно, применение специального химического состава для заводнения должно привести к изменениям, которые позволят добывающей компании принять обоснованное решение: продолжать или прекратить применение выбранной технологии. Если же применять МУН с самого начала разработки месторождения, все эти аспекты должны быть полностью переосмыслены. Например, закачка вязкого раствора полимера после длительного заводнения водой должна привести к снижению уровня обводненности и увеличению нефтесодержащей части – с ростом снижавшейся до этого кривой нефтедобычи, свидетельствующим об эффективности процесса, в том числе экономической (рис. 1). Если же полимер закачивается сразу после получения «первой нефти», определение успешности применения технологии меняется. Далее мы рассмотрим данный аспект при определении критериев успеха с целью помочь управлять успешным проектом закачки.

 

КОНЦЕПЦИЯ И ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Объем полимера, добавляемого к традиционному заводнению водой, может быть рассчитан в соответствии с уравнением отношения подвижности, которое определяется по формуле:

 

1_1.png,

 

где , µ и k – подвижность, вязкость и эффективные конечные проницаемости; w и o – обозначения воды и нефти, соответственно.

Нефть остается в пласте либо из-за того, что она удерживается капиллярными силами, либо потому, что не была
охвачена (обойдена). Закачка полимера в основном улучшает коэффициент охвата и помогает извлечь «незахваченную» нефть. Недавние исследования подтверждают гипотезу, что полимеры в определенных условиях могут также снижать остаточную нефтенасыщенность [32], но авторы не ставили перед собой задачу рассмотреть это явление подробно в данной статье.

Как правило, полимерное заводнение выполняется в двух случаях:

• если отношение подвижности воды и нефти в процессе заводнения водой неблагоприятное. При этом непрерывная закачка полимера может улучшить коэффициент охвата;

• если пласт, даже при благоприятном отношении подвижности воды и нефти, имеет некоторую степень неоднородности. В таком случае закачка полимера может помочь извлечь нефть из низкопроницаемых пропластков.

В первом случае имеется неэффективное вытеснение, способствующее раннему прорыву воды (языки обводнения) с последующим длительным периодом двухфазной добычи с увеличивающимся обводнением.

На второй случай часто не обращают внимания. Выходит, что даже при отношении подвижности ≤1 наличие высокопроницаемых каналов либо крупных наслоений, а также неоднородностей может сильно ухудшить площадной и вертикальный коэффициенты охвата во время закачки воды.

1_1_1.png

ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА

Что касается геологических и физико-химических условий для применения метода полимерного заводнения, можно отметить, что диапазон условий применения полимерного заводнения за последние годы значительно расширился. На сегодняшний день полимерное заводнение можно использовать даже на месторождениях, где ранее эту технологию МУН применить было невозможно. Ряд разработок в области нефтехимии позволил создать полимеры, более устойчивые к температурному воздействию, минерализации и коэффициенту сдвига. Кроме того, были разработаны специальные защитные добавки, повышающие устойчивость полимеров в жестких средах. К тому же новые разработки в области оборудования, спроектированного специально для полимерного заводнения с учетом особенностей процесса закачки, увеличивают общую эффективность закачки полимерных растворов и сводят к минимуму риски деградации до попадания в пласт. Таким образом, на сегодняшний день закачка полимера осуществляется при высокой температуре, минерализации и в пластах с тяжелой нефтью, что ранее было невозможно (табл. 1).

Выбор правильного полимера (и/или защитных добавок) является основным фактором для обеспечения успешности применения технологии полимерного заводнения в долгосрочной перспективе.

1_1_3.png  

ВЫБОР ПОЛИМЕРА И СКРИНИНГ

Первый шаг, предваряющий любое лабораторное исследование, – определение целевого уровня вязкости жидкости, которая должна быть закачана в пласт (некоторые рекомендации будут приведены далее). После этого осуществляется выбор наиболее подходящего полимера с учетом трех главных параметров:

• температуры пласта;

• минерализации закачиваемой воды;

• проницаемости пласта.

