1 / 26

Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., БелНИПИнефть, г. Гомель

Опыт проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть». The experience in carrying out measures of increasing reservoir recovery on the oilfields of RUE « PA « Belarusneft ». Demianenko N.A., Pysenkov V.G. BelNIPIneft, Gomel.

larue
Download Presentation

Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., БелНИПИнефть, г. Гомель

An Image/Link below is provided (as is) to download presentation Download Policy: Content on the Website is provided to you AS IS for your information and personal use and may not be sold / licensed / shared on other websites without getting consent from its author. Content is provided to you AS IS for your information and personal use only. Download presentation by click this link. While downloading, if for some reason you are not able to download a presentation, the publisher may have deleted the file from their server. During download, if you can't get a presentation, the file might be deleted by the publisher.

E N D

Presentation Transcript

  1. Опыт проведения мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов на месторожденияхРУП «ПО «Белоруснефть» The experience in carrying out measures of increasing reservoir recovery on the oilfields of RUE «PA «Belarusneft» Demianenko N.A., Pysenkov V.G. BelNIPIneft, Gomel Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., БелНИПИнефть, г. Гомель

  2. Основные проблемы нефтедобычи • вступление месторождений, дающих основную добычу нефти в завершающую стадию разработки - • негативные тенденции : • снижение темпов отбора, рост обводненности добываемой продукции, ухудшение свойств и возрастание доли трудноизвлекаемых запасов нефти • сложные геологические условия разработки залежей : • коллекторы, преимущественно карбонатного типа с высокой фильтрационной неоднородностью, обусловленной наличием каверн и трещин – • низкая эффективность нефтевытеснения заводнением, прорывы воды по высокопроницаемым каналам фильтрации, преждевременное обводнение добывающих скважин, неравномерная выработка запасов по площади и разрезу Main problems of oil production • coming of the oilfields which give the main oil production into the stage of complete development – • negative tendencies: • production drawdown, growth of water intrusion of the obtaining production, deterioration of properties and growth of oil reserves of difficult extraction • difficult geological conditions of deposits development : • reservoirs, mainly of carbonaceous type with high heterogeneity of filtration which takes place because of caverns and fractures presence- • low efficiency of oil-driving with water flooding, water inrush in filtrated channels of high porosity, early water intrusion in producing wells, irregular excavation of reserves in area and section

  3. Важнейший резерв в преодолении этих проблем – проведение мероприятий по увеличению нефтеотдачи пластов • Основными из них, на месторождениях РУП «ПО «Белоруснефть», являются физико-химические методы воздействия на пласт – увеличение охвата пластов вытеснением посредством закачки в нагнетательные и простаивающие добывающие скважины потокоотклоняющих композиций • The most important reserve in overcoming those problems -holding measures of increasing reservoir recovery • Main methods on the oilfields of RUE «PA «Belorusneft» are physical-chemical methods of bed stimulation – increasing reservoirs coverage with displacement with the help of injection in pumping and temporarily shut-in producing wells of compositions of deviating flow

  4. Геологические условия, накладывающие ограничения на технологические характеристики применяемых потокоотклоняющих композиций : • глубокое залегание продуктивных залежей (3000-4500 м) • карбонатные коллекторы • повышенная температура (70-100º С) и минерализация пластовых вод (150-300 г/л) • высокое содержание в воде хлоридов кальция и магния (до 140 г/л) • Geological conditions which impose restrictions on technological characteristics of the used compositions of deviating flow : • deep bedding of productive deposit (3000-4500 m) • carbonaceous reservoirs • elevated temperature (70-100º С) and mineralizationof fossils waters(150-300 g/l) • high content of calcium chloride and magnesium in water (till 140 g/l)

  5. При выборе потокоотклоняющих композиций к ним предъявляются следующие требования : • хорошая фильтруемость в пласт • способность создавать в обводненных высокопроницаемых каналах потокоотклоняющих экранов с высоким гидродинамическим сопротивлением • инертность к нефти (совместимость с углеводородами) • вязкость при 20º С не более 20 мПа·с, что обуславливает достаточную текучесть при значительных скоростях сдвига • период потери в пласте первоначальной текучести при температурах 70-100º С не менее 5 часов в присутствии реакционноспособных компонентов пласта– карбонатной породы и высокоминерализованных пластовых вод • When choosing compositions of deviating flow one should make to them next demands : • good filtration in bed • ability to create in the watered channels of high permeability screens of deviating flow with high hydrodynamic resistance • inertia to oil (compatibility with hydrocarbons) • viscosity at 20º Сno more than20 mPa·s which provides sufficient fluidity at significant speeds of displacement • period of loss in the bed of prime fluidity at temperatures 70-100º Сno less than 5 hours in presence of the reactive components of bed-carbonate rock and reservoir water of high mineralization

