Повышение нефтеотдачи пласта

Забить и найти эксперта по НЕФТЕГАЗОВОМУ ДЕЛУ

Демьян Бондарь

Эксперт по предмету Нефтегазовое дело

Преподавательский стаж — 5 лет

Методы контроля поддержания пластового давления

Применяемые методы поддержания пластового давления подвергаются обязательному контролю. В основном это решается геофизическими методами.

Задачи контроля

• Контроль технического состояния нагнетательных и эксплуатационных скважин
• Определение обводненных прослоев и слоев
• Оценка приемистости пластов
• Оценка притока пластовой жидкости из разных частей
• Определение параметров и свойств притекающей жидкости
• Контроль продвижения контура нефтегазоносности
• Контроль перемещения водонефтяного контакта и газоводяного контакта

Геофизические исследования

Геофизические исследования для контроля поддержания пластового давления проводятся в скважинах эксплуатационного фонда: нагнетательных, контрольных, находящихся на ремонте, фонтанирующих, пьезометрических, а также тех, которые оборудованы глубинными насосами.

Современные приборы позволяют проводить все необходимые измерения через колонны насосно-компрессорных труб во время фонтанирования или через зазор между штангами глубинного насоса и обсадными колоннами.

Методы поддержания пластового давления

Пластовое давление – это давление в пласте-коллекторе, которое установилось в нем до начала извлечения на поверхность полезного ископаемого.

Цели

• Снижение количества добывающих скважин
• Снижение затрат на добычу одной тонны полезного ископаемого
• Увеличение дебита скважин

Способы

Основным способом поддержания пластового давления является заводнение. Заводнение – это технологический процесс, целью которого является поддержание внутрипластового давления и выталкивания нефти к скважинам с помощью закачки в нефтеносный пласт воды.

Виды заводнения

1. Законтурное заводнение

   • Применяется, если продвижение грунтовых вод в пласте не компенсирует объемы извлекаемого полезного ископаемого
   • Вода закачивается через нагнетательные скважины за внешним контуром нефтеносности

2. Приконтурное заводнение

   • Применяется для пластов с низкой проницаемостью в законтурной части
   • Нагнетательные скважины располагаются в водонефтяной зоне продуктивного пласта

Схемы заводнения

См. рисунок 1

Рисунок 1: Схемы законтурного и приконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Внутриконтурное заводнение: обзор и методы

При внутриконтурном заводнении восстановление или поддержание пластового давления производится с помощью закачки воды в нефтенасыщенную часть пласта. Пример схемы внутриконтурного заводнения изображен на рисунке:

Рисунок 2. Пример схемы внутриконтурного заводнения. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Виды внутриконтурного заводнения

На территории Российской Федерации используется несколько видов внутриконтурного заводнения, среди которых:

• Площадное заводнение: характеризуется рассредоточенной закачкой воды по всей площади нефтеносности. Площадная система заводнения может быть линейной, четырех-, пяти-, семи-, девятиточечной в зависимости от количества скважин.

Цели закачки воды

Основной целью закачки воды в скважины является вытеснение нефти в добывающие скважины для разработки месторождения и повышения экономической эффективности за счет повышения коэффициента нефтеотдачи. Важным фактором при добыче нефти являются:

• Поддержание пластового давления на эффективном уровне;
• Физическое замещение нефти водой в порах пласта-коллектора.

Методы закачки воды

Нагнетание воды в наземных и морских разработках включает бурение нагнетательных скважин в резервуар и введение воды в этот резервуар для стимулирования добычи нефти. Вода помогает увеличить давление в пласте при истощении и перемещает нефть на место.

Закачка воды переносит оставшуюся нефть через пласт в добывающие скважины для последующего извлечения. Вода, используемая для закачки, обычно представляет собой рассол или очищенная вода из различных источников.

Преимущества внутриконтурного заводнения

Закачка воды в пласт позволяет извлекать до 50% оставшейся нефти, что значительно повышает продуктивность и экономичность разработки месторождения. Это метод повышения нефтеотдачи, который может быть эффективен при различных характеристиках пласта.

Заключение

Внутриконтурное заводнение является важным методом восстановления и поддержания нефтедобычи. Этот процесс позволяет повысить эффективность разработки месторождения и обеспечить экономическую эффективность добычи нефти.

Процессы термической добычи нефти

Процессы термической добычи — это методы, используемые для снижения вязкости нефти и повышения нефтеотдачи за счет подачи тепла в нижележащие коллекторы. Нагнетание горячей воды представляет собой метод термической добычи, при котором вода нагнетается в пласты углеводородов.

Нагнетание горячей воды снижает вязкость тяжелой нефти и создает движущий механизм для перемещения тяжелой нефти к добывающим скважинам. В этой работе было исследовано применение закачки горячей воды в ближневосточный пласт с крупными месторождениями тяжелой нефти. Тяжелая нефть пласта имела вязкость 500 сантипуаз и начальную нефтенасыщенность 75%.

Эксперименты по вытеснению жидкости

Были проведены эксперименты по вытеснению двухфазным потоком жидкости. Цель состояла в том, чтобы найти оптимальные конструктивные параметры с точки зрения температуры впрыска и размера порции горячей воды, которые обеспечат наилучшую производительность.