1_1_4.png 

Дополнительно можно провести сравнение нескольких типов полимеров для выбора варианта, оптимального с экономической и практической точек зрения, т. е. обеспечивающего наивысшую вязкость при заданной дозировке.

Температура, уровень минерализации и время пребывания раствора в пласте будут определять выбор мономера, составляющего основу полимера. Стандартные сополимеры акриламида и акрилата соды стабильны при температуре до 75 °C и даже выше, если нет двухвалентных катионов, таких как кальций и магний. Для противостояния температурам до 95 °С следует рассматривать сульфонированные мономеры (ATBS) (рис. 2).

К числу новых разработок относятся термочувствительные полимеры, вязкость которых может значительно возрастать с повышением температуры (рис. 3) [13]. Кроме того, проектирование структурных полимеров (формы звезды, разветвленные) является новым путем в направлении дальнейшего улучшения закачки.

1_1_5.png 

ДЕГРАДАЦИЯ ПОЛИМЕРА

Вязкость полимерного раствора является результатом взаимодействия между макромолекулами с некоторым гидродинамическим объемом в растворителе. Разрыв молекул полимера в целях уменьшения частиц приведет к потере вязкости, что ухудшит процесс заводнения и приведет к меньшему уровню нефтеотдачи. Возможны три типа деградации полимеров: химический, механический и термальный.

Химическая деградация сводится к образованию свободных радикалов, которые могут реагировать с результирующей полимера, что может привести к снижению молекулярного веса. Это обычно происходит, когда такие примеси, как кислород, сульфид водорода и/или железо, вовлечены в окислительно-восстановительные реакции. В этом плане главным является качество воды: минимизация количества примесей позволит избежать деградации полимера. Содержание кислорода не должно превышать 100.10–9.

Механическая деградация появляется при достижении некоторого скачка скорости или сингулярного давления. «Критическими точками» являются штуцеры, клапаны и определенные типы насосов, а также тип заканчивания скважины. Существуют инженерные руководства для снижения риска деградации через наземное оборудование.

Термическая деградация развивается вследствие воздействия пластовых условий, включая температуру. Для традиционных HPAM-полимеров (на основе частично гидролизованного полиакриламида) увеличение температуры приведет к гидролизному образованию групп с анионной функциональностью и более высокой плотностью заряда. Если раствор, в который добавляется полимер, содержит значительное количество двухвалентных катионов, таких как кальций и магний, падение вязкости наблюдается благодаря ионным «мостам», которые могут в конечном счете привести к осаждению полимера из раствора. В то же время добавление в раствор ATBS повышает стойкость полимера к кальцию при высокой температуре.

 

ИЗУЧЕНИЕ ПЛАСТА И ПИЛОТНЫЙ ПРОЕКТ

Изучение пласта

При решении вопроса о возможности применения полимерного заводнения для конкретного пласта необходимо:

• отметить пласты, имеющие слабый коэффициент охвата из-за высокой вязкости нефти и/или большой неоднородности;

• определить, являются ли подходящими все условия для выполнения полимерного заводнения.

Полимерное заводнение применяется как в терригенных, так и в карбонатных коллекторах. Рассмотрение закачки в карбонаты требует хорошей изученности пласта и основательных лабораторных исследований для подбора наиболее эффективной нефтехимии. В рамках данной статьи из числа пород-коллекторов будут рассмотрены только песчаники, однако основные скрининговые параметры относятся и к карбонатам.

