ПРИМЕНЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ASP В УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ

APPLICATION OF ASP TECHNOLOGY IN THE UDMURT REPUBLIC

Omar Al-Shammari

Master's degree Institute of Oil and Gas named after M.S. Gutseriev, Udmurt State University,

Russia, Izhevsk

АННОТАЦИЯ

Объектом исследования является технология ASP-заводнения. Цель исследования – анализ эффективности применения технологии ASPзаводнения в различных геологических условиях на нефтяных месторождениях. В процессе исследования был подробно рассмотрен механизм действия реагентов, применяемых при ASP-заводнении. Проведен анализ геологических условий применения данной технологии с целью увеличения коэффициента вытеснения и коэффициента охвата пласта заводнением. Изучен процесс подбора рабочих агентов для ASP-заводнения. Выполнен анализ технологического процесса ASP-заводнения нефтяных месторождений.

Рассмотрены альтернативные химические реагенты, а также проблемы данной технологии и пути их решения. В результате исследования выявлен положительный эффект ASP заводнения и разработаны рекомендации по развитию данной технологии. Область применения: нагнетательные скважины. Потенциальная экономическая эффективность связана с дополнительной добычей нефти за счет применения ASP-заводнения.

ABSTRACT

The object of research is the ASP-flooding technology. The purpose of the study is to analyze the effectiveness of the application of ASP flooding technology in various geological conditions in oil fields. In the course of the study, the mechanism of action of the reagents used in ASP flooding was considered in detail. An analysis of the geological conditions for the application of this technology was carried out in order to increase the displacement efficiency and the sweep efficiency of the formation by flooding. The process of selection of working agents for ASP-flooding has been studied. The analysis of the technological process of ASP-flooding of oil fields was carried out. Alternative chemical reagents are considered, as well as the problems of this technology and ways to solve them. The study revealed the positive effect of ASP flooding and developed recommendations for the development of this technology. Scope: injection wells. Potential economic efficiency is associated with additional oil recovery through the use of ASP-flooding.

Ключевые слова: заводнение, поверхностно-активное вещество, полимер, межфазное натяжение, гидрофобность, гидрофильность, концентрация.

Keywords: flooding, surfactant, interfacial tension, polymer, hydrophobicity, hydrophilicity, concentration.

Введение

Заводнение с повышенным извлечением нефти с использованием двух источников поверхностно-активного вещества и полимера. Щелочные химикаты, такие как карбонат натрия, вступают в реакцию с кислотными компонентами нефти на месте с образованием нефтяного мыла, которое является одним из поверхностно-активных веществ. Синтетическое поверхностно-активное вещество вводится одновременно со щелочью. Также вводится водорастворимый полимер, как в смеси со щелочью и поверхностно-активным веществом, так и в виде осадка, следующего за смесью, для увеличения вязкости вводимого вещества, тем самым улучшая контроль за подвижностью фронтов затопления [1].

1. Применение технологии ASP (alkaline-surfactant-polymer flooding) на Западно-Салымском месторождении

Налоговое законодательство РФ предусматривает предоставление ряда налоговых льгот на федеральном и региональном уров.

Впервые в России технология ASP-заводнения была применена на Западно-Салымском месторождении, принадлежащем компании «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД). Проект был начат в 2008 году. Уже на следующий год прошли испытания на одной из скважин и продемонстрировали возможность выработки 90% оставшейся после заводнения нефти. После месяца испытаний на одной из скважин прирост КИН составил 25%, а на другой – 4,1%. Схема расположения скважин представлена на рисунке 2. По истечению второго месяца прирост дебита по скважинам составил 22,1 % и 12,2 % соответственно. В 2014– 2015 гг. для реализации пилотного проекта было построено 7 скважин, установка подготовки смеси и блок разделения эмульсий для флюидов [5].