Представлены результаты, полученные для нескольких проектных конфигураций. Эти конфигурации включают заводнение горячей водой с различными размерами порций и последовательностями. Эти результаты могут быть использованы в качестве инструмента для успешного проектирования закачки горячей воды для добычи тяжелой нефти в этих типах резервуаров.

Условия успешной конструкции

Они обеспечивают условия, при которых данная конструкция может обеспечить более высокие показатели извлечения.

Методы повышении нефтеотдачи и гидродинамические методы

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта: гидродинамические методы; физико-химические методы; тепловые, микробиологические и другие методы. Закачка воды, или заводнение, относится к гидродинамическим методам.

Закачка в нефтяной пласт воды – наиболее популярный метод разработки нефтяных месторождений. Этот метод позволяет поддерживать высокие текущие дебиты нефтяных скважин, и в итоге достичь высокого процента отбора извлекаемых запасов нефти.

Полимеры для полимерного заводнения

Частично гидролизованный полиакриламид (HPAM) является одним из наиболее широко используемых полимеров для полимерного заводнения. HPAM представляет собой синтетический полимер с гибкой цепной структурой. Он обладает вязкоупругими свойствами в пористой среде. Вязкоупругие свойства, безусловно, могут служить преимуществом в неоднородных коллекторах по сравнению с невязкоупругими полимерами, поскольку эффект загущения при сдвиге еще больше снизит подвижность полимера в зонах с высокой проницаемостью из-за более высокой скорости сдвига.

Принято разделять частично гидролизованные полиакриламиды по величине молекулярной массы следующим образом:

• низкомолекулярные – до 2·106 г/моль;
• среднемолекулярные – от 2 до 7·106 г/моль;

Результаты исследования реологических и фильтрационных характеристик HPAM

В этой работе обобщены результаты экспериментальных исследований реологических и фильтрационных характеристик HPAM с высокой и низкой молекулярной массой. Как правило, HPAM с высокой молекулярной массой имеют более крупные и длинные молекулы, обеспечивающие более высокую вязкость и более вязкоупругие свойства, чем HPAM с низкой молекулярной массой той же концентрации. Величина разницы также зависит от концентрации полимера в водном растворе.

Полимеры с более высокой молекулярной массой легче разлагаются, чем полимеры с более низкой молекулярной массой, из-за более высокого сопротивления потоку и больших механических напряжений.

Методика исследования процесса заводнения низко- и высокомолекулярными полимерными растворами

С целью изучения влияния низко- и высокомолекулярных полимерных растворов на увеличение коэффициента охвата вытеснением в неоднородных терригенных коллекторах использован программный комплекс по гидродинамическому моделированию с модулем по полимерному заводнению.

Между собой сопоставлялись результаты четырех сценариев расчета заводнения:

1. Классическое заводнение – без закачки полимерного раствора;
2. Полимерное заводнение – закачка низкомолекулярного полимерного раствора в количестве 0,5 порового объема (PV) пласта;
3. Полимерное заводнение – закачка высокомолекулярного полимерного раствора в количестве 0,5 PV пласта;
4. Полимерное заводнение – закачка комбинированных (низко- и высокомолекулярного) полимерных растворов по 0,25 PV пласта низкомолекулярного и высокомолекулярного полимерных растворов.

Объект исследования

В качестве объекта исследования использовался неоднородный по проницаемости терригенный пласт с характеристиками, приведенными в таблице 1. Объект состоит из 2-ух пропластков с толщиной по 5 м. Разработка данного объекта осуществляется 1-ой добывающей и 1-ой нагнетательной вертикальными скважинами.

Добывающая и нагнетательная скважины работали с одинаковым дебитом и расходом по 500 м3/сут. Расчет заводнения осуществлялся до достижения предельного значения обводненности (99%).

Полимеры исследования

При моделировании полимерного заводения использовались частично гидролизованные широко применяемые в ХМУН полимеры: в качестве низкомолекулярного полимера – частично гидролизованный аноинный полимер Flopaam 3230 S с молекулярной массой 2·106 г/моль, а в качестве высокомолекулярного полимера – анионный полимер Flopaam 3630 S с молекулярной массой 2,7·107 г/моль.

Результаты исследований процесса заводнения

Анализ классического заводнения

В августе 2063 с момента начала заводнения неоднородного пласта была достигнуто предельное значение обводненности 99%, при этом остаточная нефтенасыщенность (Sно) в высокопроницаемом пропластке составила 32,91%, а в низкопроницаемом – 44,02%. Накопленная добыча нефти составила 747 303 м3 с достижением коэффициента извлечения нефти (КИН) 29,89%.

Анализ заводнения низкомолекулярным полимерным раствором

После закачки оторочки (0,5 PV) низкомолекулярного полимерного раствора продолжалась закачка воды, как при классическом заводнении, до полного обводнения продукции (01.10.2062). Результаты гидродинамических расчетов показали, что накопленная добыча нефти и КИН выше, чем при классическом заводнении и равны соответственно 752 402 м3 и 30,096%. К концу заводнения остаточная нефтенасыщенность в низкопроницаемом пропластке составила 35,03%, что на 9% меньше, чем при классическом заводнении (рис.4, а). А в высокопроницаемом пропластке остаточная нефтенасыщенность составила 33,29% (рис.4, б).