Итак, проведение полимерного заводнения на конкретном месторождении целесообразно при наличии следующих факторов, ранжированных по уровню значимости:

• литология: песчаник (или карбонат);

• текущая нефтенасыщенность: должна быть выше остаточной нефтенасыщенности;

• отсутствие значительных трещин;

• температура пласта: ниже 140 °C;

• проницаемость: выше 10 мкм2.10–3;

• вязкость нефти в пласте <10 Па.с;

• газовая шапка: наличие нежелательно (газовая шапка хорошо забирает давление);

• водоносный горизонт: наличие подошвенной воды нежелательно (риск растворения, если вода не изолирована);

• изменение проницаемости/Dykstra – Parson: 0,1 < DP < 0,8;

• участок заводнения: ограниченный, небольшое расстояние между скважинами.

Если рассмотренные пласты отвечают этим критериям, есть высокая вероятность, что полимерное заводнение будет технически эффективно. Следующий вопрос: будет ли это эффективно с точки зрения экономики? Ответ на него в большой мере зависит от конкретного месторождения и должен рассматриваться в каждом конкретном случае.

1_1_6.png 

Выбор участка

Экспериментальная либо пилотная закачка позволяет испытать эффективность технологии полимерного заводнения на небольшом участке с наименьшими затратами перед внедрением на более обширные участки либо на все месторождение. Выбор наиболее подходящего участка для экспериментальной закачки основан на двух основных параметрах:

• определение участка, на который проецируется весь коллектор;

• минимизация времени отклика для получения необходимой информации для принятия решения о расширении проекта на все месторождение.

Время отклика зависит от многих факторов, включая расстояние, толщину пласта, скорость закачки, историю производства и т. д. Как правило, общие принципы следующие:

1) выберите изолированный участок, в котором можно выделить и изолировать добычу нефти от закачки полимера. Для вертикальных скважин – пятиточечник с центральной добычной скважиной, для горизонтальных скважин – 2 нагнетательные скважины с 1 добычной;

2) оптимизируйте интервал для получения максимальной эффективности. Для вертикальных скважин предпочтительным является расстояние 100–150 м. Для горизонтальных максимальная длина 1 км и расстояние 100 м являются подходящим вариантом. При меньшем расстоянии ранний прорыв может повлиять на эффективность;

3) проверьте связь между скважинами (трассерные исследования, испытания под давлением, история добычи и пр.);

4) если пласт многослойный, при возможности изолируйте зону для закачки;

5) выберите зону, удаленную от водонефтяного контакта. Если это невозможно, изучите возможность изоляции зоны;

6) проверьте состояние и чистоту скважины. Для обсаженных вертикальных скважин требуется минимум 12 перфорационных отверстий на 1 фут (30,48 см), чтобы свести к минимуму сдвиг. До начала закачки можно провести кислотную очистку скважины.

Подробный анализ участков можно продолжить после сокращения количества кандидатов в соответствии с перечисленными критериями.

1_1_7.png 

Количество полимера

Определение целевой вязкости (коэффициента сопротивления) обычно является предварительным условием для начала любого лабораторного исследования или экспериментального проектирования. Если пласт неоднороден, с перекрестным потоком между слоями, расчет по закону Дарси показывает, что идеальная вязкость должна быть равна:

µполимера = µводы x коэффициент отношения мобильности x контраст проницаемости.

Контраст проницаемости может быть просто определен как более высокий уровень проницаемости, деленный на более низкий уровень проницаемости для смежных слоев с поперечным потоком. В случае отсутствия перекрестного потока эту переменную можно удалить из уравнения, учитывая только коэффициент отношения мобильности. В работе [24] подробно описан случай нефтяного месторождения Дацин (Китай), на котором коэффициент отношения мобильности составляет 10, а контраст проницаемости – 4, что дает оптимальную вязкость полимера в 0,04 Па.с.