Рисунок 1. Схема размещения скважин проекта по ASP-заводнению на Западно-Салымском месторождении

2. Подбор рабочих агентов для ASP-заводнения в различных геологических условиях

В целях минимизации рисков внедрение технологии ASP-заводнения должно производиться поэтапно. На первой стадии проводятся лабораторные изыскания, направленные на разработку рецептуры ASP раствора, который будет достаточно эффективен для вытеснения нефти в условиях месторождения. Выполняется подбор химических реагентов для имеющихся геологических условий. Далее производится оптимизация рецептуры состава путем проведения фильтрационных экспериментов на керне, а затем проверяется работа химического раствора в полевых условиях.

2.1. Подбор полимера

Благодаря развитию химической промышленности на сегодняшний день существует большое разнообразие полимеров. Однако, при ASP-заводнении наиболее часто применяют полиакриламид (ПАА). Полиакриламид – полимер, состоящий из акриламида (-CH2CHCONH2-) и его производных. Радикальная полимеризация является основным методом синтеза полимеров на основе акриламида (АА). Данный тип полимеризации представляет собой процесс, при котором свободные радикалы являются активными центрами роста макромолекул Сырье, которое используют при синтезе ПАА, является пропилен, получаемый из сырой нефти [2].

В анализируемый период на месторождении проведено 16 РИР, из них девять - по изоляции прорыва газа. Эффект от РИР прослеживается от нескольких месяцев до нескольких лет. Суммарная дополнительная добыча нефти от РИР за пять лет составила 6,0 тыс.т, с учетом переходящего эффекта – 24,2 тыс.т. Это все свидетельствует о том, что ремонт на скважинах был выполнен качественно.

Почти во всех скважинах после РИР наблюдается прирост по воде. Вероятнее всего, неправильный подбор ГНО после проведения РИР и форсированный отбор жидкости способствуют снижению эффективности РИР и преждевременному поступлению воды к забою скважины. Вместе с тем, учитывая характер обводнения и степень выработки запасов по месторождению, мероприятиям по ограничению водопритока в добывающие скважины и ремонтно-изоляционным работам должно уделяться большее внимание, особенно в плане подбора более эффективных технологий. Для определения оптимальных методов борьбы с прорывом воды необходимо знать источник поступления воды к забою скважины, для чего необходимо до ГТМ проводить гидродинамические и геофизические исследования скважин.

Для решения проблемы обводнения по высокопроницаемым интервалам пласта предлагается использование сшитых систем или гелеобразующих составов на основе полиакриламида (ПАА) различного молекулярного строения. Для ограничения притока закачиваемых, подошвенных и пластовых вод в добывающие скважины можно проводить РИР составом на основе ПАА и кремнефтористоводородной кислоты. Состав создает в пласте неразмываемый водоизоляционный экран с полным исключением проницаемости обрабатываемого интервала. Для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны рекомендуется проводить комплексную технологию с применением стабилизированной водонефтяной эмульсии (водоблокирующего состава), полимерцементного раствора «Монолит-Р» и тампонажной композиции «Гранит», позволяющих проводить работы с высокой эффективностью. Для повышения добычи нефти за счет изоляции прорыва газа из газовых шапок и вовлечения в работу нефтенасыщенных слоев рекомендуется продолжить работы по технологии РИР АКРОН, а также РИР газа продуктом СИЛОР. В качестве тампонажного материала для ограничения водопритока, ликвидации заколонных перетоков можно рекомендовать полимерный гель, подходит как для терригенных, так и для карбонатных отложений.

2.2. Подбор поверхностно-активного вещества

Подбор ПАВ для ASP-заводнения выполняется исходя из состава пластовых вод. на рисунке 2 приведены некоторые ПАВ, которые можно использовать при различных уровнях минерализации пластовой воды и пластовой температуры.

Рисунок 2. Поверхностно-активные вещества, используемые для ASP заводнения при различной минерализации воды и пластовой температуре

По результатам исследований последних лет композиции ПАВ, состоящие из двух и более поверхностно-активных веществ, более эффективны по сравнению с одиночными. Сложность использования таких композиций объясняется тем, что образованный новый ПАВ проявляет не «усредненную характеристику», а может обладать довольно непредсказуемыми свойствами за счет образования мицелл смешанного строения. Таким образом, ПАВ в составе смеси могут проявлять синергизм и анти-синергизм в отношении друг друга [3]. Большой выбор ПАВ представляют упоминавшиеся ранее зарубежные компании BASF, SHELL и китайская научно-производственная компания «Дацин Кемикал».

