СНПХ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД, РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН. - презентация

1 СНПХ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ, ОГРАНИЧЕНИЕ ПРИТОКА ВОД, РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ СКВАЖИН

2 ПРОИЗВОДСТВО ХИМПРОДУКТОВ ДЛЯ ПНП марки СНПХ ОАО «НИИнефтепромхим» 2

3 По механизму воздействия разрабатываемые технологии объединены в следующие группы: Выравнивание профиля приемистости нагнетаемой в пласт воды и повышение охвата воздействием (ВДС, СНПХ-8310, СНПХ-8335, СНПХ- 9633) Ограничение водопритока (СНПХ- 9633, СНПХ-8320, СНПХ-ПУС) Интенсификация добычи нефти (СНПХ-9010, СНПХ- 9030, СНПХ-9021, СНПХ-9350, СНПХ- 8903) Технологии, имеющие в своей основе комбинированное воздействие различных факторов (СНПХ-95М, СНПХ- 9900, СНПХ-ВМС) Составы для ремонтно-изоляционных работ ( СНПХ-9800, СНПХ-8345, СНПХ-3002 и др.) ОАО «НИИнефтепромхим» 3

4 Применение углеводородных композиций ПАВ (СНПХ-9633) с целью ограничения водопритоков, увеличения продуктивности скважин и/или повышения нефтеотдачи пластов ОАО «НИИнефтепромхим» 4

5 Технологии на основе углеводородных композиций ПАВ СНПХ-9633 технология ограничения водопритоков добывающих скважин углеводородной композицией ПАВ; технология обработки обводнённых (более 80%) добывающих скважин совместно с кислотой с целью увеличения их продуктивности (направленные кислотные высокообводнённых пластов); технология воздействия на нефтяной пласт углеводородной композицией ПАВ через нагнетательные скважины; технология обработки нагнетательных скважин путем закачки полимер-глинистой и углеводородной нефтеотмывающей системы (ПГ- УВС) с целью повышения нефтеотдачи пластов (увеличение коэффициентов охвата и нефть вытеснения) ОАО «НИИнефтепромхим» 5

6 Свойства углеводородных композиций ПАВ СНПХ-9633 Внешний вид прозрачная однородная жидкость от тёмного до светлого цвета Стабильностьустойчивы в диапазоне температур от минус 50 до +35°С Плотность 800 – 920 кг/м 3 (при 20°С) Вязкость 1,5 – 3,0 м Па·с (при 20°С) Температура застывания ниже минус 50°С Токсичность 3-4 класс опасности (мало- или умеренно опасные вещества) Срок хранения более 1 года 6

7 Эмульсионные системы, формирующиеся при контакте реагента СНПХ-9633 с водой (марки А и В) имеют внешнюю углеводородную фазу; устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются под действием нефти; стабильны в течение длительного времени (2 года и более); отличаются высокой вязкостью и прочностью при невысоких скоростях сдвига; способствуют диспергированию АСПО; снижают водопроницаемость и увеличивают нефтепроницаемость. ОАО «НИИнефтепромхим» 7

8 Динамика применения технологии СНПХ-9633 в добывающих скважинах в ОАО Татнефть Динамика применения технологии СНПХ-9633 в добывающих скважинах в ОАО Татнефть 8

9 Технология ограничения водопритоков добывающих скважин углеводородными композициями ПАВ СНПХ-9633 Предназначена для ограничения водопритока и увеличения дебита нефти добывающих скважин как в карбонатных, так и терригенных коллекторах с различной минерализацией попутно- добываемых вод при высокой обводнённости извлекаемой продукции (вплоть до 100%) В зависимости от геолого-физических условий применения: среднесуточный прирост дебита нефти составляет 2,0-5,0 т; дополнительная добыча нефти – в среднем более 1000 т на 1 скважина-обработку; сокращение объёмов попутно-извлекаемой воды – более 2000 т на 1 скважина-обработку; длительность эффекта – 1-2 года и более; успешность обработки – в среднем более 70%. ПОКАЗАТЕЛИ ВНЕДРЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ НА НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ РОССИИ Производственное объединение Год применения Общее количество скв.-обр Дополнит. добыча нефти, тыс.т Сокращение добычи воды, тыс.т ОАО «Татнефть» *1782,35627,7 ООО «ЛУКойл-Пермь» **251,3640,0 АНК «Башнефть» ***106,1196,9 ОАО «Удмуртнефть» ,924,8 * эффект продолжается в 2013 г. в 234 скв.; ** эффект продолжался в 2011 г. в 5 скв; *** эффект продолжался в 2007 г. в 19 скв. 9

10 Изменение вязкости эмульсий на основе реагента СНПХ-9633 при введении в него наполнителя и (или) модификатора ОАО «НИИнефтепромхим» 10

11 Изменение водопроницаемости модели пласта при введении в состав реагента СНПХ-9633 наполнителя и (или) модификатора ОАО «НИИнефтепромхим» 11

