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 3 5 % 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 приме- нения. 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

в р е м я м е т о д полимерного

заводнения применяется на

месторождениях

как с

легкой, так и

с тяжелой нефтью.

Исполь- зующиеся 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 д л я 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

максималь-

ного

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.

Вода, объем закачанного порового пространства Water pore volumes injected

Заводнение водой Water flood

Экономический лимит Economic limit

Полимерное заводнение Polymer flood

.

ВЫБОР ЭТАПА РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЯ ДЛЯ ПРИМЕНЕНИЯ

МЕТОДОВ УВЕЛИЧЕНИЯ

НЕФТЕОТДАЧИ (МУН)

В последние годы наблюдается тенден-

ция к стремительному росту количества

« с т а р е ю щ и х »

н е ф т я н ы х

месторождений

и

, соответственно,

резкому

снижению

уровня

добычи

нефти на данных место-

рождениях,

сопряженному с о

з н а ч и т е л ь -

ным

повышением обводненности. Кро- ме

того,

можно

отметить

значительное

уменьшение

уровня

восполнения

запа-

сов

нефти

за счет

введения в

р а з р а б о т к у

новых

г и г а н т с к и х

месторожд ений,

ч т о

связано

с

различными трудностями про- ведения

геологоразведочных

мероприя-

тий.

Поэтому нефтедобывающие компа-

нии

вынуждены

обратить

внимание

на

уже существующие и разрабатываемые

месторождения.

При

этом

фактическое

процентное

содержание

углеводородов,

оставшихся в пласте

после примене-

ния так называемых

вторичных

м е т о д о в

повышения

нефтеотдачи, составляет в среднем

65 %. Рациональный взгляд на эту

статистику должен вызвать про- стой

вопрос:

почему

же

разработчики

не

рассматривают

варианты

увеличения

конечного

КИН

с

самого

начала

р аз р а -

б от к и

месторождения?

Очевидно, при- чин этому множество,

в к л ю ч а я

т е х н о -

логии,

п р и м е н я ю щ и е с я д

л

я разработки

месторождения, расположение скважин

и расстояние между ними, а также

с л о ж - н о с т и в ы б о р а наиболее

подходящего

метода

для

увеличения

нефтеотдачи.

Однако

принятие

адекватного

р е ш е н и я

в

конечном

счете

поможет

минимизиро-

вать

недостатки

при

разработке

нового

месторождения и модернизации инфра-

структуры, необходимой для внедрения

какого-либо МУН.

Отчасти

ответ

на

вопрос

о

п р и м е н е - нии

МУН

может

содержаться

в

о п р е -

делении

п о д х о д я щ е й

б а з о в о й линии,

подтверждающей эффективность вы-

бранной технологии. Многолетнее за-

воднение водой приводит к достижению

так

называемого

плато

добычи

(пик а,

максимального производства

нефти)

и в то же время к достаточно

высоко-

му

уровню

обводнения

в

д о

б ы в

а

ю щ и

х

скважинах.

Следовательно,

применение

специального

химического

состава

для

заводнения должно привести к

и з м е -

нениям,

которые

позволят

добываю- щей

компании

принять

обоснованное

решение:

продолжать

и л и

п р е к р а т и т ь применение

выбранной технологии. Если

же

применять

МУН

с

самого

нача-

ла

разработки

месторождения,

все

эти

аспекты

должны

быть

полностью

пере-

осмыслены.

Например,

закачка

в я з к о г о

раствора

полимера

после

д л и т ел ь н о г о

заводнения

водой

должна привести к

снижению уровня

обводненности

и

уве-

личению

нефтесодержащей части – с

ростом

снижавшейся

до

этого

кривой

нефтедобычи,

свидетельствующим

об эффективности

процесса, в том

числе

экономической (рис. 1). Если

же по-

лимер

закачивается

сразу

после

п о л у -

ч е н и я «первой

нефти»,

о п р е д е л е н и е

у с п е ш н о с т и

применения технологии меняется.

Д а л е е мы

рассмотрим

дан-

ный

аспект при определении критери-

ев

успеха с целью помочь управлять

успешным проектом закачки.

КОНЦЕПЦИЯ И ОСНОВЫ

ТЕХНОЛОГИИ ПОЛИМЕРНОГО

ЗАВОДНЕНИЯ

Объем

полимера,

добавляемого

к

тра- диционному заводнению водой,

может быть рассчитан в соответствии

с

урав-

нением

отношения

подвижности,

к

о

т

о

-

рое

определяется по формуле:

,

где

,

µ

и

k

–

подвижность,

вязкость и

эффективные конечные

п р о н и ц а е м о -

сти;

w

и

o

–

обозначения

воды

и

нефти,

соответственно.

