Transcript Презентация – Власов С.А

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОЛИМЕРОВ
(БИОПОЛИМЕРОВ) – РЕАЛЬНАЯ ВОЗМОЖНОСТЬ
УВЕЛИЧЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА
НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ ИЗ ЗАЛЕЖЕЙ,
РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ В РЕЖИМЕ ЗАВОДНЕНИЯ.
С.В. Брезицкий, исполнительный вице-президент ОАО «ТНК-ВР»
С.А. Власов*, к.т.н., директор (НТО « ИТИН», [email protected])
Я.М. Каган, д.т.н., Президент, (ЗАО «Нефтегазтехнология»)
Мотивация для представления доклада
• Приращение запасов углеводородного сырья в регионах России с
развитой инфраструктурой за счет геологоразведочных работ не
покрывает их сокращения в результате интенсивной добычи,
необходимой для поддержания экспортного потенциала. Освоение же
новых месторождений в удаленных районах и на шельфе требует
огромных инвестиций, нереальных в условиях продолжающегося
кризиса.
• Широкомасштабное
внедрение
инновационных
технологий
повышения нефтеотдачи, основанных на эффекте снижения
остаточной
нефтенасыщенности
при
вытеснении
нефти
вязкоупругими жидкостями, обеспечит длительное поддержание
уровней добычи из
подавляющего большинства нефтяных
месторождений России, находящихся на поздней стадии разработки.
В немалой степени, по крайней мере, на десятки лет это отложит
необходимость решения социальных проблем, так называемых,
моногородов.
Визуализация вытеснения
нефти водой в прозрачных моделях пласта при
различных соотношениях
вязкостей вытесняющей
и вытесняемой жидкостей
Графики над фотографиями – распределение
водонасыщенности вдоль
модели.
Обзор действующих проектов по физико-химическим МУН в мире
(по состоянию на апрель 2008 года, Oil and Gas Journal. Apr. 21, 2008)
Оператор
Месторождение
Страна
CNRL
Tecpetrol
ONGC
Daquin Oilfield Ltd.
Daquin Administration Bureau
Xinjiang Petroleum Adm. Bureau
CNPC-Daqing
CNPC-Daqing
CNPC-Daqing
CNPC-Henan
CNPC-Jilin
CNPC-Liaohe Bureau
CNPC- Shengli Bureau
CNPC- Shengli Bureau
CNPC- Shengli Bureau
CNPC-Daqang
CNPC-Daqang
CNPC, Liupukang
CNPC, Liupukang
CNPC, Liupukang
CNPC, Liupukang
CNPC, Liupukang
Pelican Lake
El Tordillo
Jhalora
Daqing
Daqing
Karamay
Lamadian-2
Sarto
Lamadian-1
Shuanghe
Fuyu
Huanxiling-16
Guodao, Pilpt
Guodong
Guodao
Gangxi 3-2, West
Dagang-West
Daqing
Daqing
Shengli
Shengli
Henan
Канада
Аргентина
Индия
Китай
Дата
начала
проекта
2006
11.2005
06.1993
12.2003
06.1999
05.1996
01.1994
01.1993
06.1994
02.1996
06.1993
03.1993
09.1992
01.1991
12.1994
12.1991
10.1991
07.1996
01.1997
08.1996
09.1996
09.1996
Проницаемость, мД
1000-4000
500
300-15000
611
600
198
580
871
622
173
180
908
875
901
875
412
538
-
Глубина
залегания, м
457
1661
762-823
950
996
324
979
1029
980
1392
400
1410
1192
1195
1192
986,9
1020
-
Вязкость
сПз
1000-4000
5
175
9,3
9
17
10
9
10
7
32
17
46
80
46
19
22
-
Температура,
град
15,6
85
38
45
45
23
42
46
42
72
31
56
68
65
70
53
51
-
W= f(Re) gradP =
K/μ gradP
Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления от числа Рейнольдса для
растворов полиэтиленоксида WSR-301 при течении через слой сферических частиц с
диаметром 0,11 мм (а), 0,22 мм (b ), 0,45 мм (с). Цифры около кривых – концентрация
полимера в ppm: 1-10, 2-20, 3-40, 4- 80, 5-160.(James, McLaren, 1975)
Зависимость времени релаксации упругих
напряжений при течении растворов
полиоксиэтилена WSR-301 от концентрации
Результат обработки экспериментальных данных Джеймса и Макларена
№
С, ррм
Reкр.