12 ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКОВ УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9633) С МОДИФИКАТОРОМ (И НАПОЛНИТЕЛЕМ) Технология предназначена для ограничения водопритоков добывающих скважин в карбонатных и терригенных залежах с высокой обводненностью продукции (60-99%), с различной минерализацией попутно- добываемых вод. Введение в состав углеводородной композиционной системы ПАВ (реагента СНПХ-9633) модификатора и/или наполнителя позволяет повысить скорость формирования эмульсионных систем, их стабильность и прочность, способствует усилению блокирующих свойств, снижению чувствительности к депрессиям и уменьшению возможности выноса из пласта. В зависимости от геолого-физических условий применения среднесуточный прирост дебита нефти составляет 2,0 – 6,0 т; дополнительная добыча нефти – в среднем более 1340 т на 1 скважина-обработку; сокращение объёмов попутно-извлекаемой воды – более 3000 т на 1 скважина-обработку; средняя длительность эффекта более 1 года; успешность обработки – 88%. Производственное объединение Год применения Общее количество скв.-обр. Дополнит. добыча нефти, тыс.т Сокращение добычи воды, тыс.т ОАО «Татнефть» *55,9133,4 * в 18 скв. эффект продолжается в 2013 г.

13 ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАБОТКИ ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ (СНПХ-9640) ПРИ ПОВЫШЕННЫХ ПЛАСТОВЫХ ТЕМПЕРАТУРАХ Технология на основе реагента СНПХ-9640 предназначена для снижения обводненности извлекаемой продукции и увеличения дебита нефти в карбонатных и терригенных залежах с высокой обводнённостью продукции (60 – 99%), при пластовых температурах 60 – 100 С и различной минерализацией вод, обводняющих скважину. Метод основан на блокировании водонасыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке углеводородной композиции ПАВ (СНПХ-9640). Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при контакте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. Кроме того, разработанные реагенты обладают гидрофобизирующим действием, способны растворять и диспергировать АСПО и понижать вязкость нефти. Реагент выпускается в двух вариантах: товарный продукт и концентрат, который перед применением разбавляется углеводородным растворителем до необходимой концентрации в нефтегазодобывающих предприятиях. Реагент однороден и стабилен в диапазоне температур от минус 50°С до +35°С в течение длительного времени, имеет невысокую вязкость (1,5 – 5 м Па·с) и низкую температуру застывания (ниже минус 50°С). Получена разрешительная документация на применение реагента СНПХ-9640 в нефтяной промышленности: паспорт безопасности, санитарно –эпидемиологическое заключение, сертификат соответствия и сертификат на применение химпродукта в технологических процессах добычи и транспорта нефти. В 2013 году запланированы испытания в Западной Сибири. ОАО «НИИнефтепромхим» 13

14 Свойства углеводородных композиций ПАВ СНПХ-9640 Внешний вид прозрачная однородная жидкость от темного до светлого цвета Стабильностьустойчивы в диапазоне температур от минус 50 до +35°С Плотность 800 – 920 кг/м 3 (при 20°С) Вязкость 1,5 – 5 м Па·с (при 20°С) Температура застывания ниже минус 50°С Токсичность 3-4 класс опасности (мало- или умеренно опасные вещества) Срок хранения более 1 года 14

15 Изменение водопроницаемости модели пласта после обработки углеводородной композицией ПАВ при 85 0 С ОАО «НИИнефтепромхим» 15

16 ТЕХНОЛОГИЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНОЙ ПЛАСТ УГЛЕВОДОРОДНОЙ КОМПОЗИЦИЕЙ ПАВ ЧЕРЕЗ НАГНЕТАТЕЛЬНЫЕ СКВАЖИНЫ Технология на основе углеводородных растворов и композиций ПАВ (реагента СНПХ-9633) предназначена для улучшения показателей разработки нефтяного месторождения в условиях неоднородных пластов с различной минерализацией пластовых и закачиваемых вод и высокой обводнённостью продукции скважин. Эффект достигается вовлечением в разработку зон пласта, ранее неохваченных воздействием, при одновременном ограничении работы высокообводнённых пропластков после обработки нагнетательных скважин углеводородными композициями ПАВ Удельная технологическая эффективность в зависимости от типа коллектора от 0,9 до 3,5 тыс. тонн (в среднем более 2,1 тыс. т) на одну скважина-обработку при средней продолжительности эффекта 2 – 2,5 года. Показатели внедрения технологии Производственное объединение Общее количество обработанных участков Дополнительная добыча нефти, тыс.т АО «Татнефть» АНК «Башнефть» ООО «Лукойл-Пермь» ,3 2,7 14,6 16