Нефть остается в пласте либо из-

з

а

того,

что

она

удерживается

капилляр- ными силами, либо потому,

что

не

была

охвачена

(обойдена).

Закачка

полиме-

ра

в

основном

улучшает

коэффициент

охвата

и

помогает

извлечь

«незахвачен-

ную»

нефть.

Недавние

исследования

подтверждают

гипотезу,

что

полимеры в определенных условиях

могут

т а к ж е снижать

остаточную

нефтенасыщен- ность [32], но авторы

не

ставили

перед

собой

задачу

рассмотреть это явление

подробно в

данной статье.

Рис. 1. Сравнение результатов полимерного и водного

заводнения

Таблица 1. Текущий диапазон применения полимерного

заводнения

Параметр

Сharacteri

stic

Текущий диапазон

применения

Current range

of use

Вязкость нефти, Па

.

с

Oil Viscosity, cPs

<10,0

Температура, °C

Temperature, °C

<140

Проницаемость, мкм

2

.

10

–3

Permeability, µm

2

.

10

–3

>10

Минерализация, г/л

TDS

Mineralization,

<270

Добыча нефти (подвижная нефть)

Oil recovery (mobile oil)

Минерализация Mineralization

Температура, °C Temperature, °C

10 г/л NaCl

10 g/l NaCl

Cинтез. морская вода Synth. sea water

Температура, °C Temperature, °C

разработаны

специальные

защитны е

д о б а в к и ,

п о в ы ш а ю щ и е устойчивость

полимеров в жестких средах. К тому же новые

разработки

в

области

оборудо-

вания,

спроектированного

с п е ц и а л ь н о

для

полимерного

заводнения

с

у ч е - том

особенностей

процесса

закачки,

увеличивают общую

эффективность

закачки

полимерных

растворов

и

с в о - дят

к

минимуму риски деградации до

попадания в

пласт. Таким образом, на

сегодняшний день

закачка

полимера осуществляется

при

высокой темпе- ратуре, минерализации и в

пластах с тяжелой нефтью, что ранее было

не-

возможно (табл. 1).

Выбор

правильного

полимера

(и/или

защитных

добавок)

является

основным

фактором для обеспечения успешности

применения технологии полимерного

заводнения

в

долгосрочной

перспек-

тиве.

ВЫБОР ПОЛИМЕРА И СКРИНИНГ

Первый шаг, предваряющий

любое

лабораторное

исследование, – опре-

деление

целевого

уровня

вязкости жидкости, которая должна

быть зака-

чана в пласт (некоторые

р е к о м е н д а ц и и б у д у т приведены

далее). По с л е этого

осуществляется

выбор

наиболее

подхо-

дящего

полимера

с

учетом

трех

главных

параметров:

• температуры пласта;

Как правило, полимерное заводнение

выполняется в двух случаях:

•

если отношение подвижности воды

и

нефти

в

процессе

заводнения

водой

неблагоприятное.

При

этом

непрерыв-

ная

закачка

полимера

может

у л у ч ш и т ь

коэффициент

охвата;

•

если

пласт,

даже

при

б л а г о п р и я т н о м

о т н о ш е н и и

подвижности

воды

и

нефти,

имеет

некоторую степень неоднородно-

сти. В

т а к о м с л у ч а е закачка

полимера

может

помочь

извлечь

нефть

из

низко-

проницаемых пропластков.

В

первом

случае

имеется

неэффектив-

ное

вытеснение,

способствующее ран- нему прорыву

воды

(языки

о б в о д н е н и я ) с

последующим длительным периодом

двухфазной добычи с увеличивающим-

ся обводнением.

На

второй

случай

часто

не

обращают

внимания.

Выходит,

что

даже при отно- шении подвижности

≤1 наличие высо-

копроницаемых

каналов

либо

к р у п н ы х

н а с л о е н и й ,

а также

неоднородностей

может

сильно

у х у д ш и т ь площадной

и

вертикальный коэффициенты охвата

во время закачки воды.

ХАРАКТЕРИСТИКИ ПЛАСТА

Что

касается

геологических

и

физи-

ко-химических

условий

для

примене-

ния

метода

полимерного

заводнения,

можно

отметить,

что

диапазон

условий

применения

п о л и м е р н о г о

з а в о д н е н и я

з а

последние годы значительно расши-

рился.