Большое значение имеет также объем закачиваемого полимера. Практика свидетельствует о том, что по меньшей мере 30 % (50 % для тяжелых нефтей) порового объема участка пласта должно быть заполнено полимерным раствором. Однако, с точки зрения коллектора и высокой эффективности, чем больше закачано полимерного раствора, тем лучше. В Дацине полимером заполнено уже 60 % порового объема коллектора, на месторождении Мангала (Индия) – 80 %, на месторождении Шэнли (Китай) –
50 %, на месторождении Саффилд (Канада) – 60 %. Прекращение закачки во многом зависит от экономических аспектов. Когда стоимость закачиваемого полимера превышает выгоды от добычи нефти, этот процесс следует прекратить. Фактически добывающая скважина может быть закрыта, когда обводненность возрастает до экономически нецелесообразных значений. Если уж закачано 30 % порового объема, но нефть добывается в достаточных количествах и это экономически целесообразно, следует продолжать закачку полимера.

1_1_8.png

С технической точки зрения:

• небольшая полимерная оторочка не будет эффективна для добычи капиллярно-защемленной нефти. При возвращении к водяной закачке вода будет не двигать равномерно полимерную оторочку в направлении к добычным скважинам, а скорее, размывать ее, формируя «языки» в высокопроницаемых зонах. В случае образования перетоков ситуация может быть даже хуже;

• большая полимерная оторочка может компенсировать удержание и поддерживать вязкость в течение времени, достаточного для распространения на весь пласт.

Протокол закачки

Перед началом закачки нагнетательные скважины следует очистить, чтобы обеспечить хорошую приемистость. Максимальная скорость закачки должна основываться на скорости закачки воды во время заводнения и корректироваться в зависимости от реакции коллектора. Вязкость полимера должна быть увеличена, и давление следует зафиксировать на этом этапе. Следует начать с половины целевой вязкости при половине объема закачки в течение нескольких дней (или пока давление не стабилизируется), затем увеличить вязкость до целевых значений, одновременно поддерживая половину объема закачки в течение 2–3 дней, и только после этого увеличить объем закачки полимера до необходимого уровня.

Проблемы, связанные с приемистостью, часто возникают из-за того, что вместо воды вводится вязкий раствор. В первую очередь требуется разъяснить проблему приемистости. В долгосрочной перспективе мобилизация нефтяного целика должна привести к росту давления, вследствие чего для сохранения целостности коллектора или колпака необходимо будет снизить скорость и объем закачки полимера. Однако в начале закачки и в краткосрочной перспективе приемистость часто бывает намного выше ожидаемой. Вероятная причина этого явления заключается в наличии микротрещин вблизи скважины, созданных во время бурения/заканчивания или в ходе закачки воды, в том числе закачки холодной воды в горячий пласт. Закачка полимерного раствора будет полезна для уже существующих путей потока и просто продлит микротрещины, в то же время уменьшая скорость сдвига в области вблизи скважины и, следовательно, сводя к минимуму возможное механическое разрушение (рис. 4) [25, 30].

Различные методы мониторинга могут быть применены до и во время закачки полимерного раствора (рис. 5). Для оценки целостности коллектора, максимальных скоростей и давлений до и
в начале введения полимера можно рассмотреть тесты ступенчатой скорости.

В ходе реализации пилотного проекта имеет смысл фиксировать ряд параметров, динамика которых может свидетельствовать об эффективности или неэффективности внедрения технологии. К числу таких параметров относятся, в частности:

• уровень пиковой добычи нефти и время отклика;

• пиковые величины дебита нефти и содержания нефти после пикового отклика;

• показатель средней устойчивой добычи нефти и содержание нефти к текущему времени закачки;

• средние объемы закачки при начальном времени;

• устойчивые объемы закачки;

• время до прорыва воды;

• общий объем добытой нефти за время реализации пилотного проекта.

В зависимости от месторождения и истории его разработки также можно сравнивать показатели нескольких участков. В целом определение успешности внедрения технологии включает множество параметров, в числе которых работоспособность оборудования, логистика, контроль качества, изученность пласта коллектора, скорость закачки и добычи и в конце концов уровень добычи нефти.