17 17

18 ТЕХНОЛОГИЯ НАПРАВЛЕННОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ (НКОВП) Как правило, кислотные обработки при обводнённости продукции выше 40-60% неэффективны. В отличии от других кислотных методов, технология НКОВП предназначена для повышения эффективности кислотных обработок в условиях неоднородных карбонатных или терригенных коллекторов с различной минерализацией попутно-добываемых вод при высокой обводненности продукции (более 80%). Метод основан на увеличении эффективности кислотных обработок путём блокировки зон с повышенной проницаемостью. Блокировка проницаемых зон осуществляется с помощью вязких гелеобразных эмульсионных систем обратного типа, образующихся при контакте реагента СНПХ-9633 с минерализованными водами, обводняющими скважину. Закачиваемая следом кислота направляется не в зоны с высокой проницаемостью, а в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны, ранее не охваченные воздействием. Технология предусматривает закачку раствора композиции ПАВ и кислотного состава в объёме 10 – 26 м 3 и 1 – 7 м 3 на одну скважина-обработку. ОАО «НИИнефтепромхим» 18

19 ОАО «НИИнефтепромхим» Дебит жидкости после обработки увеличивается в 1,2 –1,5 раза, а дебит нефти – в 1,5 – 2 раза; Обводненность продукции снижается в среднем на 20 %; Успешность – 70%; Средняя длительность эффекта – 16,5 месяцев. ТЕХНОЛОГИЯ НАПРАВЛЕННОЙ КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ВЫСОКООБВОДНЕННЫХ ПЛАСТОВ (НКОВП) 19 Производственное объединение Год применения Общее количество скв.-обр. Дополнит. добыча нефти, тыс.т Сокращение добычи воды, тыс.т ОАО «Татнефть» *23,063,5 * в 12 скважинах эффект продолжается

20 ТЕХНОЛОГИЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ КОМПЛЕКСНОГО ДЕЙСТВИЯ С ПОМОЩЬЮ ПОЛИМЕР-ГЛИНИСТОЙ И УГЛЕВОДОРОДНОЙ НЕФТЕОТМЫВАЮЩЕЙ СИСТЕМЫ (ПГ-УВС) ОАО «НИИнефтепромхим» 20 Технология предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти за счёт увеличения охвата пласта заводнением с последующим повышением нефтевытесняющей способности закачиваемой воды. Область ее применения – неоднородные по проницаемости терригенные пласты с температурой С, обводненные закачиваемой водой различной минерализации (от пресной до высокоминерализованной) с высокой обводненностью добываемой продукции (свыше 60%) при неполной выработанности запасов нефти. Технология ПГ-УВС заключается в последовательной закачке в нагнетательные скважины полимер-глинистой композиции (ПГК) и углеводородной композиции ПАВ (УК ПАВ) ПГК используется для снижения проводимости высокопроницаемых промытых пропластков и представляет собой водные дисперсии бентонитового глинопорошка в растворе полимера (например, полиакриламида). Увеличение нефтеизвлечения из зон ранее неохваченных воздействием осуществляется благодаря УК ПАВ – реагента СНПХ-9633 (марки С) с повышенными нефтевытесняющими свойствами.

21 ОАО «НИИнефтепромхим» Результаты применения технологии ПГ-УВС на месторождениях ОАО «Татнефть» НГДУ Период обработок, год Кол-во участков (скв.-обр.), шт. Дополнительная добыча нефти, т Дополнительная добыча нефти, т/уч. (т/скв.-обр.) Кол-во участков, где эффект продолжается шт.% «Азнакаевскнефть» (10) (1251)667 «Альметьевнефть» «Джалильнефть» «Бавлынефть»20133 (12) (846)3100 «Лениногорскнефть» Всего: (38) (1684) По технологии ПГ-УВС в г.г. в ОАО «Татнефть» (по состоянию на г.) обработано 28 участков (38 нагнетательных скважин) различных терригенных площадей и залежей (девон, бобрик). Увеличение добычи нефти по 28 участкам достигает 64 тыс.т, причём по большинству участков эффект продолжается. По 20 участкам, обработанным в г.г., дополнительная добыча нефти составляет в среднем 2600 т/уч. (2476 т/скв.-обр.) при длительности эффекта 18 мес., причём на 13 (65%) участках эффект не закончился.

22 Технология СНПХ-ПУС предназначается для изоляции высокопроницаемых обводненных интервалов с целью изоляции водопритока на добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. Технология эффективно применяется для изоляции притока как закачиваемой (прорыв по высокопроницаемым пропласткам), так и подстилающей (конус обводненности) воды. Состав обладает селективностью, т.е. при взаимодействии с водой он образует гелеобразную систему и, соответственно, блокирует водонасыщенные гидрофильные коллектора, а с нефтью не взаимодействуют и выносится из гидрофобных нефтенасыщенных коллекторов при освоении добывающих скважин. Технология СНПХ-ПУС для изоляции пластовых вод в нефтяных скважинах ОАО «НИИнефтепромхим» 22

23 Результаты опытно-промышленных работ СНПХ-ПУС в 2011 году на скв. 228 в ОАО «Татнефть» 23 ОАО «НИИнефтепромхим»

24 Методы РИР

25 Способы восстановления целостности обсадных колонн Тампонажные составы Технические средства На основе минеральных вяжущих (цементы, гипс, силикаты и т.д.) На основе элементорганических соединений (кремнийорганические соединения) На основе полимеров, смол (полимеры акрилового ряда, эфиры целлюлозы, полисахариды, смолы) Съемная «летучка» Протяженный участок Дополнительная колонна Пакерующие устройства Цемент. «летучка» и др.