Анализ заводнения высокомолекулярным полимерным раствором

В сравнении с заводнением неоднородного пласта с низкомолекулярным полимерным раствором при закачке раствора полимера с большей молекулярной массой привело к повышению накопленной добычи нефти до 752 982 м3 и КИН до 30,119%. При этом время достижения предельного значения обводненности составило столько же, сколько и при заводнении низкомолекулярным полимерным раствором. Положительный эффект получен в большей степени вследствие увеличения охвата низкопроницаемого пропластка, т.к. остаточная нефтенасыщенность в этой зоне уменьшилась на 0,01% (до 35,02) (рис. 5, а) по сравнению с заводнением с низкомолекулярным полимерным раствором. Однако в высокопроницаемой части произошло увеличение Sно на 0,13% (до 33,43%) относительно закачки низкомолекулярного полимерного растворов (рис. 5, б), что можно связать с большей адсорбцией полимера в высокопроницаемом пропластке.

Анализ заводнения с комбинацией высокомолекулярного и низкомолекулярного полимерных растворов

На первом этапе закачивался высокомолекулярный полимерный раствор оторочкой в объеме 0,25 PV, следом проводилась закачка 0,25 PV низкомолекулярного полимерного раствора.

Расчеты гидродинамического моделирования в сравнении с другими сценариями полимерного заводнения показали следующие результаты:

– до достижения предельного значения обводненности КИН составил 30,097%;

– накопленная добыча нефти составила 752 449 м3 и ниже, чем при закачке высокомолекулярного полимерного раствора;

– остаточная нефтенасыщенность в высокопроницаемом пропластке составила 33,35% (рис. 6, а), а в низкопроницаемом – 35,04% (рис. 6, б), что на 0,08% меньше и на 0,02% больше, чем при закачке высокомолекулярного полимерного раствора соответственно.

Согласно ранее проведенным теоретическим исследованиям, с одной стороны, закачка высокомолекулярного полимерного раствора в низкопроницаемую зону должна приводить к механической деградации цепей макромолекул полимера и снижению вязкоупругости. С другой стороны, к снижению проникающей способности в низкопроницаемый пропласток вследствие высокой упругой составляющей комплексной вязкости. Однако по результатам гидродинамических расчетов получен следующий эффект: чем выше молекулярная масса, тем ниже остаточная нефтенасыщенность в низкопроницаемом пропластке и выше коэффициент извлечения нефти. Таким образом, вышеуказанные эффекты теоретических исследований не сходятся с результатами, полученными в ходе гидродинамических расчетов, что возможно объяснить не учетом данных эффектов в гидродинамической модели.

Таким образом, в ходе проведенного анализа теоретических исследований можно выделить следующее:

– гидролизованные полиакриламиды (HPAM) с высокой молекулярной массой (от 7·106 г/моль) обеспечивают большую вязкость и упругие свойства;

– механическое разрушение цепей макромолекул полимера при его фильтрации в поровом пространстве приводит к снижению эффективности полимерного заводнения;

– удержание полимера HPAM в поровом пространстве повышается с увеличением молекулярной массы;

– полимеры с более высокой молекулярной массой обычно приводят к более высокому снижению проницаемости, лучшей загущающей способности, что обуславливает более высокое нефтеизвлечение.

По результатам гидродинамических расчетов четырех сценариев заводнения в неоднородном по проницаемости терригенном коллекторе (классическое заводнение и заводнение полимерными растворами с различной молекулярной массой) установлено:

– повышение нефтеизвлечения происходит в большей степени вследствие увеличения охвата низкопроницаемого пропластка;

– увеличение молекулярной массы полимера, с одной стороны, приводит к повышению остаточной нефтенасыщенности в высокопроницаемом пропластке по сравнению с заводнением с низкомолекулярным полимерным раствором, что можно объяснить большей адсорбцией полимера. С другой стороны, к снижению остаточной нефтенасыщенности в высокопроницаемом пропластке также относительно закачки низкомолекулярного полимерного раствора. Несмотря на то, что закачка высокомолекулярных полимерных растворов в низкопроницаемые зоны обычно приводит к механической деградации цепей макромолекул полимера и снижению вязкоупругости, а также к снижению проникающей способности в низкопроницаемый пропласток вследствие высокой упругой составляющей комплексной вязкости.

В этой связи возникает необходимость изучения поведения полимерных растворов в поровом пространстве, обладающих различными вязкоупругими свойствами. В ближайшее время авторами планируется провести ряд лабораторных исследований с комбинацией высоко- и низкомолекулярных полимерных растворов, обладающих различными вязкоупругими свойствами, чтобы лучше понять их реологические и фильтрационные характеристики.