  6. структурная стабильность созданных потокоотклоняющих экранов в пласте при воздействии повышенной температуры, градиентов давления, химических и микробиологических агентов • технологичность–удобство в обращении при дозировании, разбавлении, смешении компонентов композиций, закачке в скважину с помощью стандартного нефтепромыслового оборудования • низкая коррозионная агрессивность к элементам нефтепромыслового оборудования • стойкость к воздействию факторов окружающей среды при применении стандартной тары, возможность транспортировки и хранения обычными способами • доступность и относительно низкая стоимость компонентов • structural stability of the created screens of deviating flow in bed under the influence of elevated temperature, pressure gradient, chemical and microbiological agent • manufacturability–convenience in use at batching, letdown, batch mixing of components of compositions, injection in well with the help of standard oil-field equipment • resistance to the influence of the environmental aspect when using the standard receptacle, possibility of transportation and storage with common means • availability and rather low price of components

  7. Трассирование фильтрационных потоков химическими индикаторами Определение нагнетательных и простаивающих добывающих скважин, в которые необходимо проводить закачку потокоотклоняющих реагентов и будет эффект Определение объема и структурно-механических свойств, требуемых для эффективной работы составов Этапы выполнения работ Stages of execution phase • Layout of seepages with chemical indicators • Determination of pumping and temporarily shut-in producing wells in which it’s necessary to inject agents of deviating flow guarantees the achievement of the necessary effect • Determination of volume and structural-mechanical characteristics that are necessary for the effective work of compositions

  8. Подготовка программы работ, включающей обоснование целесообразности работ, расчет ожидаемой дополнительной добычи нефти и рентабельности работ По участкам залежей, с ожидаемой нормой доходности выше 15 % и периодом окупаемости затрат менее 3-х месяцев, выполняются мероприятия Оценка фактической эффективности выполненных работ Этапы выполнения работ Stages of execution phase • Preparation of works program that includes validation of works reasonability, calculation of expected additional oil production and profitability of works • On the areas of deposits, with expected rate of return more than 15% and pay-off period less than 3 months, measures are fulfilled • Estimation of real efficiency of performed works

  9. Этапы 1 и 2 выполняются совместно институтом БелНИПИнефть и нефтегазодобывающим управлением «Речицанефть» • Этапы 3 и 4 выполняются институтом БелНИПИнефть и согласовываются с технологическими и планово-экономическими службами РУП «ПО «Белоруснефть» • Этап 5 выполняется УПНПи РС при инженерно-технологическом сопровождении работ со стороны БелНИПИнефть • Этап 6 выполняется НГДУ и БелНИПИнефть • Stages 1 and 2 are fulfilled together with the institute BelNIPIneft and oil and gas producing enterprise «Rechitsaneft» • Stages 3 and 4 are fulfilled by the institute BelNIPIneft and conform with technological and planned-economic services of RUE «PA «Belorusneft» • Stage 5 is fulfilled by the Service of Increasing Reservoir Recovery and Wells Repair with the engineering maintenance of works by BelNIPIneft • Stage 6 is fulfilled by NGDU and BelNIPIneft

  10. Направление движения фильтрационных потоков Характер гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами Степень влияния нагнетательных скважин на добывающие Скорости движения фильтрационных потоков Количество систем фильтрационных каналов, по которым вода поступает от нагнетательных к добывающим скважинам Абсолютную проницаемость промытых зон Наличие высокопроницаемых зон и их производительность Объем путей фильтрации Фильтрационную неоднородность пласта Степень охвата пласта вытеснением Объемы воды, поступающей от нагнетательной к добывающим скважинам Обширную информацию для анализа разработки залежей и планирования мероприятий по охвату пласта вытеснением Индикаторные исследования позволяют установить : Indicated research help to determine: • Moving direction of seepages • Pattern of hydrodynamic relationship between the producing and pumping wells • Measure of influence of pumping wells on the producing wells • Speed of moving of seepages • Number of the flow matrix in which water entries from pumping to the producing wells • Absolute permeability of flushed zones • Presence of zones of high permeability and their productivity • Volume of seepage path • Filtration heterogeneity of bed • Order of bed covering with displacement • Volumes of water which entries from pumping to producing wells • Wide information for analyses of oil-pool development and planning measures for reservoir coverage with displacement