26 ОАО «НИИнефтепромхим» ГЕРМЕТИЗИРУЮЗИЙ СОСТАВ СНПХ НА ОСНОВЕ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ

27 ПРЕИМУЩЕСТВА СМОЛЫ СНПХ-3002 Высокая успешность герметизации нарушений обсадных колонн с малой приемистостью. Возможность герметизации нарушений обсадных колонн в любом интервале, так как допустимый диапазон температуры в зоне обработки составляет от – 100С до +900С. Не ограничивается способ эксплуатации скважины, так как диаметр ствола скважины не уменьшается. Возможность герметизации нарушений обсадных колонн в скважинах, где из- за особенностей конструкции невозможно применение технических средств. Объем получаемого полимерного камня равен объему тампонажного раствора. Меньшая стоимость скв/операции по сравнению с Пластиком КС. ОАО «НИИнефтепромхим» 27

28 ДИНАМИКА ИЗМЕНЕНИЯ КОЛИЧЕСТВА ТАМПОНАЖНЫХ РАБОТ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СИНТЕТИЧЕСКИХ СМОЛ В ОАО «ТАТНЕФТЬ» ОАО «НИИнефтепромхим» 28

29 ТЕХНОЛОГИЯ СНПХ 8335 ДЛЯ ВЫРАВНИВАНИЯ ПРОФИЛЯ ПРИЕМИСТОСТИ В НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИНАХ – ЛИКВИДАЦИЯ ПРОРЫВОВ ВОДЫ Технология основана на способности изолирующего состава СНПХ 8335 образовывать в высокопроницаемых зонах малопроницаемого, протяженного, водоизолирующего экрана. Эффект достигается за счет многократного снижения проницаемости водонасыщенных зон (при необходимости - вплоть до прекращения фильтрации) и перераспределения фильтрационных потоков. ОАО «НИИнефтепромхим» Обработка нагнетательных скважин производится с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования. Состав готовится в промысловых условиях. Поставка реагента производится автотранспортом. 29

30 КРИТЕРИИ, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-8335 Коллектор – терригенный и карбонатный, неоднородный по разрезу. Минимальная пористость 10÷15%. Допускается наличие нескольких неоднородных пластов, вскрытых одним фильтром. История предыдущих обработок (вид воздействия, эффективность). Нежелательно применение составов, приведших к ухудшению фильтрационно-емкостных характеристик призабойной зоны (осадкообразующие и гелеобразующие составы, полимеры и др.) Обводненности продукции по участку – до 98%. Минерализация попутно-добываемой воды не регламентируется. Мощность перфорированная – не менее 2 м. Стабильность композиции от -18 до 70°С. Наличие остаточных извлекаемых запасов нефти – не менее 30%. Приемистость скважины до обработки не менее 150 м 3 /сут при давлении не выше 8,0 МПа. При закачке состава происходит рост давления закачки. Максимальное давление закачки ограничивается техническим состоянием колонны скважины. ОАО «НИИнефтепромхим» 30

31 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА СНПХ-8335 До обработки После обработки 100% % 35% 14% В 2007 г. в НГДУ «Игра» по этой технологии обработаны 3 нагнетательные скважины (638, 32 р, 640). Успешность составила 100% Изменение профиля приемистости скважины 638, обработанной по технологии СНПХ ОАО «НИИнефтепромхим» 31

32 Технология основана на способности состава СНПХ 8345 при заполнении пустотного пространства за обсадной колонной скважины образовывать объемный, монолитный, водогазонепроницаемый изолирующий экран Эффект достигается за счет: изоляции зон высокой проницаемости и трещин; высокой адгезии состава к колонне, цементному камню и породе; низкой вязкости состава при закачке, что обеспечивает полное заполнение предназначенного к изоляции объема пласта и заколонного пространства; регулируемого времени схватывания. ОАО «НИИнефтепромхим» ТЕХНОЛОГИЯ СНПХ 8345 ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ПРОРЫВА ГАЗА И ВОДЫ И ЗАКОЛОННЫХ ПЕРЕТОКОВ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ Изоляция зон нарушения производится с использованием стандартного нефтепромыслового тампонажного оборудования (агрегат типа ЦА-320, автоцистерна, емкость для смешения реагентов). Поставка реагента автотранспортом. 32

33 КРИТЕРИИ, УЧИТЫВАЕМЫЕ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-8345 Коллектор – терригенный и карбонатный поровый. Наличие заколонной циркуляции. Наличие технической возможности доставки состава в зону нарушения. История предыдущих обработок (вид воздействия, эффективность). Минерализация попутно-добываемой воды не регламентируется. ОАО «НИИнефтепромхим» ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТЬ ОПЕРАЦИЙ ПРИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ СНПХ-8345 Выбирается интервал перфорации предназначенный к изоляции; При необходимости в обсадной колонне перфорируются спецотверстия; ИП выделяется установкой цементного моста и пакера; Производится заливка изолирующего состава СНПХ-8345; Продавка состава в объеме НКТ производится безводной нефтью (в некоторых случаях цементным раствором); Выдержка состава на ОЗЦ до полимеризации состава; Разбуривание состава в скважине и пуск скважины в работу. 33