1. Al-Hashmi, A. R., Luckham, P. F., Heng, J. Y. Y., Al-Maamari, R. S., Zaitoun, A., Al-Sharji, H. H., & Al-Wehaibi, T. K. (2013). Adsorption of high-molecular-weight EOR polymers on glass surfaces using AFM and QCM-D. Energy and Fuels, 27(5), 2437–2444. https://doi.org/10.1021/ef302143a

2. Al-Shakry, B., Skauge, T., Shiran, B. S., & Skauge, A. (2018). Impact of mechanical degradation on polymer injectivity in porous media. Polymers, 10(7). DOI:10.3390/polym10070742

3. Gbadamosi, A., Patil, S., Kamal, M. S., Adewunmi, A. A., Yusuff, A. S., Agi, A., & Oseh, J. (2022). Application of Polymers for Chemical Enhanced Oil Recovery: A Review. In Polymers (Vol. 14, Issue 7). MDPI. DOI:10.3390/polym14071433

4. Ghahremani, H., Mobaraki, S., Khalilinezhad, S. S., & Jarrahian, K. (2018). An experimental study of the performance of low-molecular weight polymer for enhanced heavy oil recovery in a heterogeneous media. Geosystem Engineering, 21(2), 95–102. DOI:10.1080/12269328.2017.1385424

5. Kamal, M. S., Sultan, A. S., Al-Mubaiyedh, U. A., & Hussein, I. A. (2015). Review on polymer flooding: Rheology, adsorption, stability, and field applications of various polymer systems. In Polymer Reviews (Vol. 55, Issue 3, pp. 491–530). Taylor and Francis Inc. DOI:10.1080/15583724.2014.982821

6. Song, W., Zhang, Y., Hamidian, A. H., & Yang, M. (2020). Biodegradation of low molecular weight polyacrylamide under aerobic and anaerobic conditions: Effect of the molecular weight. Water Science and Technology, 81(2), 301–308. https://doi.org/10.2166/wst.2020.109

7. Tapias Hernandez, F. A., Lizcano Niño, J. C., & Zanoni Lopes Moreno., R. B. (2018). Effects of salts and temperature on rheological and viscoelastic behavior of low molecular weight HPAM solutions. Revista Fuentes El Reventón Energético, 16(1), 19–35. DOI:10.18273/revfue.v16n1-2018002

8. Zeynalli, M., Alfazazi, U., Mushtaq, M., W. Al-Shalabi, E., & AlAmeri, W. (2022, October 31). Recent Advancements in Viscoelastic Polymer Flooding EOR Applications in Carbonates and Sandstones. DOI:10.2118/211481-ms

Статья «Применение полимерных растворов для увеличения коэффициента охвата вытеснением» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№, )

Добыча нефти – процесс, благодаря которому один из основных природных энергоносителей становится доступным для использования. В настоящее время извлечение нефти происходит как на относительно недавно вступивших в разработку месторождениях, так и на месторождениях, эксплуатируемых длительное время с падающими показателями. К последним относится большинство средних и крупных месторождений России, что говорит о необходимости широкого применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН).

В данный момент накоплен обширный опыт применения различных методов увеличения нефтеотдачи, к использованию которых прибегают на стадии падающей добычи нефти. Необходимость применения МУН вызвана следующими факторами:

– снижение дебитов скважин, связанное с выработкой месторождения;

– увеличение обводненности продукции;

– понижение коэффициента охвата – доли объема пласта, охваченной процессом фильтрации.

Современные технологии увеличения нефтеотдачи

К настоящему времени разработаны методы увеличения нефтеотдачи, основанные на различных физических механизмах. Как правило, применение МУН ведет либо к изменению свойств нефти, либо вытесняющего агента (изменение вязкости, подвижности). Ниже представлена классификация современных технологий (рис. 1).

Поскольку в рамках данной статьи наибольший интерес представляют физико-химические МУН, необходимо более подробно изложить принципы действия данных технологий.

Метод ПАВ-заводнения основан на изменении смачивающих свойств воды и снижении поверхностного натяжения на границе «нефть-вода», вследствие чего повышается коэффициент вытеснения нефти. Применение данного метода осложняется явлением адсорбции поверхностно-активного вещества на поверхности породы и, как следствие, необходимостью закачки больших объемов раствора, поэтому в настоящее время растворы ПАВ применяют в основном для обработки призабойных зон нагнетательных скважин для увеличения их приемистости. В качестве активного вещества применяются:

– алифатические амины;

– оксиэтилированные алкилфенолы.

Применяются следующие высокомолекулярные соединения:

– поливинилсахариды (сахарные фрагменты в боковой цепи);

– природные биополимеры растительного происхождения и продукты жизнедеятельности микроорганизмов (т.е. нейтральные незаряженные полисахариды);

– модифицированные биополимеры, имеющие боковую синтетическую цепь;

– синтетические полимеры.

Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. К таким реагентам относятся:

– гидроксид натрия NaOH (каустическая сода);

– кальцинированная сода Na₂CO₃;

– аммиак (гидроксид аммония) NH₄OH;

– силикат натрия Na₂SiO₃.

Существует три возможных механизма щелочного заводнения для улучшения добычи нефти, которые включают в себя дисперсию нефти, изменение смачиваемости коллектора, эмульгирование и охват нефти.