На

сегодняшний

день

полимер-

ное

заводнение

можно

и с п о л ь з о в а т ь даже

на

месторождениях,

где

р а н е е

эту

технологию

МУН

применить

было

невозможно.

Ряд

разработок

в

области

нефтехимии

позволил

создать

п оли м е -

р ы,

более

устойчивые

к

температурно-

му

воздействию,

минерализации

и

ко-

эффициенту

сдвига.

Кроме

того,

были

• минерализации закачиваемой воды;

• проницаемости пласта.

Дополнительно можно провести срав-

нение нескольких типов полимеров

д

л

я в ы б о р а

в а р и а н т а ,

оптимально-

го с экономической и

практической

точек

зрения,

т.

е.

о б е с п е ч и в а ю щ е г о наивысшую

вязкость при заданной

дозировке.

Температура,

уровень

минерализации

и время пребывания

раствора

в

п л а -

с

т

е будут

определ ят ь выбор

м о н о м е - ра,

составляющего основу

полимера.

Стандартные сополимеры

акриламида

и

акрилата

соды

стабильны

при

т е м - пературе

до

75

°C

и

даже

выше,

е с л и

нет

двухвалентных

катионов, таких как кальций и магний.

Для противостояния

температурам до

9

5 °

С с л е д у е т рассма-

тривать

сульфонированные

мономеры

(ATBS)

(рис. 2).

Рис. 2.

Диапазон

применения

сегодняшних

химий [8]

Вязкость, Сп Viscosity, cPs

Мягкая

Soft

Рис. 3. Пример профиля вязкости термочувствительного полимера в синтезированной морской

воде и растворе, содержащем 10 г/л NaCl

минимизация

количества

примесей

п о -

зволит

избежать

деградации

полимера.

Содержание кислорода не

должно пре-

вышать 100

.

10

–9

.

Механическая

деградация появляет-

ся

при

достижении

некоторого

с к ач к а

скорости

или

сингулярного

давления.

«Критическими точками» являются шту-

церы, клапаны и определенные типы

насосов, а также тип

заканчивания

скважины.

Существуют инженерные

руководства для снижения риска

дегра- дации через наземное

оборудование. Термическая

деградация развивается вследствие

воздействия

пластовых условий,

включая

температуру. Для

традиционных HPAM-полимеров (на ос-

нове частично гидролизованного

поли- акриламида) увеличение

температуры приведет к

гидролизному образованию групп с

анионной функциональностью

и

более высокой плотностью заряда.

Если раствор, в который добавляется

полимер, содержит значительное коли-

чество двухвалентных катионов,

таких

как кальций и магний,

падение вязко-

сти наблюдается

благодаря ионным

«мостам»,

которые

могут

в

к о н е ч н о м

счете

привести

к

осаждению полимера из раствора. В

то же время добавление в раствор

ATBS повышает стойкость по- лимера

к

кальцию

при

высокой

темпе-

ратуре.

ИЗУЧЕНИЕ ПЛАСТА И ПИЛОТНЫЙ

ПРОЕКТ

Изучение пласта

При

решении

вопроса

о

в о з м о ж н о с т и

применения

п о л и м е р н о г о

з а в о д н е н и я для

конкретного пласта необходимо:

К

числу

новых

разработок

от но с ят -

ся

термочувствительные

полимеры, вязкость которых может

значительно

возрастать с повышением

температуры

(рис. 3) [13]. Кроме того,

п р о е к т и р о в а -

н

и

е структурных

п о л и м е р о в (

ф о р м ы звезды,

разветвленные) является но-

вым

путем

в

направлении

дальнейшего

улучшения закачки.

ДЕГРАДАЦИЯ ПОЛИМЕРА

Вязкость

полимерного

раствора

я

в

-

л я е т

с

я результатом

в з а и м о д е й с т в и я

м е ж д у

макромолекулами

с

некоторым

гидродинамическим

объемом

в

р а с -

творителе.

Разрыв

молекул

полимера

В

ц

е

л

я

х

у

м

е

н

ьше

ни

я

час

т

и

ц

п

р

и

в

е

д

е

т

к

п

о

т

е

р

е

в

я

з

к

о

с

т

и

,

ч

т

о

у

х

у

д

ш

и

т

п

р

о

ц

е

сс

з

а

во

д

н

е

ни

я

и

п

р

и

в

е

д

е

т

к

м

е

н

ьше

м

у у

р

о

в

н

ю

н

е

ф

т

е

о

т

д

а

ч

и

.