34 П РИ РЕАЛИЗАЦИИ ТЕХНОЛОГИИ В СООТВЕТСТВИИ С НАСТОЯЩИМИ ТРЕБОВАНИЯМИ ИЗОЛИРУЮЩИЙ СОСТАВ ДОСТАВЛЯЕТСЯ В СЕЛЕКТИВНО ВЫДЕЛЕННЫЙ ПРОПЛАСТОК, ЗАПОЛНЯЕТ НЕОБХОДИМЫЙ ОБЪЕМ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА ПРИСКВАЖИННОЙ ЗОНЫ И ПОЛНОСТЬЮ ИЗОЛИРУЕТ ЕЁ. П ОСЛЕ ОЖИДАНИЯ ПОЛНОГО СТРУКТУРИРОВАНИЯ СОСТАВА НЕОБХОДИМО ПРОВЕСТИ МЕХАНИЧЕСКУЮ ОЧИСТКУ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ОТ ОСТАТКОВ СТРУКТУРИРОВАННОГО РЕАГЕНТА ОАО «НИИнефтепромхим» 34

35 ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ РЕАГЕНТА СНПХ-8345 В 2007 г. по этой технологии в НГДУ «ИГРА» обработаны 3 добывающие скважины (2471, 2434, 2428). Характерным примером применения СНПХ-8345 для РИР газа является ремонт скважины 2471 Красногорского месторождения, проведённый в декабре 2007 года. Скважина находилась в простое с г. Исследования показали наличие нарушений в колонне протяжённостью порядка 300 метров, связанные с сероводородной коррозией. Ремонт осуществлялся по технологии СНПХ-8345, с заполнением пустотного пространства за колонной специальным герметизирующим составом и заполнением колонны этим же составом по всему интервалу нарушений. После выдержки состава в течение 72 часов скважина была стандартными операциями подготовлена и сдана в эксплуатацию. Дебит по нефти составил 4.1 тн/сут, обводненность 23%. Эффективность обработок по технологии СНПХ-8345 за 2007 г. составила порядка 67%. ОАО «НИИнефтепромхим» 35

36 ПРИМЕНЕНИЕ КОМПОЗИЦИИ СНПХ-9800 ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ ОАО «НИИнефтепромхим» 36

37 Физико-химические характеристики СНПХ-9800 Интервал температур применения, 0 С Время полимеризации - отверждения (определяется подбором состава композиции), ч 6-72 Плотность композиции, г/см 3 1,2-1,35 Прочность на изгиб, кГ/см ОАО «НИИнефтепромхим» 37

38 устранение заколонных перетоков; отключение обводненных (выработанных) интервалов пласта или всего пласта; изоляция водопритока; ВУС на основе композиции СНПХ-9800 применяется для изоляции подошвенной воды; ликвидация поглощений при ТКРС. Область применения композиции СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» 38

39 композиция СНПХ-9800 эффективна при РИР скважин в тех случаях, когда цементные растворы не дают должного результата; композиция СНПХ-9800 эффективна при РИР скважин в тех случаях, когда цементные растворы не дают должного результата; композиция полимеризуется в широком температурном интервале под действием инициатора и модифицирующих добавок; композиция полимеризуется в широком температурном интервале под действием инициатора и модифицирующих добавок; высокая адгезивная способность к породе, металлу и цементному камню; высокая адгезивная способность к породе, металлу и цементному камню; полимеризованный состав (тампонажный камень) является гидрофобным, эластичным и стойким к ударным воздействиям; полимеризованный состав (тампонажный камень) является гидрофобным, эластичным и стойким к ударным воздействиям; динамика повышения структурно-механических свойств композиции (полимеризация) регулируются во времени; динамика повышения структурно-механических свойств композиции (полимеризация) регулируются во времени; обладает повышенной механической прочностью, это позволяет проводить дальнейшие работы по вторичному вскрытию без разрушения тампонажного камня; обладает повышенной механической прочностью, это позволяет проводить дальнейшие работы по вторичному вскрытию без разрушения тампонажного камня; изоляционная композиция готовится на скважине. изоляционная композиция готовится на скважине. Основные свойства композиции СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» 39