  11. флуоресцеин карбамид нитрат аммония роданит аммония тиокарбамид Применяемые индикаторы : Объемы закачки меченой жидкости 5-10 м3Длительность отбора проб 50-90 суток по основной массе объектов 60-70 суток Using indicators: • fluorescein • carbamide • Ammonium nitrate • Ammonium rodanite • thiocarbamide Volumes of injection of labeled liquid 5-10 m3 Duration of sampling - 50-90 days Of bulk objects -60-70 days

  12. Результаты трассирования фильтрационных потоков на подсолевой залежи Вишанского месторождения The results of layout of seepages on the sub salt deposit of the oilfield Vishanskoe

  13. Трассирование Layout 37vr-sm-sr 119 119 25.02.-26.02.07 г. 25.02.-26.02.07 г. скв. скв. закачка индикаторов закачка индикаторов 111, 46s2, 110s2, 62, 64, 108, 111, 46s2, 110s2, 62, 64, 108, определение определение скв. скв. март 2007 г March 2007 г содержания содержания 102s2, 53 102s2, 53 индикаторов в индикаторов в Закачка реагентов Injection of agents 119 119 12.04 - 18.04.07 г. 12.04 - 18.04.07 г. скв. скв. 116, 60, 123, 142, 32 116, 60, 123, 142, 32 20.07. - 3.09.07 г. 20.07. - 3.09.07 г. скв. скв. 44, 2, 19 44, 2, 19 23.08. - 7.10.07 г. 23.08. - 7.10.07 г. скв. скв. 9.10. - 1.11.07 9.10. - 1.11.07 33, 37 33, 37 скв. скв. 30vr-sm-sr 19sm-sr 2vr-sm 44 vr-sm-sr 32vr-sm-sr 116 vr 60 vr 142 sm 123 vr 119 sm Вишанское месторождение Oilfield Vishanskoe

  14. Диаграммы скоростей и распределения фильтрационных потоков от нагнетательной скважины 63 Вишанского месторождения Diagrams of speedes and destribution of seepages from pumping well 63 of the oilfield Vishanskoe

  15. Геолого-физические свойства коллекторов в зоне влияния нагнетательной скв. 63 Вишанского месторождения Geological-and-physical characteristics of reservoirs in the zone of influence of the injection well 63 of the oilfield Vishanskoe

  16. Основные применяемые композиции : Main used compositions: Раствор лигнопола с жидким стеклом Lignopole solution with liquid glass Жидкое стекло с каустической содой Liquid glass with caustic soda Гипано-бентонитовые растворы Hypano-bentonite solutions ОВП-1 с жидким стеклом Water Influx Catcher-1 with liquid glass Растворы гипана с жидким стеклом Hypane solutions with liquid glass Каустическая сода с гипаном Caustic soda with hypane Растворы на основе ПАА Solutions on base ofPolyacrylamide Объемы закачки реагентов от 500 до 6000 м3 Volumes of agents injection from 500 till 6000m3

  17. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ КОМПОЗИЦИЙ ДЛЯ ПНП И КРИТЕРИИ ИХ ВЫБОРА С УЧЕТОМ СПЕЦИФИКИ ОБЪЕКТОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ Тип и объем (V) закачки потокоотклоняющих композиций в зависимости от их динамической вязкости (η), структурообразующей способности в пластовых условиях и коэффициента приемистости (Кпр) объектов воздействия Примечание. 1 – среднепластовая температура; 2 – Ос – осадкообразование в контакте с минерализованной пластовой водой; Гл – регулируемое во времени гелеобразование; 3 – при 70 ºС; 4 – объем воздействиякорректируется по результатам трассирования фильтрационных потоков; 5 – Жидкое стекло; 6 – ПАА «DP9-8177»; растворитель–водопроводная вода;7 и 8– ПАА «Alcoflood 955»: растворители 7 – пластовая (ρ = 1,10 г/см3) вода, 8 – водопроводная вода