В

о

зм

о

ж

н

ы

т

р

и

т

и

па

д

е

г

р

а

д

ац

ии

п

о

л

и

м

е

р

о

в

:

х

и

м

и

ч

е

-

с

к

ий

,

ме

х

ан

и

ч

е

с

к

ий

и

т

е

р

ма

л

ьн

ы

й

.

Химическая

деградация

сводится

к

образованию

свободных радикалов, которые

могут

реагировать

с

результи-

рующей

полимера,

что

может

привести

к

снижению

молекулярного веса. Это

обычно происходит,

когда такие приме- си, как кислород, сульфид

водорода

и/

или

железо,

вовлечены

в

о к и с л и т е л ь -

но-восстановительные

р е а к ц и и .

В

эт о м

п л а н е главным

является качество воды:

•

отметить

пласты,

имеющие

слабый

коэффициент

охвата

из-

за

в ы с о к о й вязкости

нефти

и/или

большой

неод-

нородности;

•

определить,

являются

ли

подходящи-

ми все условия

для

выполнения

поли-

мерного заводнения.

Полимерное заводнение применяется

как

в

терригенных,

так

и

в

к а р б о н а т н ы х

к о л л е к т о р а х .

Рассмотрение

закачки

в карбонаты

т р е б у е т х о р о ш е й и з у ч е н - ности

п л а с т а и

основательных лабо-

раторных исследований для подбора

наиболее эффективной нефтехимии.

В рамках данной статьи из числа

п

о

-

р о д - к о л л е к т о р о в будут

рассмотрены

только песчаники, однако основные

скрининговые параметры относятся и

к карбонатам.

Итак, проведение полимерного заводне-

ния

на

конкретном

месторождении

це-

лесообразно

при

на ли чи и

с

л

е

д

у

ю щ и

х факторов,

р а н ж и р о в а н н ы х

п о

у р о в н ю

значимости:

•

литология: песчаник (или карбонат);

•

текущая нефтенасыщенность: должна

быть выше остаточной нефтенасыщен-

ности;

•

отсутствие значительных трещин;

•

температура пласта: ниже 140 °C;

•

проницаемость: выше 10 мкм

2

.

10

–

3

;

• вязкость нефти в пласте <10

Па

.

с;

•

газовая шапка: наличие нежелательно

(газовая шапка хорошо забирает дав-

ление);

•

водоносный

горизонт:

наличие

подо-

швенной

воды

нежелательно

(риск

рас-

творения,

если

вода

не

изолирована);

•

из

м

е

н

е

ни

е

п

р

о

ни

ц

ае

мо

с

т

и

/

D

y

k

s

t

r

a

–

Parson: 0,1 < DP < 0,8;

•

участок заводнения: ограниченный,

небольшое

расстояние

между

скважи-

нами.

Если

рассмотренные

пласты

от веча ют

этим

критериям,

есть

высокая

в е р о -

я т н о с т ь , что

полимерное

з а в о д н е н и е

будет

технически

эффективно. Следую-

щий

вопрос: будет ли это эффективно с

точки

зрения

экономики?

Ответ

на

него

в

большой

мере

зависит

от

к о н к р е т н о г о м е с т о р о ж д е н и я и

должен рассматри-

ваться в каждом

конкретном случае.

Выбор участка

Экспериментальная либо пилотная

закачка

позволяет испытать эффек-

тивность технологии полимерного за-

воднения

на

небольшом

участке

с

н а и -

меньшими

затратами

перед

в н ед рен ием

на

более

обширные

участки либо на все месторождение.

Выбор

наиболее

п о д -

ходящего

у ч а с т к а д л я эксперименталь-

ной

закачки

основан

на

двух

основных

параметрах:

•

определение участка, на который про-

ецируется весь коллектор;

•

минимизация времени отклика для

получения необходимой информации

для принятия решения о

расширении

проекта на все

месторождение.

Время отклика

зависит от многих фак- торов,

включая расстояние, толщину

пласта,

скорость

закачки,

историю

про-

изводства

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 –

п я т и т о ч е ч н и к

с ц е н т р а л ь н о й добычной

скважиной, для горизонтальных скважин – 2

нагне-

тательные скважины с 1 добычной;

2)

оптимизируйте

интервал

для

получе-

ния

м а к с и м а л ь н о й

э ф ф е к т и в н о с т и .

Д л я

вертикальных

скважин

предпочтитель-

ным

я в л я е т с я р а с с т о я н и е

1 0 0 – 1 5 0

м .