40 полученный тампонажный камень стоек к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочным растворам; полученный тампонажный камень стоек к воздействию агрессивных пластовых сред и кислотно-щелочным растворам; может применяться при любой минерализации пластовых вод и температурах до 100 ; может применяться при любой минерализации пластовых вод и температурах до 100 С; при изоляционных работах в скважинах с большой приемистостью может быть модифицирован твердыми наполнителями: цементом, глинопорошком, армирующими волокнами, резиновой крошкой и т. д.; при изоляционных работах в скважинах с большой приемистостью может быть модифицирован твердыми наполнителями: цементом, глинопорошком, армирующими волокнами, резиновой крошкой и т. д.; возможность хранения при низкой температуре, без потери свойств; возможность хранения при низкой температуре, без потери свойств; срок хранения композиции 12 месяцев и более; срок хранения композиции 12 месяцев и более; экологическая безопасность и технологичность; экологическая безопасность и технологичность; композиция поставляется в 200 л бочках, что значительно упрощает его транспортировку и хранение. композиция поставляется в 200 л бочках, что значительно упрощает его транспортировку и хранение. Преимущества композиции СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» 40

41 Лабораторные исследования композиции СНПХ ОАО «НИИнефтепромхим» 41

42 Лабораторные исследования композиции СНПХ ОАО «НИИнефтепромхим» 42

43 1. Установка отсекающего моста (пакера) в обсадной колонне или отсыпка песка 3-5 м ниже уровня интервала нарушения; 2. Подготовка рецептуры композиции СНПХ-9800 на требуемое время полимеризации в зависимости от конкретных пластовых условий; 3. Приготовление композиции на скважине, заполнение НКТ и подача необходимого количество изоляционной композиции в интервал нарушения обсадной колонны; 4. Продавка изоляционной композиции в интервал нарушения; 5. Время реагирования (полимеризации) изоляционной композиции (1-3 суток); 6. Опрессовка обсадной колонны; 7. Отбивка (нащупывание) полимерного (полимерцементного) стакана и разбуривание моста или пакера. Способ применения композиции СНПХ-9800 ОАО «НИИнефтепромхим» 43

44 Ликвидация заколонных сообщений Нефтенасыщенный пласт Вода 1. Спуск пакера 2. Закачка изоляционного материала 3. Образование тампонажного камня и ликвидация заколонных сообщений 4. Подъем пакера Тампонажный камень

45 Ликвидация газопроявления Нефтенасыщенный пласт 1. Спуск пакера 2. Закачка изоляционного материала 3. Образование тампонажного камня и ликвидация газопроявления 4. Подъем пакера Газ Тампонажный камень

46 Нефтенасыщенный пласт 1. Спуск пакера 2. Закачка изоляционного материала 3. Образование тампонажного камня и ликвидация газопроявления 4. Подъем пакера Газ Спецотверстия для закачки рабочего состава Тампонажный камень Ликвидация газопроявления

47 Схема изоляции водонасыщенной части пласта для предотвращения вертикальной фильтрации воды при эксплуатации скважины ОАО «НИИнефтепромхим» 47

48 Отсечение прорыва подошвенных вод Нефтенасыщенный пласт Вода 1. Спуск пакера 2. Закачка буферного состава 3. Закачка изоляционного материала 4. Закачка цементного состава 5. Подъем посадочного устройства Буферный состав Тампонажная композиция Спецотверстия для закачки рабочих составов Водонефтяной контакт Цементный состав

49 Нефтенасыщенный пласт Вода 1. Спуск НКТ 2. Закачка изоляционной композиции 3. Закачка цементного состава 4. Подъем НКТ 5. Разбуривание 6. Перестрел интервала перфорации Изоляционная композиция Спецотверстия для закачки рабочих составов Водонефтяной контакт Цементный состав Отсечение прорыва подошвенных вод

50 Результаты технологической эффективности применения технологии СНПХ-9800 Результаты технологической эффективности применения технологии СНПХ-9800 Технология применяется на объектах Малых Нефтяных Компаний (МНК) Татарстана с 2007 г. Проведено около 50 скважина-операций Дополнительная добыча нефти более 8 тыс. тонн Средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил более 2,5 т/сут Средняя продолжительность эффекта составляет более 7 месяцев Успешность проведения РИР добывающих скважин составляет более 70 %. ОАО «НИИнефтепромхим» 50

51 Тепловые методы ОПЗ. Оксидатная технология. Новые кислотные композиции для ПНП и ОПЗ (АФК)

52 ОАО «НИИнефтепромхим» 52

53 Защитная сетка ОАО «НИИнефтепромхим» 53

54 Радиатор (защита пакера) ОАО «НИИнефтепромхим» 54

55 ОАО «НИИнефтепромхим» 55

56 ОАО «НИИнефтепромхим» 56

57 ОАО «НИИнефтепромхим» 57

58 ОАО «НИИнефтепромхим» 58

59 ОАО «НИИнефтепромхим» 59

60 ОАО «НИИнефтепромхим» 60

61 ОАО «НИИнефтепромхим» 61

62 «Оксидатная» технология ОАО «НИИнефтепромхим» Углеводороды + воздух Кислоты Альдегиды Кетоны Др. органические соединения 62