2.3. Подбор щелочи

В качестве щелочи в уже реализованных проектах по ASP-заводнению наиболее часто применялись едкий натр или по-другому каустическая сода NaOH и так называемая кальцинированная или техническая сода Na2CO3. Преимуществами кальцинированной соды являются лучшая межфазная активность, большая способность к эмульгированию, достижения высоких значений рН для изменения смачиваемости породы, а также более широкий диапазон ПАВ для соответствия сверхнизкому межфазному натяжению.

При значениях температур порядка 70°С при использовании NaOH достигается наибольший коэффициент вытеснения нефти, а при температурах порядка 90°С лучше использовать Na2SiO3. Метасиликат натрия проявляет эффективность даже при низких дозировках, снижает уровень свободных двухвалентных ионов металлов в пласте, увеличивает смачиваемость породы [4].

3. Геологические условия применения

ASP-заводнения Исходя из описанного механизма действия каждого компонента ASP раствора следует, что важным условием для эффективного применения технологии щелочно-ПАВ-полимерного заводнения является соответствие геологии рассматриваемого коллектора и свойств флюида критериям применимости данного метода. Основными и наиболее значимыми критериями являются:

- тип коллектора;

- температура пласта;

- проницаемость;

- минерализация пластовой воды;

- глинистость;

- вязкость пластового флюида.

4. Применение технологии ASP в Удмуртской республике

На одном из нефтяных месторождений Удмуртии в 2014 году добыта нефти составила 313,0 тыс. тонн, что на 16,0 % ниже проектной стоимости 372,8 тыс. тонн. В 2014 году темп отбора проектов от НИЗ составил 1,72 проектов - 2,05 и от ТИЗ – 3,89 проектов - 4,67. Дебиты нефтяных скважин незначительно превысили проектные 5,2 т сут, а проектные 5,0 т сут, обводность ниже проектных 78,6 против 79,9. В 2014 году объем добычи жидкости составил 1465,3 тыс. тонн, что на 2,4% ниже, чем в проекте - 857,2 тыс. тонн. Средний дефицит жидкости по проектному уровню 24,3 т сут, проектному - 24,8 т сут.

Рисунок 3. Динамика основных показателей разработки верейского объекта

За счет динамики основных показателей разработки верейского объекта мы придлагаем использовать технологию АСП для для извлечения остаточную нефть и после закачки АСП идет безводная эксплуатация примерно на 200 дней. Причем высокая стоимость ПАВ ограничивает эффективность этой технологии [6]. Технология АСП относится к разряду комбинированных методов повышения нефтеотдачи пластов. Эта технология позволяет уменьшить остаточную нефтенасыщенность разрабатываемого пласта или, говоря проще, добыть нефть, остающуюся в пластах после использования традиционного метода заводнения пластов.

Опытным путем выяснено, что при использовании технологии АСП КИН увеличивается в диапазоне 15-25 %, причем зависит от концентрации полимера. Оптимальным в оторочках является содержание: щелочи - более 1%, ПАВ - около 0,3%, полимер- более 0,15%.

Эффект от комбинированной закачки химических реагентов заключается в следующем: Щелочной агент — при взаимодействии щелочи с органическими нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, образуются дополнительные водорастворимые ПАВ; изменяет поверхностный заряд горной породы, в результате чего уменьшается адсорбция ПАВ на породе. Благодаря подбору оптимальной концентрации щелочи, в растворе регулируется pH и уровень минерализации. Поверхностно-активные вещества — молекулы ПАВ, адсорбируясь на границе раздела нефть-вытесняющая жидкость (вода), уменьшают межфазное натяжение, что позволяет вовлечь в разработку пленочную нефть; также увеличивается смачиваемость породы-коллектора, снижается капиллярное давление в резервуаре [8].