 

Оборудование для закачки

Дизайн установок для подготовки и закачки полимера зависит от типа продукта. Если полимер поставляется в виде порошка, то перед закачкой необходимо растворить полимер в закачиваемой воде. На суше широко применяются передвижные комплексы: системы растворения полимера, системы гидратации и насосы размещаются внутри 20- или 40-футовых контейнеров, адаптированных к условиям месторождения (погода, инфраструктура).

Схема установки для растворения порошка представлена на рис. 6. Полимер в виде порошка хранится в бункере и подается с помощью дозирующего винта в заполненную азотом установку измельчения (PSU), где осуществляются разрезание каждой гранулы полимера, ступенчатое смачивание и смешивание. Затем раствор поступает в бак дозревания, где он достигает полной гидратации и растворения. Наконец, маточный раствор закачивают и разбавляют до целевой концентрации.

 

Подготовка воды

Говоря об обработке воды, необходимо учитывать два аспекта, первым из которых является качество воды при закачке. Для минимизации проблем с приемистостью и деградацией полимера [11, 24] при подготовке воды необходимо руководствоваться следующими принципами:

• содержание нефти в воде ниже 100.10–6;

• содержание твердых частиц менее 50.10–6 и размером менее 5 мкм;

• содержание кислорода менее 100.10–9.

Еще одним значимым аспектом является возможное воздействие полимера на устройства для разделения и обработки [3], что зависит от множества факторов, в числе которых:

• закачанный поровый объем и стратегия закачки. Если закачано менее
1 порового объема пласта, маловероятно, что в добывающих скважинах будет достигнута необходимая концентрация полимера;

• время нахождения в пласте;

• вязкость закачиваемого раствора;

• деструкция полимера при прохождении через пласт (если есть) и/или через производственные объекты (насосы и подъемные системы в добывающих скважинах);

• разбавление через добычные линии, если существует совместная добыча.

Можно провести деструкцию полимера для минимизации потенциального влияния на добычное оборудование либо для изучения альтернативного способа обработки воды.

 

ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ ПОЛИМЕРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

В 2016 г. в мире было проведено более 50 закачек полимеров на нефтяных месторождениях, без учета проектов, находящихся на стадии проектирования или готовых к запуску. Каждый коллектор имеет собственные ограничения, и стратегия закачки должна быть соответствующим образом адаптирована.

Большой опыт в области применения полимерного заводнения для повышения уровня добычи из коллекторов с тяжелыми нефтями накоплен в Канаде. Некоторые примеры месторождений с их характеристиками представлены в табл. 2, еще больше примеров приводится в [6].

Для упомянутых выше месторождений уровень дополнительной добычи нефти колеблется от 10 до 18 % при операционных расходах от 2 до 5 долл. США за баррель закачанного раствора (только для полимера). Новые стратегии применения технологии полимерного заводнения заключаются в начале закачки полимера сразу по завершении этапа первичной добычи в целях максимизации КИН и минимизации образования каналов в резервуаре.

Для более легких нефтей наиболее ярким примером, пожалуй, является опыт полимерного заводнения на месторождении Дацин [33], на котором дополнительная добыча нефти превысила 12 % благодаря более чем
2400 нагнетательным скважинам для закачки полимера с закачиваемой вязкостью раствора в 0,04 Па.с, для вытеснения нефти вязкостью 0,011 Па.с. Этот проект продемонстрировал большие экономические преимущества закачки полимерного раствора вместо воды в долгосрочной перспективе: операционные расходы на полимерное заводнение составили на 2,83 долл. США за баррель – меньше, чем при заводнении обычной подготовленной водой [35].

Множество закачек полимеров производится на месторождениях Европы, Северной Америки, Ближнего Востока и Южной Америки, в таких странах, как Аргентина, Суринам, Колумбия, Бразилия и Венесуэла. В [12] описывается пример месторождения Grimbeek в Аргентине с вязкостью нефти 0,12 Па.с в очень неоднородном флювиальном песчанике. После 12 мес закачки полимера увеличение добычи нефти составило
11 % от начальных балансовых запасов в сравнении со стандартным заводнением водой на участке в 15 акров и более 6 % от начальных балансовых запасов – на удаленных добывающих скважинах (75 акров, 9 скв.). Уровень обводненности снизился с 93 до
69,5 %, было сэкономлено 34 588 м3 воды, что значительно повлияло на экономическое показатели проекта.