1
Dшарика,
мм
0,45
(к1 x ∂u/∂x)х(θ)
1,8
Rexμ/Dш2≈
к1x∂u/∂x
9,06
10
2
0,45
20
1,2
6,28
8.7 х 10-2
3
0,45
80
0,3
1,87
7,48 х 10-2
4
0,22
10
0,4
8,47
8,47 х 10-2
5
0,22
20
0,25
5,17
8,89 х 10-2
6
0.22
80
0,08
2,07
8,28 х 10-2
7
0,11
10
0,09
7,59
7,59 х 10-2
8
0,11
20
0,04
3.47
6,94 х 10-2
9
0,11
80
0,02
2.07
8,28 х 10-2
9,06 х 10-2
Фильм
• Течение полимерных растворов в каналах
переменного сечения, моделирующих процесс
фильтрации (пора – поровый канал)
Логарифм эффективной вязкости, Па*с
100
10
Сравнение вязкости растворов Ксантана
и продукта БП-92.
(Концентрация экзополисахарида в 10%
р-ре продукта БП-92 – 0,1%)
1
0,1
0,01
0,001
0
50
100
150
200
250
300
Градиент скорости сдвига, с
0,30%
0,15%
10% БП-92
0,07%
-1
0,05%
70
10000
65
60
Результаты измерения
#1 30.11.2009-01.12.2009
55
50
времени
релаксации
растворов
Ксантана
(слева) и продукта БП92 (справа);
С концентрация
экзополисахарида в %
1000
45
, ms
, ms
40
35
30
25
100
20
#4a 29.12.2009
10
15
10
5
1
0
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
c
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
c
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
Схема продвижения оторочки полимерного раствора в
пласте и образования нефтяного вала.
( Синим пунктиром отмечено изменение градиента давления в зоне продвижения оторочки.)
Результаты
компьютерного
моделирования
вытеснения
нефти из промытого водой
пласта оторочкой биополимерного раствора с
модифицированными фазовыми проницаемостями.
Довытеснение нефти оторочкой раствора
Продукт БП-92 после полной промывки коллектора водой.
Накопленная добыча нефти и воды, м 3
100000
90000
80000
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
жидкость
нефть
в ода
фев 13
фев 12
фев 11
фев 10
фев 09
фев 08
фев 07
фев 06
фев 05
фев 04
фев 03
фев 02
фев 01
0
Среднесут. добыча нефти т.
Обводненность, %
1600
3000
100
2400
80
2000
70
1800
60
1600
1400
50
1200
1000
Ср.сут.добыча нефти,тонн
2200
Обводненность
Ср.сут.добыча нефти,тонн
96
1400
90
2600
40
800
30
600
400
20
200
94
1300
92
1200
90
1100
88
86
1000
84
900
82
800
80
700
78
76
600
74
500
72
400
70
300
68
66
200
10
100
янв.93
мар.93
май.93
июл.93
сен.93
ноя.93
янв.94
мар.94
май.94
июл.94
сен.94
ноя.94
янв.95
мар.95
май.95
июл.95
сен.95
ноя.95
янв.96
мар.96
май.96
июл.96
сен.96
ноя.96
янв.97
мар.97
май.97
июл.97
сен.97
ноя.97
янв.98
мар.98
май.98
июл.98
сен.98
ноя.98
янв.99
мар.99
май.99
июл.99
сен.99
ноя.99
янв.00
мар.00
май.00
июл.00
сен.00
ноя.00
янв.01
0
100
1900
1800
90
1700
1500
80
1400
1300
70
1200
1100
1000
60
900
800
50
700
600
500
40
400
300
30
200
Обводненность, %
окт.00
янв.01
апр.00
июл.00
окт.99
янв.00
апр.99
июл.99
окт.98
янв.99
апр.98
июл.98
окт.97
янв.98
апр.97
июл.97
окт.96
янв.97
апр.96
июл.96
окт.95
янв.96
апр.95
июл.95
окт.94
янв.95
апр.94
июл.94
окт.93
янв.94
июл.93
янв.93
20
апр.93
0
Обводненность %
1600
Среднесут. добыча нефти т.
Обводненность, %
62
60
янв.93
мар.93
май.93
июл.93
сен.93
ноя.93
янв.94
мар.94
май.94
июл.94
сен.94
ноя.94
янв.95
мар.95
май.95
июл.95
сен.95
ноя.95
янв.96
мар.96
май.96
июл.96
сен.96
ноя.96
янв.97
мар.97
май.97
июл.97
сен.97
ноя.97
янв.98
мар.98
май.98
июл.98
сен.98
ноя.98
янв.99
мар.99
май.99
июл.99
сен.99
ноя.99
янв.00
мар.00
май.00
июл.00
сен.00
ноя.00
янв.01
Динамика среднесуточной добычи нефти и обводненнссти
продукции на Северо-Покурском месторождении (пласт БВ 6).