Для

горизонтальных максимальная дли-

на 1 км и

расстояние

100

м

являются

подходящим

вариантом. При меньшем

расстоянии ранний

прорыв

может

п

о

-

в л и я т ь

н а

эффективность;

3)

проверьте

связь

между

скважинами

(трассерные

исследования,

испытания

под

давлением, история добычи и пр.);

4)

е с л и пласт

многослойный,

при

воз-

можности изолируйте зону для закачки;

5)

выберите зону, удаленную от водоне- фтяного

контакта.

Если

это

н е во з м о ж н о ,

изучите

возможность изоляции зоны;

6)

проверьте состояние и чистоту сква- жины.

Д л я обсаженных

вертикальных

скважин

требуется

минимум

12

п е р ф о -

рационных

отверстий на 1 фут (30,48 см),

чтобы свести к

минимуму сдвиг. До начала закачки можно

провести

к и с -

лотную очистку скважины.

Подробный анализ участков можно про-

должить

после

сокращения

количества

кандидатов

в

с оответствии

с

п е р е ч и с -

ленными

критериями.

Количество полимера

Определение

целевой

вязкости

(коэф-

фициента

сопротивления)

обычно

яв-

ляется

предварительным

условием д л я начала любого

л а б о р а т о р н о г о

и с с л е д о -

в а н и я

и л и

экспериментального

проек-

тирования.

Если

пласт неоднороден, с перекрестным потоком

между

слоями,

расчет

по

закону

Дарси

показывает, что

идеальная вязкость должна быть

равна:

µ

полимера

=

µ

воды

x

коэффициент

отноше-

ния мобильности x контраст

проница-

емости.

Контраст проницаемости может быть

просто определен как более высокий

уровень проницаемости, деленный на

более низкий уровень проницаемости

для

смежных

слоев

с

поперечным

п о т о -

ком.

В

с л у ч а е

о т с у т с т в и я

перекрестного

потока

эту

переменную можно удалить

из

уравнения,

учиты вая

т ол ь к о

к о э ф ф и -

ц и е н т

отношения

мобильности.

В

работе

[24]

подробно

описан

случай

н е фт я -

н о г о

месторождения

Дацин

( К и т а й ) ,

н

а котором

к о э ф ф и ц и е н т отношения

мобильности составляет 10,

а контраст проницаемости –

4, что дает оптималь-

ную

вязкость

полимера

в

0,04

Па

.

с.

Большое

значение

имеет

также

объем

закачиваемого

полимера.

Практика

свидетельствует

о

том,

что по мень- шей мере 30

% (50 % для тяжелых не-

фтей)

порового

объема

участка пласта должно быть

заполнено

полимерным

р а с т в о р о м . О д н а к о , с

точки зрения коллектора и

высокой эффективно- сти,

чем

больше

закачано

полимер- ного

раствора,

тем

лучше.

В

Дацине

полимером

заполнено

уже

60

%

п о -

рового

объема

коллектора,

на

место-

рождении Мангала (Индия) – 80

% , на

месторождении

Шэнли

(Китай) –

50 %, на месторождении

Саффилд

( К а -

нада)

–

60

%.

Прекращение

закачки

во

многом

зависит от экономических аспектов.

Когда

стоимость

закачива-

емого

полимера

превышает

выгоды

от

добычи

нефти,

этот

процесс

с л е д у е т

прекратить.

Фактически

добывающая

скважина может быть

закрыта,

когда

обводненность

возрастает

до

э к о н о -

мически

нецелесообразных

значений.

Если

уж

закачано

30

%

порового

объ-

ема,

но

нефть

добывается

в

достаточ-

ных

количествах

и

это

э к о н о м и ч е с к и

целесообразно,

с л е д у е т п р о д о л ж а т ь

закачку

полимера.

С технической точки зрения:

•

небольшая полимерная оторочка не

будет эффективна для добычи капил-

лярно-защемленной нефти. При возвра-

щении к водяной закачке вода будет

не двигать равномерно полимерную

ото- рочку в направлении к добычным

сква-

жинам, а скорее, размывать

ее,

ф о р -

м и р у я

« я з ы к и »

в

высокопроницаемых зонах. В случае

образования

п е р ет о к о в

ситуация

может быть даже хуже;

•

большая полимерная оторочка может

компенсировать удержание и поддер-

живать

вязкость

в

течение

в р е м е н и ,

д о с т а т о ч н о г о для

распространения на

весь пласт.