Ниже представлена сводная таблица по химическим МУН (см. табл. 1).

Недостатки современных методов

Несмотря на то, что современные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи позволяют значительно увеличить темпы добычи, существуют недостатки, осложняющие применение подобных технологий:

– адсорбция ПАВ приводит к большому расходу реагента, что является критичным для проектов ПАВ-заводнения ввиду высокой стоимости поверхносто-активных веществ;

– движение реагентов химических методов увеличения нефтеотдачи внутри коллектора слабоуправляемо, что снижает точность воздействия на пласт и ведет к повышенному расходу активных веществ;

– при полимерном заводнении есть риск преждевременного гелеобразования, что ограничивает область воздействия зоной, близкой к нагнетательной скважине;

– термическая деструкция полимеров ограничивает их применение при высоких пластовых температурах.

Ключевым принципом инновационной технологии (аббревиатура УМК-МУН) является капсулирование действующего химического реагента в виде ПАВ (умный контейнер или УМК) внутри полимерной оболочки, а также последующее перемещение и раскрытие капсул под действием тех или иных физических факторов. В данный момент изучается возможность контроля движения капсул умных контейнеров при помощи магнитного поля, а также вопросы капсулирования и раскрытия капсул умных контейнеров под воздействием сверхвысокочастотного, ультразвукового воздействия и магнитной индукции. Внедрение технологии УМК-МУН предполагает несколько стадий, первая из которых заключается в закачке закапсулированного рабочего раствора ПАВ внутри полимерной оболочки в нагнетательную скважину. Далее, в результате воздействия магнитного поля капсулы фиксируются на определенном интервале в пористом пространстве, выбранном в соответствии с горно-геологическими условиями пласта, для обеспечения адресного воздействия композиции химических реагентов.

Капсулы вместе с водой перемещаются к нефтенасыщенной части пласта с минимальной адсорбцией, после чего при воздействии определенного физического фактора (сверхвысокочастотное излучение, ультразвуковое воздействие, индукционное и пр.) оболочка капсул разрушается, высвобождая ПАВ.

В случае применения ПАВ-заводнения микроконтейнеры будут двигаться непосредственно к водонефтяному контакту и высвобождаться ближе к нефтенасыщенной части пласта, тем самым сокращая потери поверхностно-активного вещества при адсорбции на породе. Применение УМК при полимерном заводнении приведет к более точечному воздействию на пласт и предотвратит преждевременное гелеобразование.

Технология УМК-МУН позволяет, с одной стороны, снизить расход дорогостоящего химического реагента, избежать нежелательной высокой адсорбции ПАВ матрицей горной породы, а с другой – обеспечить адресное воздействие на гетерогенные нефтенасыщенные пласты для извлечения остаточной нефти и вовлечь в процесс фильтрации менее проницаемые пропластки.

Применение технологии умных микроконтейнеров позволит существенно увеличить эффективность методов увеличения нефтеотдачи и снизить их стоимость за счет следующих факторов:

̶ сокращение потерь реагентов, в частности ПАВ, в ходе движения раствора к нефтенасыщенной части коллектора;

̶ более точное воздействие раствора на интервалы изоляции в ходе применения полимерного заводнения;

̶ возможность применения различных технологий полимерного заводнения с заданным временем загеливания и с более высокой точностью подачи полимеров.

На основании всего вышеперечисленного можно с уверенностью заявить, что разрабатываемая инновационная технология «УМК-МУН» позволит повысить эффективность физико-химических методов увеличения нефтеотдачи и обеспечить дополнительную добычу нефти.

* Из результатов работ ИПНГ РАН в 2023 г. по теме 122022800270-0.

1. В.И. Дарищев «Современные проекты ХМУН в России» в Международная научно-техническая конференция по химическим МУН, Казань, 2022.

2. Д.С. Леонтьев Разработка и исследование технологий ограничения и ликвидации водопритоков в нефтяных скважинах, Тюмень: ФГБОУ ВО Тюменский индустриальный университет, 2020.

3. А.Н. Янин «Ретроспективный обзор показателей разработки крупнейших месторождений Западной Сибири», Бурение и Нефть, № 7, 2010.

4. К.А. Нурмаганбетова Эффективность применения технологии ASP-заводнения при разработке нефтяных месторождений, Томск: ФГБОУ ВО «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» (ТПУ), 2021.

5. J.J. Sheng «Status of Polymer-Flooding Technology» Journal of Canadian Petroleum Technology, № 3, pp. 116–126, 2015.

6. И.Р. Юшков, А.А. Ерофеев, А.И. Юшков и А.А. Злобин «Оценка результатов щелочного заводнения в Пермском крае», Нефтепромысловое дело, № 9, 2013.

7. Д.А. Вендина, «XXIV Международный симпозиум имени академика М.А. Усова», в Анализ геологических условий, влияющих на полимерное заводнение, Томск, 2020.

8. J.J. Sheng, «Status of Alkaline Flooding Technology», Journal of Petroleum Engineering & Technology, т. V, № 1, pp. 44–50, 2015.