100
64
Среднесут. добыча нефти факт., т.
0
Рис.6.3.
2000
100
98
1500
2800
Ср.сут.добыча нефти, тонн
Динамика среднесуточной добычи нефти и обводненнссти
продукции на Ватинском месторождении (пласт БВ8 ).
Обводненность %
Динамика среднесуточной добычи нефти и обводненнссти
продукции на Ватинском месторождении (пласт АВ1-2).
Примеры успешного применения технологии
выравнивания профилей приемистости
нагнетательных скважин композициями на
основе отечественного биополимера Продукт
БП-92. Стрелками на графиках отмечены даты
проведения работ по ВПП.
Участок скв.№ 999; Qн от 1/(Qж)
Участок скв.№ 999 Ватинское м-е; Qн от Ln(Qж)
425000
425000
420000
420000
415000
415000
410000
410000
R2 = 0,995736
R2 = 0,996156
405000
405000
400000
400000
13,45
13,5
13,55
13,6
13,65
13,7
0,0000011
0,0000012
Участок скв.№ 999 Ватинского м-ния; Qн от Ln(Qв)
0,0000013
Участок скв.№ 999; Qн от 1/(√Qж)
425000
425000
420000
420000
415000
415000
410000
410000
R2 = 0,996
2
R = 0,9957
405000
405000
400000
400000
12,6
0,0000014
12,65
12,7
12,75
12,8
12,85
12,9
12,95
13
13,05
13,1
Характеристики вытеснения в очаге
нагн.скв.№999 Ватинского месторождения
(АВ1-2). Стрелками отмечены даты обработок в
2007 и 2008гг. Красный пунктир –
экстраполяция линии тренда по годичной
выборке, предшествовавшей началу работ.
Там же нанесены значения коэффициента
корреляции для базовой кривой.
0,00105
0,0011
0,00115
0,0012
Участок скв.№ 999; Qж/Qн от Qв
2,150
2,050
R2 = 1
1,950
1,850
1,750
300000
320000
340000
360000
380000
400000
420000
440000
460000
480000
Участок G13_04, Qн от Ln(Qж)
3740000
Участок G13_04, Qн от 1/Qж
3740000
3720000
3720000
3700000
3700000
3680000
3680000
3660000
3660000
3640000
3620000
2
3620000
R = 0,9985
3600000
3600000
3580000
3580000
3560000
3560000
3540000
16,25
16,30
16,35
16,40
16,45
16,50
16,55
Участок G13 Qн от 1/(Qж)0,5
3740000
3540000
0,000000065
3720000
3700000
3700000
3680000
y = -4 656 936 621,646x + 4 903 755,26
3660000
2
R = 0,99796
0,000000080
0,000000085
16,2
16,3
Участок G13_04, Qн от Ln(Qв)
3660000
3640000
3620000
3620000
3600000
3600000
3580000
3580000
3560000
3560000
y = 494423,2385x - 4325807,0802
R2 = 0,9981
3540000
0,00026
0,00027
0,00028
0,00029
Участок G13 Qж/Qн от Qв
4,1
4
3,9
y = 0,00000024x + 1,34668506
R2 = 0,99991437
3,7
3,6
3,5
3,4
3,3
8300000
0,000000075
3680000
3640000
3,8
0,000000070
3740000
3720000
3540000
0,00025
y = -8269445401405,1200x + 4248316,2156
R2 = 0,9973
3640000
y = 655448,1167x - 7124443,5438
9300000
10300000
11300000
15,9
16
16,1
Характеристика
Доп.добыча нефти
за июль 2008-декабрь 2009
Сазонов
4007
Камбаров
13966
Пирвердян
9141
Максимов
6817
Назаров-Сипачев
15951
Среднее
9976
Характеристики вытеснения для ячейки G13_04 по суммарным показателям добывающих
скважин (МЭР), перфорированных на пласты АВ13 и АВ2-3 Самотлорского м-ния.
Стрелками отмечены периоды проведения работ по ВПП и ПНП
Заключение
• Резюмируя все вышеизложенное, авторы доклада считают,
что при подтверждении предложенного механизма
результатами проводимых на Самотлорском месторождении
опытных работ, может быть рекомендовано
широкомасштабное внедрение технологии ПНП, основанной
на применении вязкоупругих жидкостей со значительными
временами релаксации упругих напряжений, на поздних
стадиях разработки.
• Рост потребности в полимерах для заводнения, несомненно,
будет способствовать переоснащению существующих
микробиологических производств современным
технологическим оборудованием, а для исключения
возрастающих затрат на транспорт – созданию
современных мобильных установок для производства
биополимеров в районах их массового применения.