  18. PROCESSING CHARACTERISTICS OF COMPOSITIONS FOR INCREASING RESERVOIR RECOVERY AND CRITERIAS OF SELECTION ACCORDING TO SPECIFICITY OF THE RECIPIENT Type and volume (V) of compositions injection of flow inclination according to their dynamic viscosity (η),gel-forming capability of in-place conditions and injectivity index of the recipient Note. 1 – temperature of average bed; 2 sl – sludging in contact with mineralized oil-field water; gl – regulated in time helium formation; 3 – at 70 ºС; 4 – volume of influence is corrected according to results of seepages routing; 5 – LG – liquid glass;6 - polyacrylamide «DP9-8177», solvent – tap water;7 и 8 – polyacrylamide «Alcoflood 955», Solvents 7 – tabular (ρ=1,10 g/sm3) and8 – tap waters

  19. Внешний вид потокоотклоняющих материалов после формирования структуры Appearance of the materials of flow inclination after structure formation “ОВП-1” + жидкое стекло “Water influx catcher-1” +liquid glass “ОВП-1” + Na2CO3 “water influx catcher-1” + Na2CO3 “ВПРГ” + жидкое стекло “VPRG” + liquid glass жидкое стекло Liquid glass ПАА + жидкое стекло Polyacrylamide+ liquid glass

  20. Схема обвязки скважины при приготовлении и закачке композиций с применением типового оборудования Scheme of well binding at preparing and injection of compositions using standard equipment Вода Water Эжекторный смеситель Electric mixer Компонент 3 Component 3 ЦА 320 3 2 0 Компонент 1 Component 1 Скважина WELL Емкость с мешалкой ЦС Volume with stirrer ЦА-320 2 0 3 Компонент 2 Component2 ЦА-320 3 2 0

  21. Схема обвязки скважины при приготовлении и закачке композиций с применением автоматизированной комплексной установки дозирования реагентов (КУДР-3) Scheme of well binding at preparing and injection compositions using complex automated equipment of agents batching КУДР COMPLEX EQUIPMENT FOR AGENTS INJECTION IN BED Скважина Well

  22. Характер изменения профиля приемистости скважины 66 (а) и динамики вытеснения нефти из задонской залежи IV пачка (b) Речицкого месторождения А – до и Б – после проведения ГТМ по увеличению охвата пластов заводнением с применением потокоотклоняющей композиции «ОВП-1» + ЖС Pattern of changes of injectivity profile 66 (a) and dynamics of oil displacement from deposit zadonskaya IV formation (b) of oil-field Rechitskoe A-before and B – after holding geological and technical engineering measures of increasing bed coverage with water flooding using compositions of deviating flow “WATER INFLUX CATCHER-1”+LIQUID GLASS а b Qж, Qн, Qн.доп. – накопленная добыча жидкости, нефти и накопленная дополнительная добыча нефти Н , м Qж, Qн, Qн.доп. – Cumulative production of liquid, oil and cumulativeaditional production of oil Б 2190 2140000 2000 2192 А Б 1800 интервал приемистости интервал приемистости 1600 2120000 2200 1400 интервал перфорации интервал перфорации 1200 т т , . п , о н 2100000 1000 д Q н Q 2210 800 A 600 2080000 400 2220 200 2060000 0 2225 0 1 2 2 6 2 3 4 5 6 7 8 9 1 1 1 1 0 0 2 .2006 / 1 l g Q ж , [ ] т / 1 1

  23. Эффективность работ по ПНПза 2001-2005 гг. на 01.12.2005 г. Operating efficiency of reservoir recovery increasing in 2001-2005on 01.12.2005

  24. График разработки подсолевой залежиВишанского месторождения Schedule of production of sub salt well, oil-field Vishanskoe

  25. Стоимость потокоотклоняющих композиций Cost of compositions of flow declination

  26. Успешность работ 100% • Средняя дополнительная добыча нефти на одну реагирующую скважину от 400 до 1000 т • Длительность эффекта до 6-12 месяцев • Окупаемость затрат до 300-400% • Success of works – 100 % • Average additional oil production on one reactive well – from 400 to 1000t • Duration of effect till 6-12 months • Payback – till 300-400 %

More Related