В Омане значительные результаты были достигнуты на месторождении Мармул (рис. 7) [2, 4, 20, 26].

Интересный пример реализации технологии полимерного заводнения – месторождение Сара Мария (Суринам). Коллектором является неоднородный песчаник, вязкость нефти – около
0,5 Па.с. В [16] представлены результаты первых исследований после закачки полимера, показавших, как определять и использовать наличие трещин для улучшения приемистости и закачки достаточно вязких растворов полимера (до 0,16 Па.с) для повышения уровня добычи тяжелой нефти. Образование и распространение трещин может отслеживаться по давлению, по трассерным исследованиям между скважинами, изменению обводненности, минерализации и по прорыву полимера. Целью является увеличение закачки воды и увеличение дебитов добычи нефти без риска нанесения необратимого ущерба пласту.

 

ВЫВОДЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ

Стремительное падение уровня добычи нефти на многих месторождениях требует применения компенсирующих технологий. Закачка вязкой воды (либо полимерное заводнение) является экономически эффективной технологией, принцип которой достаточно прост: повышение вязкости закачиваемого флюида для повышения эффективности охвата пласта, замедления прорыва воды и максимального повышения уровня добычи нефти для данного порового закаченного объема. Множественные примеры реализации технологии на месторождениях по всему миру позволили свести к минимуму риски внедрения данной технологии и найти лучшие методы, которые должны способствовать внедрению технологии на месторождениях и минимизировать падение добычи нефти.

Для ускорения коммерческого развертывания проекта необходимо найти баланс между лабораторными исследованиями и результатами пилотного проекта путем выбора наиболее подходящего полимера и параметров закачки и прогнозирования некоторых результатов внедрения технологии на месторождении. Этот подход успешно реализован в России и в Казахстане на достаточно сложных месторождениях, на которых технология полимерного заводнения уже позволила повысить уровень добычи нефти и открыть новые перспективы для увеличения КИН.


Таблица 1. Текущий диапазон применения полимерного заводнения

Table 1. Current range of use of polymer flooding

Параметр 

Сharacteristic

Текущий диапазон применения 

Current range of use

Вязкость нефти, Па.с 

Oil Viscosity, cPs

<10,0

Температура, °C 

Temperature, °C

<140

Проницаемость, мкм2*10–3 

Permeability, µm2*10–3

>10

Минерализация, г/л TDS 

Mineralization, g/l TDS

<270


Таблица 2. Примеры характеристик месторождений Канады с тяжелыми нефтями с успешным опытом внедрения технологии полимерного заводнения

Table 2. Examples of the characteristics of Canadian fields with heavy oil with a successful introduction of the polymer flooding technologies

Проект 

Project

Pelican 

Lake

Mooney

Seal

Компания 

Company

CNRL & Cenovus

Black Pearl

Murphy

Средняя глубина, м 

Average depth, m

300–450

900–950

610

Средняя толщина, м 

Average thickness, m

1–9

2,5

8,5

Проницаемость, мкм2*10–3 

Permeability, µm2*10–3

300–5000

100–10 000 и более

300–5800

Температура пласта, °C 

Reservoir temperature, °C

12–17

29

20

Плотность API, ° 

Density API, °

12–14

12–19

10–12

Вязкость поверхности, Па.с 

Surface viscosity, cPs

0,8–80,0

0,3

5,0–12,0

Вязкость в пласте, Па.с 

Reservoir viscosity, cPs

0,8–80,0

1,0–3,0

3,0–7,0

 



← Назад к списку


im - научные статьи.