 Полимер — добавка в раствор полимера увеличивает вязкость вытесняющей жидкости, что приводит к изменению отношения подвижности нефть-вода, увеличению коэффициента охвата. Наиболее распространено применение частично гидролизованного полиакриламида (ЧГПАА) и ксантановой смолы.

Рисунок 4. Применение технологии ASP

Таблица 1

Характеристики вытеснения нефти водой нефтенасыщенной части продуктивных пластов

Таблица 2

Относительные фазовые проницаемости для продуктивных пластов Верейского объекта

Рисунок 5. Зависимости относительных фазовых проницаемостей для воды (kв), нефти (kн) и доли воды в потоке жидкости (f) от водонасыщенности карбонатных пород верейского горизонта (Кпр=0,099 мкм²; mн=19,7 мПа×с)

Таблица 3

Свойства нефти, газа, конденсата и воды

5. Экономический и экологический аспект

Использование данной технологии является более дорогостоящим по сравнению с традиционными методами нефтедобычи. Удельная стоимость добычи нефти с применением АСП оценивается СПД в 3–6 тыс. руб./т. При существующем налоговом режиме такие затраты не окупятся, поэтому требуется поддержка со стороны государства. Вместе с акционерами СПД подготовила различные налоговые сценарии и внесла их на рассмотрение в соответствующие госорганы. В одном из них дополнительный доход государства – в случае реализации проекта АСП — составит около 70 млрд руб.

Технология АСП позволяет существенно снизить ущерб окружающей среде, более рационально и интенсивно использовать природные ресурсы. Примечательно, что для АСП не требуется строить новую промысловую инфраструктуру. Таким образом, компании могут свести к минимуму вред окружающей среде и снизить дополнительно генерируемые отходы на тонну дополнительно добытой нефти [10].

Список литературы:

1. [Электронный ресурс] https://glossary.slb.com/en/Terms/a/alkaline-surfactant-polymer_flooding.aspx (дата обращения 25.03.2023).
2. Puerto, M.C. Surfactant Systems for EOR in High Temperature, High Salinities Environment. M.C. Puerto, G.J. Hirasaki, C.A. Miller [et al.] // SPE Journal, – 2012 – pp. 11-19.
3. Высококачественная продукция на рынке технологий повышения нефтеотдачи пластов. [Электронный ресурс] // ООО «НПК Дацин Кемикал».URL: https://dchemical.com/ (дата обращения: 25.03.2023).
4. Alternative chemical agents for alkalis, surfactants and polymers for enhanced oil recovery: Research trend and prospects / Bennet Nii Tackie-Otoo, Mohammed Abdalla Ayoub Mohammed, Nurudeen Yekeen, Berihun Mamo Negash // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. – Vol. 187.
5. Волокитин Я.Е., Шустер М.Ю., Карпан В.М., Кольцов И.Н. Лабораторные и полевые испытания заводнения АСП // ROGTEC. Российские нефтегазовые технологии. – 2015. – C.36-45.
6. Симаненко Л.Ф., Раткин В.В., Турчин В.А. (методы увеличения нефтеотдачи на Красногорском месторождении) // 2015. Том 34, 2, стр. 44-60
7. Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебникдля ВУЗов. – М.: Недра, 1986.
8. Коротенко В.А., Грачев С.И., Кушакова Н.П., Сабитов Р.Р.Физические модели вытеснения вязкопластичных нефтей //Нефтепромысловое дело. – 2014. – № 5. – С. 5-10.
9. Телков А.П., Грачев С.И. Прикладные задачи разработки нефтегазоконденсатных месторождений и нефтегазодобычи – М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. – 502 с.
10. [Электронный ресурс] https://salympetroleum.ru/media/publications/tekhnologiya-asp-kak-reshenie-problemy-istoshcheniya-traditsionnykh-zapasov (дата обращения 25.03.2023).