63 Технология предназначена для интенсификации процесса комплексного воздействия на продуктивные пласты карбонатных коллекторов, насыщенных высоковязкой парафинистой нефть. Механизм воздействия на ПЗП представляется совокупностью нескольких процессов. Образующаяся при реакции жидкофазного окисления (ЖФО) группа растворителей и выделившееся тепло растворяют АСПО при их наличии в ПЗП и разрушают граничный слой нефти на контакте с породообразующими минералами. Вследствие деблокирования порового пространства пород от высокомолекулярных углеводородных соединений улучшаются условия доступа группы карбоновых кислот к породе. Меньшая скорость реагирования карбоновых кислот с карбонатными породами в сравнении с соляной кислотой позволяет проводить более глубокие обработки призабойной зоны скважины. Основные принципы получения «оксидата» и осуществления технологии ОАО «НИИнефтепромхим» 63

64 ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ВНУТРИСКВАЖИННОГО РЕАКТОРА ОАО «НИИнефтепромхим» 64

65 ЛАБОРАТОРНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ ОКСИДАТА 65

66 РЕЗУЛЬТАТЫ ЛАБОРАТОРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ В ходе исследования продуктов жидкофазного окисления легких фракций бензина была проведена многократная промывка водонефтенасыщенной модели, моделировавшей неоднородный пласт. Проведенные эксперименты подтвердили возможность увеличения нефтеотдачи за счет вытеснения продуктом жидкофазного окисления легких фракций бензина (оксидата). При этом происходит как собственное растворение и вытеснение ВВН, так и увеличение проницаемости коллектора за счет взаимодействия карбоновых кислот оксидата с карбонатным коллектором. КИН ВОДА К но = 50% ОКСИДАТ К но = 15.6% ВОДА К но = 7.8% Σ = 73.4 % ОАО «НИИнефтепромхим» 66

67 Технологии стимуляции скважин ОАО «НИИнефтепромхим» 67

68 Новая кислотная композиция- АФК ОАО «НИИнефтепромхим» 68

69 ИЗ МАТЕРИАЛОВ КОНФЕРЕНЦИИ ПО НАНОТЕХНОЛОГИЯМ. Москва, % оставшихся к ХХI в. запасов нефти и газа в РФ относятся к ТИЗН. В категории ТИЗН 28% общих запасов нефти находятся в низкопроницаемых коллекторах (НПК), 22% - в заводненных зонах, 8% - в нефтегазоконденсатных зонах, 5% - запасы с ВВН и 2% - ПБ. При этом 20% общих запасов находится в карбонатных коллекторах. По более поздним данным 43% общих запасов нефти находится в НПК и 34% - в заводненных зонах. ОАО «НИИнефтепромхим» 69

70 ОБРАЗЦЫ КАРБОНАТНОГО КЕРНА СКВ.1164 ДЕМКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ РТ Обр Гл. 1243,8 м. Кизеловский горизонт. Открытая пористость – 14,73%, проницаемость – 29,35 мД, остаточная нефтенасыщенность к объему пор – 44,56%, остаточная нефтенасыщенность по массе – 2,69%. Обр Гл. 1117,5 м. Черепетский горизонт. Открытая пористость – 6,9%, проницаемость – не проницаем, остаточная нефтенасыщенность к объему пор – 32,23%, остаточная нефтенасыщенность по массе – 0,84%. 70

71 НОВЫЙ КИСЛОТНЫЙ РЕАГЕНТ ДЛЯ ОПЗ СКВАЖИН Нами разработан новый кислотный реагент для обработки призабойной зоны скважин. По кислотному воздействию реагент похож на широко применяемую соляную кислоту, но значительно превосходит ее как по качеству, так и по многофункциональности. Реагент обладает мощным комплексообразующим эффектом хелатного типа, способным в субстехиометрическом соотношении препятствовать росту кристаллов осадкообразующих солей. Он обладает и кристаллоразрушающим эффектом, видоизменяя форму центра кристаллизации и замедляя их дальнейший рост. Благодаря этому предотвращается выпадение кольматирующих гелеобразных осадков и солей, разрушается молекулярная структура глин и происходит вынос продуктов реакции. В отличие от соляной кислоты наш реагент равномерно воздействует на коллектор (на примере кернов из кизеловских отложений), проникая как в высоко-, так и низкопроницаемые зоны. При этом сохраняется исходная структура коллектора. Данными рентгенографического анализа не установлено появление в образцах керна каких-либо новообразований. Частично увеличивается пористость, значительно возрастает проницаемость. При этом установлено растворение зернистого кальцита, который цементирует органические остатки. Причем максимальное растворение кальцита происходит не в кавернах, а в каналах их соединяющих. Стоимость 1 т готового к употреблению раствора соизмерима со стоимостью 1 т НСl. Неоспоримым преимуществом является значительное сокращение транспортных и складских расходов. 2 т концентрата позволяет приготавливать т раствора эквивалентного по действию т НСl (но лучшего качества и с большими возможностями). Таким образом, 2 т реагента практически заменяют 1 ж/д цистерну с НСl. ОАО «НИИнефтепромхим» 71