9. А.В. Замрий и Н.В. Викторова «Умные микроконтейнеры», Нефтегазовая вертикаль, № 10, pp. 27–31, 2019.

11. Eremin, N.A. Enhanced Oil Recovery Methods / N.A. Eremin, L.N. Nazarova. – Moscow: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2001. – 153 p. – EDN WIJBBX.

12. Выбор метода воздействия на нефтяную залежь / Н.А. Еремин, А.Б. Золотухин, Л.Н. Назарова, О.А. Черников. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 1995. – 190 с. – EDN WGVZZZ.

14. Еремин, Н.А. Углекислый газ как эффективный химический агент увеличения коэффициента нефтеотдачи месторождений / Н.А. Еремин, Г. У. Хакимов // Актуальные проблемы освоения нефтегазовых месторождений приарктических территорий России: Материалы Всероссийской научно-практической конференции, Архангельск, 27–28 октября 2022 года. Том Выпуск 5. – Архангельск: Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова, 2022. – С. 144–150. – EDN ECYAHB.

16. Еремин, Н.А. МПН/МУН – современное состояние и тренды развития / Н.А. Еремин, А.Н. Еремин, А.Н. Еремин // Нефть. Газ. Новации. – 2016. – № 4. – С. 47–52. – EDN WBFBCX.

17. Биометоды увеличения нефтеотдачи: Лекционный курс / Н.А. Еремин, Р.Р. Ибатуллин, Т.Н. Назина, А.А. Ситников. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 2003. – 125 с. – ISBN 5-7246-0236-9. – EDN WGTZRZ.

18. Ермаков, П.П. Нагнетание азота в пористые среды для увеличения нефтеотдачи / П.П. Ермаков, Н.А. Еремин // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 1996. – № 11. – С. 45–50. – EDN YSZANN.

19. Применение экспертно-статистического анализа в выборе метода воздействия на нефтяные пласты / И.К. Басниева, Н.А. Еремин, В.В. Сурина, Е.Ф. Юдовина // Нефтяная промышленность. Обзорная информация. Серия: Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. – 1995. – № 4. – С. 35–39. – EDN UZTDLD.

20. Еремин, Н.А. Оценка применения полимерного заводнения с использованием теории нечетких множеств / Н.А. Еремин, В.В. Сурина, М.С. Приказчикова // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 4. – С. 54–57. – EDN YSZAFF.

21. Еремин, Н.А. Литологические и седиментологические аспекты применения методов воздействия на нефтяные пласты / Н.А. Еремин // Нефтяное хозяйство. – 1994. – № 7. – С. 43–46. – EDN VQPJXG.

22. Еремин, Н.А. Плотность сетки скважин при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов / Н.А. Еремин, Ю.П. Желтов, Е.С. Макарова // Нефтяное хозяйство. – 1993. – № 11. – С. 28–32. – EDN YSZAHJ.

23. Золотухин, А.Б. Способы оценки успешности применения методов воздействия на нефтесодержащие пласты / А.Б. Золотухин, Н.А. Еремин, Л.Н. Назарова // Труды Государственной академии нефти и газа им. И.М. Губкина. – 1992. – № 236. – С. 6–15. – EDN YYXHHF.

24. Еремин, Н.А. Методика оценки уровня и конкурентоспособности технологий и методов увеличения нефтеотдачи / Н.А. Еремин, А.Б. Золотухин, Л.М. Сургучев; РД Миннефтегазпром СССР. – Москва: Миннефтегазпром СССР, 1990. – 56 с. – EDN UVBAKC.

25. Теория нечетких множеств в выборе методов воздействия на нефтяные пласты / А.Б. Золотухин, Н.А. Еремин, Л.Н. Назарова, Е.М. Пономаренко // Нефтяное хозяйство. – 1991. – № 3. – С. 21–23. – EDN XROZIT.

26. Система автоматизированного проектирования разработки нефтяных месторождений (САПР РНМ) с применением тепловых методов увеличения нефтеотдачи / Ю.П. Желтов, А.Б. Золотухин, Н.А. Еремин, Л.Н. Назарова // Развитие и совершенствование систем разработки нефтяных месторождений. – Москва: Наука, 1989. – С. 119-131. – EDN YTDLQT.

27. Еремин, Н.А. Определение веса параметра для задачи выбора метода воздействия с помощью экспертной системы / Н.А. Еремин, А.Б. Золотухин, Л.Н. Назарова // Роль молодежи в решении конкретных научно-технических проблем нефтегазового комплекса страны: Тезисы докладов Всесоюзной конференции, пос. Красный Курган, 06–08 июня 1989 года. – пос. Красный Курган, 1989. – С. 187. – EDN JIMFTJ.

28. Системный подход к определению эффективности применения физико-химических методов воздействия / А.Б. Золотухин, Л.Н. Назарова, М.С. Приказчикова, Н.А. Еремин // Методология системного анализа проблем разработки нефтяных и газовых месторождений: Тезисы докладов, Пермь, 15–16 ноября 1988 года. – Пермь: Пермский политехнический институт, 1988. – С. 19-20. – EDN PYKHBD.