Заводение водой Полимерное заводение Water floodingPolymer flooding

Заводение водой Water flooding

Время

Time

Протокол закачки

Перед началом закачки нагнетатель-

ные скважины следует очистить, что-

бы

обеспечить

хорошую

п р и е м и с то с т ь.

М а к с и м а л ь н а я

скорость

закачки

д о л ж -

на

основываться на скорости закачки

воды

во

время

заводнения

и

коррек-

тироваться в зависимости от

р е а к ц и и

коллектора.

Вязк ость

полимера

должна

быть

увеличена, и

давление следует зафиксировать на

этом

этапе.

С л е д у е т

начать

с

половины

целевой

вяз к о сти

при

половине объема закачки в течение

нескольких

дней

(или

пока

д а в л е н и е

не

стабилизируется),

затем увеличить

Рис. 4. Преимущества внедрения полимерного заводнения в качестве третичного метода добычи

вязкость до целевых значений, одновре-

менно поддерживая половину объема

закачки

в

течение

2–3

дней,

и

только

после этого увеличить объем

закачки

полимера до необходимого

уровня.

П р о б л е м ы ,

с в я з а н н ы е

с

приемистостью,

часто возникают из-за

того,

что

в м е с т о

воды

вводится

вязкий раствор. В пер-

вую очередь

требуется

разъяснить

про-

блему

п р и е м и с т о с т и . В

долгосрочной

перспективе мобилизация нефтяного

целика

должна

привести

к

росту

дав-

ления, вследствие чего для сохранения

целостности коллектора или колпака

необходимо

будет

снизить скорость

и объем закачки полимера. Однако в

начале

закачки

и

в

краткосрочной

п е р - спективе приемистость часто

бывает намного

выше

ожидаемой.

Вероятная причина этого

явления

з а к л ю ч а е т с я

в

наличии

микротрещин

вблизи

сква-

жины,

созданных

во

время

бурения/

заканчивания

или

в

ходе

закачки

воды,

в том числе закачки холодной

воды в

горячий

пласт.

Закачка

п о л и м е р н о г о раствора

будет

полезна для уже су-

ществующих

путей

потока

и

п р о с т о

продлит

микротрещины,

в

то

же

время

уменьшая

скорость

сдвига

в

о б л а с т и

вблизи

скважины

и,

следовательно,

сво -

дя

к минимуму

возможное механическое

разрушение

(рис. 4) [25, 30].

Различные

методы

мониторинга

м о г у т

быть

применены

до

и

во

время

закач-

ки

полимерного

раствора

(рис.

5).

Д л я

оценки

целостности коллектора, мак-

Дебит нефти Добыча жидкости

Oil rateProduction rate

О бводненность

Water cut

Общая закачка, ст. барр.

Cumulative injection, standard barrel

Разделение пород Formation parting

Хорошая закачка Good injectivity

Ухудшение закачки/забивание Injectivity loss/plugging

Применяемый насос Application unit

Вода Water

Бак дозревания Maturation tank

Процесс Process

Клапан Vent

Изолируюший газ Blanketing gas

Бункер Hopper

Сухой полимер Dry polymer

симальных скоростей и давлений до и

в

начале

введения

полимера

можно

р а с -

смотреть

тесты

ступенчатой

скорости.

В

ходе

р е а л и з а ц и и

пилотного

проекта

имеет

смысл

фиксировать

ряд

п а р а м е - тров,

динамика

которых

может

свиде-

тельствовать об эффективности или не-

эффективности 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 до-

бычи нефти и содержание нефти к

те-

кущему времени закачки;

•

средние

объемы

закачки

при

началь-

ном времени;

• устойчивые объемы закачки;

• время до прорыва воды;

Рис. 5. Типичный график Холла, используемый для контроля режимов закачки

•

общий

объем

добытой

нефти

за

в р е м я

реализации

пилотного

проекта.

В зависимости от месторождения и

истории

его

разработки

также

м о ж н о

сравнивать

пок азатели

н е с к о л ь к и х участков.

В

целом

определение успеш- ности внедрения

технологии

в к л ю ч а е т

множество

параметров,

в

числе

которых

работоспособность оборудования, логи-

стика,

контроль

качества,

изученность

пласта

коллектора,

скорость закачки и

добычи и в конце

концов уровень до-

бычи нефти.

Оборудование для закачки

Дизайн установок для подготовки и

закачки

полимера

зависит от типа

продукта. Если полимер поставляет-

ся в виде порошка, то перед

закачкой необходимо растворить

полимер в закачиваемой воде. На

суше широко

применяются

передвижные комплексы: системы

растворения полимера, систе-

мы

гидратации и насосы размещаются

внутри 20- или 40-футовых

контейне-

ров, адаптированных к

условиям место-

рождения (погода,

инфраструктура).