29. Еремин, Н.А. Создание системы автоматизированного проектирования разработки нефтяных месторождений методом внутрипластового горения: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук / Еремин Николай Александрович. – Москва, 1987. – 22 с. – EDN RBJAXM.

30. Еремин, Н.А. Создание системы автоматизированного проектирования разработки нефтяных месторождений методом внутрипластового горения: специальность 25.00.17 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Еремин Николай Александрович. – Москва, 1986. – 149 с. – EDN WGSCVP.

31. Золотухин, А.Б. Проектирование разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения / А.Б. Золотухин, Н.А. Еремин. – Москва: Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, 1986. – 73 с. – EDN UUGDAM.

32. The associative polymer flooding: an experimental study / R. Abirov, A.P. Ivakhnenko, Z. Abirov, N.A. Eremin // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – Vol. 10, No. 2. – P. 447–454. – DOI 10.1007/s13202-019-0696-8. – EDN YICCOP.

33. Abirov, R. Zh. Enhanced Oil Recovery methods for students / R. Zh. Abirov, O.P. Ivaknenko, N.A. Eremin. – Almaty: Kazakh British Technical University, 2020. – 34 p. – EDN VWNPAE.

34. Abirov, R. Zh. Polymer flooding technology investigation in reservoir conditions of the N-field / R. Zh. Abirov, O.P. Ivakhnenko, N.A. Eremin // Herald of the Kazakh-British Technical University. – 2016. – Vol. 13, No. 4 (39). – P. 7–10. – EDN SOOAZQ.

35. Sitnikov, A.A. A Mathematical Model of Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) Method for Mixed Type Rock / A.A. Sitnikov, N.A. Eremin, R.R. Ibatullin // European Petroleum Conference: Society of Petroleum Engineers, London, UK, 25–27 октября 1994 года. – London, UK: Society of Petroleum Engineers (SPE), 1994. – P. 367-374. – DOI 10.2118/28903-MS. – EDN AGWSWX.

36. Comparative Analysis of Successful Application of EOR in Russia and CIS / I.K. Basnieva, A.B. Zolotukhin, N.A. Eremin, E.F. Udovina // University of Tulsa Centennial Petroleum Engineering Symposium: electronic edition, Tulsa, USA, 29–31 августа 1994 года. – Tulsa, USA: Society of Petroleum Engineers, Inc., 1994. – P. 485–493. – EDN VLGNQM.

37. Multicriterial approach to EOR/IOR methods application analysis in reservoir engineering projects / I.K. Basnieva, N.A. Eremin, E.M. Ponomarenco, E.F. Yudovina // Seventh European Symposium on Improved Oil Recovery: Proceedings, Moscow, 27–29 октября 1993 года. Vol. Volume 1. – Moscow: Russian Interbranch Scientificand Technological Complex «Oil Recovery», 1993. – P. 52–60. – EDN XRXXNF.

Статья «Умные микроконтейнеры для повышения эффективности физико-химических МУН» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№9, Сентябрь 2023)

Обработка призабойной зоны (ОПЗ)

Химические методы повышения нефтеотдачи пластов представляют собой обработку призабойной зоны определёнными веществами для более эффективного вытеснения нефти и газа из породы. Они включают в себя использование разных составов и композиций, которые, как правило, имеют различное действие на пласт. Чаще всего применяют реагенты, под действием которых снижается межфазное натяжение между нефтью и водой, повышается вязкость рабочих жидкостей и/или образуются вязкие субстанции:

Химические методы обладают рядом преимуществ перед другими способами увеличения нефтеотдачи. Во-первых, этот метод характеризуется низкой зависимостью от свойств коллектора и потоков углеводородов. Во-вторых, он обладает высокой степенью охвата призабойной зоны и позволяет снизить размеры остаточных слоев углеводородов на границе пласта. Конечная цель химических методов состоит в максимальном увеличении объема извлекаемых углеводородов и обеспечении эффективной работы текущей скважины на протяжении длительного времени.

Гидроразрыв пласта (ГРП)

Гидроразрыв пласта — это метод, который используется для повышения производительности нефтяных и газовых скважин. Он основан на использовании давления нагнетательной жидкости для создания искусственных трещин в пласте с целью увеличения объема охвата и полного извлечения природных ресурсов.

Метод гидроразрыва пласта (ГРП) требует закачки в скважину рабочей жидкости под большим давлением – до 1000 атм. При этом происходит растрескивание породы пласта. Поскольку сверху порода сдавлена сильнее, чем с боков, формируются плоские вертикальные трещины, ширина которых составляет считанные миллиметры, а высота и длина – десятки метров.

Вместе с жидкостью в пласт подаётся пропант – смесь керамических гранул диаметром от долей миллиметров до нескольких миллиметров. После остановки закачки жидкость разрыва отфильтровывается в пласт, и давление уменьшается. Пропант остаётся, позволяя получить высокую проводимость по трещине.

Метод гидроразрыва включает две основные фазы: естественную и форсированную. В естественной фазе процесс гидроразрыва основан на действии естественных физических сил, которые вытесняют извлекаемые ресурсы из пласта. В форсированной фазе увеличение охвата обеспечивает влияние дополнительной энергии, которая создает искусственные трещины на больших глубинах.

До ГРП приток пластового флюида, содержащего нефть, проходит радиально к скважине. После ГРП флюид притекает псевдо-радиально: сначала к трещине, затем по трещине к скважине. Поскольку площадь фильтрации трещины во много раз больше, чем площадь стенок скважины, происходит рост продуктивности скважины. Широкое использование данного метода обеспечивает увеличение коэффициента нефтеотдачи пласта и месторождения в целом.

В процессе гидроразрыва используются физико-химические группы, которые включают химические реагенты, кислоты, поверхностно-активные вещества и другие добавки. Они обеспечивают максимальное влияние на слои пласта.

Научные исследования продолжают развиваться в области гидроразрыва, изучая новые способы и технологии для повышения эффективности этого метода. В последние годы были разработаны новые химические реагенты и технологии, для увеличения степени охвата пластов, воздействия на производительность скважин и увеличения добычи нефти и газа.

В ходе работ по ГРП используются следующие продукты:

Для обеспечения высокой эффективности методов ОПЗ и ГРП необходимо заводнение – закачка в нефтяной пласт воды для поддержания пластового давления. Эта технология предусматривает использование ингибиторов и многофункциональных добавок, способных повысить проницаемость пород пласта и защитить оборудования от воздействия агрессивных сред.

Таким образом, применение химических методов (ОПЗ) и гидроразрыва пласта (ГРП) обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и дебета скважин. Однако, для их успешной реализации необходимы высокие технические знания и опыт, а также постоянный контроль за соблюдением технологической дисциплины на всех этапах работы.

При возникновении вопросов обращайтесь к нам:

Требования к системам поддержания пластового давления

Система поддержания пластового давления должна обеспечивать рациональное и централизованное размещения всего оборудования, в зависимости от внешних условий (ландшафт, погода и т.п.). Система поддержания пластового давления должна обеспечивать: закачку воды в продуктивные пласты в соответствии с технологическими проектами; подготовку закачиваемой воды до необходимых кондиций (состав, свойства и т.п.); возможность проведения всех исследований; герметичность и надежность всего используемого оборудования и средств; возможность изменения режима работы скважин.

Также мощность систем поддержания пластового давления должна обеспечить максимальную закачку воды по каждом технологическому блоку.

Не понимаешь, как писать работу?

Повышение нефтеотдачи пласта

Технологии повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) многочисленны и разнообразны. Но наибольшую эффективность неизменно демонстрируют химические методы (ОПЗ) и гидроразрыв пласта (ГРП). Многие нефтегазодобывающие компании рассматривают их как основные средства возрождения старых месторождений.

Залежи нефти и газа в месторождении со временем существенно истощаются, и добыча на них начинает снижаться. Увеличить добычу можно путём исследования и разработки нового месторождения либо изыскания способов сохранения высокой добычи запасов нефти и газа на существующем.

Поиск и разработка нового месторождения всегда требуют колоссальных затрат времени и денег. Сохранение добычи нефти за счёт повышения отдачи пласта тоже связано с немалыми затратами, однако в этом случае с расходами на освоение новых месторождений они не сравнимы.

Технологии повышения нефтеотдачи пласта (ПНП) многочисленны и разнообразны. Одним из таких методов является тепловое вытеснение высоковязкой нефти. Тепловые методы основаны на применении различных источников тепла, например пара, горячей воды или воздуха. Это позволяет существенно увеличить дебит скважины для извлечения из пласта остаточной нефти, которая обычно не может быть извлечена с помощью традиционных методов.

Однако применение тепловых методов требует значительных затрат для создания и эксплуатации нагнетательных и добывающих объектов. Поэтому перед началом применения таких методов необходимо тщательное исследовать геологические и гидродинамические факторы на участках а также учесть условия эксплуатации объекта.

Другим эффективным способом увеличения добычи нефти и газа является применение паротеплового воздействия на пласт. Этот метод заключается в создании пара на забое скважины и его последующего нагнетания в пласт. Тепло, которое выделяется в процессе горения пара приводит к увеличению температуры в нефтяном пласте, что в свою очередь значительно снижает вязкость нефти и позволяет ей легче двигаться по пористой структуре.

В этой связи стоит отметить, что при применении тепловых методов на забое скважины могут возникать различные проблемы, связанные в основном с коррозией материалов и образованием кислоты в закачиваемой жидкости. Для уменьшения этого эффекта необходимо использовать материалы, которые обладают наиболее высокой стойкостью к коррозии и воздействию кислот.

Наряду с тепловыми методами, для увеличения нефтеотдачи могут применяться и другие способы, такие как гидродинамическое и микробиологическое воздействие, циклическое горение. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки, и выбор оптимального зависит от множества показателей, в том числе анализа природных геологических условий, характеристик пласта и экономической эффективности.

Но наибольшую эффективность для увеличения нефтенасщенности пласта в последние годы неизменно демонстрируют химические методы (ОПЗ) и гидроразрыв пласта (ГРП). Многие нефтегазодобывающие компании рассматривают использование этих двух методов в качестве основных для воздействия на старые месторождения нефти и газа.