Схема установки

для растворения по- рошка

представлена на рис. 6. Полимер

в

виде порошка хранится в бункере и

подается с помощью дозирующего винта

в заполненную азотом установку

из-

ступенчатое

смачивание

и

смешивание.

Затем

раствор поступает в бак дозрева-

ния, где он

достигает полной гидрата-

ции и растворения.

Наконец,

маточный раствор закачивают

и

разбавляют до

целевой концентрации.

Подготовка воды

Говоря об

обработке

воды,

необходи-

мо

учитывать д в а аспекта, первым и з

которых

является качество воды при закачке. Для

минимизации

проблем

с

приемистостью

и

деградацией полиме- ра [11, 24] при подготовке

воды необхо-

Общее давление, psi – дни

Cumulative pressure, psi – days

димо

руководствоваться

следующими

принципами:

•

содержание

н ефти в

воде ниже

100

.

10

–6

;

•

с оде р ж а ни е

т ве р д ы х

ч а с т и ц м е н е е

50

.

10

–6

и

размером менее 5 мкм;

•

содержание

к и с л о р ода

м е н е е 100

.

10

–9

.

Еще

одним

значимым аспектом является

в о з м о ж н о е воздействие

полимера на

устройства для

разделения

и

обработки

[

3

]

,

ч

т

о

з

а

в

и

с

и

т

о

т

м

н

о

ж

е

с

т

в

а

ф

ак

т

о

р

о

в

,

в

числе которых:

•

закачанный

поровый

объем

и

стра- тегия закачки. Если закачано

менее

мельчения (PSU), где осуществляются

разрезание каждой гранулы

полимера,

Рис. 6. Схема установки для растворения порошка полимера

1 порового объема пласта, маловероят-

но,

что

в

добывающих

скважинах

б у д е т

достигнута

необходимая

концентрация

полимера;

• время нахождения в пласте;

•

вязкость закачиваемого раствора;

•

д е с т р у к ц и я

п о л и м е р а

п р и

прохожде-

нии

через

пласт

(если

есть) и/или через производственные

о б ъ е к т ы (насосы

и

подъемные

с и с т е м ы в

добывающих

скважинах);

•

разбавление через добычные

линии, если существует совместная

добыча. Можно провести деструкцию

полимера для минимизации

потенциального вли- яния на

добычное оборудование либо

для

изучения альтернативного способа

обработки воды.

ПРИМЕРЫ РЕАЛИЗАЦИИ

ТЕХНОЛОГИИ ПОЛИМЕРНОГО

ЗАВОДНЕНИЯ

В 2016 г. в мире было проведено

б о -

лее

50

закачек

полимеров

на

н е ф т я н ы х м е сто р ож д е ни я х, без

учета проектов,

Таблица 2. Примеры характеристик месторождений Канады с тяжелыми нефтями с успешным

опытом внедрения технологии полимерного заводнения

Базовая линия заводнения (12%-е падение) Waterflood baseline (12 % decline)

Нефть от полимера Polymer oil gain

Чистый отклик на полимер (снижение обводненности) Clear polymer responce

(W/C declining)

Полимерное заводение Polymer flood

Заводение водой Water flood

Про

ект

Proj

ect

Pelican

Lake

Mooney

Seal

Компа

ния

Compa

ny

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, мкм

2

.

10

–3

Permeability, µm

2

.

10

–3

300–5000

100–10 000 и

более

300–5800

Температура пласта, °C

Reservoir temperature,

°C

12–17

29

20

П

л

о

т

н

о

с

т

ь

A

P

I

,

°

D

e

n

s

i

t

y

A

P

I

,

°

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

находящихся на стадии проектирования

или готовых к запуску. Каждый

коллек- тор имеет собственные

ограничения, и

стратегия закачки

должна быть соот-

ветствующим

образом адаптирована. Большой

опыт в области применения

полимерного заводнения для

повыше-

ния уровня добычи из

коллекторов с

тяжелыми нефтями

накоплен в Канаде. Некоторые

примеры месторождений с их

характеристиками представлены в

табл. 2, еще больше примеров приво-

дится в [6].

Для

упомянутых выше месторожде-

ний 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

с т р а т е г и и

применения

технологии

п о л и м е р н о г о

з а в о д н е н и я

заключаются

в

начале

з а -

качки

полимера

сразу

по

завершении

этапа

первичной

добычи

в

целях

м а к -

с им из аци и

КИН

и

минимизации

о б р а -

зования

каналов в резервуаре.

Для

более

легких

нефтей

н аи боле е

ярк им

примером,

пожалуй,

я в л я е т - ся

опыт

полимерного заводнения на

2400 нагнетательным скважинам для

закачки

полимера

с

закачиваемой

вяз- костью раствора в 0,04 Па

.

с, для

вытес- нения нефти вязкостью 0,011

Па

.

с.

Э

т

о

т проект

п р о д е м о н с т р и р о в а л большие

э к оном и чес ки е

п р е и м у щ е с т в а

закачки

полимерного раствора вместо воды в

долгосрочной

перспективе: операцион-

ные расходы на полимерное заводне-

ние составили на 2,83 долл. США

за

баррель – меньше, чем при

заводнении

обычной

подготовленной водой [35].

Множество закачек полимеров произ-

водится на месторождениях Европы,

Северной Америки, Ближнего Востока

и Южной Америки, в таких странах,

как Аргентина, Суринам, Колумбия,

Брази-

лия и Венесуэла. В [12]

описывается

м

е

с

т

оро

ж

де

н

ии

Д

ац

и

н

[

33

]

,

на

к

о

т

о

-

ром дополнительная добыча нефти

превысила 12 % благодаря более чем

Рис. 7. Промежуточные результаты закачки полимерного раствора на месторождении Мармул

в Омане [26]

Общий дебит, м

3

/день

Gross rate, m

3

/day

О бводненность

Water cut

пример

месторождения

Grimbeek

в

Ар-

гентине с вязкостью нефти 0,12

Па

.

с

в

очень

неоднородном

флювиальном пес-

чанике. После 12

мес

закачки

полимера увеличение

добычи нефти

составило 11

%

от

начальных

балансовых

запасов

в

сравнении со стандартным заводне-

нием водой на участке в 15 акров

и

более

6

%

от

начальных

балансовых

запасов – на удаленных

добывающих

скважинах (75 акров,

9 скв.). Уро-

вень обводненности

снизился

с

93

до

69,5

%,

было

сэкономлено 34 588 м

3

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 техно-

логии

полимерного

заводнения

–

м е -

с т о р ож д е н и е С а р а Мария

(Суринам).

Коллектором

является

неоднородный

песчаник,

вязкость

нефти – около

0,5

Па

.

с.

В

[16]

представлены

результа-

ты

первых

исследований

после

закачки

полимера,

показавших,

как

определять

и

использовать

наличие

трещин

для

улучшения

приемистости

и

закачки

достаточно вязких растворов

полиме-

ра

(до

0,16

Па

.

с)

для

повышения уровня добычи тяжелой

нефти.

Образование

и

распространение

трещин

может

отсле-

живаться

по

давлению,

по

трассерным исследованиям между

с к

в а ж и н а м и , изменению

обводненности,

минерали-

зации

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

д о б ы -

чи

нефти

на

многих

м е с т о р о ж д е н и я х

требует

применения

компенсирующих

технологий.

Закачка

вязкой

воды

(либо

полимерное

заводнение)

является

э к о -

н о м и ч е с к и

эффективной

технологией,

принцип

которой

достаточно

прост:

повышение вязкости закачиваемого

флюида

для

повышения

э ффе к ти в но -

с т и охвата

пласта,

замедления прорыва

воды

и

максимального

повышения

уров-

ня добычи нефти для данного

порового

закаченного

о бъе м а .

Множественные

примеры реализации

технологии

на

ме-

сторождениях

по

всему

миру

поз волили

свести

к

минимуму риски внедрения

данной

технологии и найти лучшие ме- тоды,

которые

должны

способствовать

внедрению

технологии

на

месторожде-

ниях

и

минимизировать

падение добычи

нефти.

Д

л

я ускорения

коммерческого

р а з в е р -

тывания

проекта

необходимо

н а й т и

баланс между

лабораторными иссле- дованиями и

результатами

пи л отн ого проекта

п у т е м выбора

наиболее

п од -

ходящего полимера и параметров за-

качки и прогнозирования некоторых

результатов внедрения технологии на

месторождении. Этот подход успешно

реализован в России и в Казахстане

н а

д о с т а т о ч н о

сложных

м е с т о р о ж д е н и я х ,

на

которых

технология

полимерного

заводнения у ж е позволила повысить

уровень

добычи

нефти

и

открыть

новые

перспективы для увеличения

КИН.

1.