72 ОАО «НИИнефтепромхим» 72

73 Распределение компонентов жидкости в модели пласта при фильтрации, определенное по данным ЯМР спектрометрии ОАО «НИИнефтепромхим» 73

74 ОАО «НИИнефтепромхим» 74

75 ОАО «НИИнефтепромхим» 75

76 ИК – СПЕКТРЫ ОБРАЗЦОВ ГЛИНЫ: ИСХОДНАЯ, ИЗ МОДЕЛИ, ВЫНЕСЕННАЯ ОАО «НИИнефтепромхим» 76

77 ОБРАЗЦЫ ШЛИФОВ КИЗЕЛОВСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ Скв Обр Николи скрещены Скв Обр Николи скрещены ОАО «НИИнефтепромхим» 77

78 ОБРАЗЕЦ ШЛИФА ЧЕРЕПЕТСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ Скв Обр Николи скрещены Порово-трещинный коллектор ОАО «НИИнефтепромхим» 78

79 ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРОВ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИИ СНПХ-9030

80 НАЗНАЧЕНИЕ Интенсификация добычи нефти из терригенных низкопроницаемых коллекторов; Восстановление производительности высокопродуктивных скважин, снизивших дебит (приемистость) за счет кольматации пор призабойной зоны пласта (ПЗП); Первичное освоение скважин после бурения. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ Добывающие и нагнетательные скважины, эксплуатирующие низкопроницаемые терригенные пласты, сложенные алевролитами, заглинизированными песчаниками; Скважины, эксплуатирующие высокопроницаемые пласты, снизившие свои показатели в ходе эксплуатации; Скважины, вышедшие из бурения. СНПХ реагент многофункционального действия, производство которого освоено в промышленных условиях (ТУ ) Эффект достигается за счет удаления скин- слоя и глубокой матричной обработки ПЗП. Кислотная композиция СНПХ-9030 позволяет провести растворение, диспергирование АСПО, разрушение части скелета породы (увеличение порового объема ПЗП) и глинистой составляющей. Технология осуществляется путем глубокой перепродавки технологической жидкостью композиции СНПХ-9030 на расчетную глубину ПЗП с последующим депрессионным извлечением продуктов реакции. 80

81 ОАО «НИИнефтепромхим» 81 Производственное объединение Год применения Общее количество скв.-обработок Доп. добыча нефти, тыс.т. Доп. добыча нефти на 1 скв.обр., тонн 1. ОАО «Татнефть» , ОАО «Сургутнефтегаз» , ТПП «Когалымнефтегаз» , АНК «Башнефть» Освоение скважин из бурения Нет данных ИТОГО ,91253 Технологические показатели промышленного применения технологии КХВД-СНПХ-9030 на нефтедобывающих предприятиях России на г.

82 ТЕХНОЛОГИЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ (ГЛИНИСТЫХ) КОЛЛЕКТОРОВ И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН С ПРИМЕНЕНИЕМ КОМПОЗИЦИИ СНПХ-9350 Технология предназначена для интенсификации добычи нефти из добывающих и увеличения приемистости нагнетательных скважин, эксплуатирующих заглинизированные терригенные и карбонатные коллектора, а также для очистки приствольной зоны скважины от привнесенного глинистого материала (буровой глинистый раствор или диспергированные глинистые частицы цемента породы пласта). Эффект достигается за счет комплексного воздействия на глинистую составляющую породы, вследствие чего в зависимости от типа глин происходит подавление набухания или ее структурное разрушение (диспергация). Такое воздействие на глинистые компоненты обусловлено наличием в составе СНПХ-9350 функционально-назначенного компонента, действие которого направлено на нарушение межплоскостных связей оксидов алюминия и силикатов в слоистой структуре глин. Технология осуществляется путем закачки композиции в расчетную зону ПЗП с последующим удалением продуктов реакции. Технология в 2006 году прошла опытно-промысловые испытания на нефтяных месторождениях ОАО «Татнефть» и с 2007 года принята в промышленное внедрение. Объектами применения технологии являлись терригенные заглинизированные пласты кыновского горизонта девона, бобриковского, радаевского и тульского горизонтов нижнего карбона и карбонатный заглинизированный пласт верейского горизонта нижнего карбона. На нагнетательных скважинах увеличение коэффициента удельной приемистости составило 3 и более раз. На добывающих скважинах увеличение дебита составило 2 и более раз. Результаты приведены в таблице. ОАО «НИИнефтепромхим» 82

83 Результаты применения композиции СНПХ-9350 в ОАО «Татнефть» по состоянию на г. ОАО «НИИнефтепромхим» 83 НГДУ Добывающие скважины Нагнетательные скважины Дополни тельная добыча нефти, т К-во скв.- обр. ΔQн, т Уд. ΔQн, т/скв. К-во скв. обр. ΔQн, т Уд. ΔQн, т/скв. Лениногоскнефть Ямашнефть Елховнефть Нурлатнефть Альметьевнефть Азнакаевскнефть Джалильнефть Бавлынефть Итого по ОАО «Татнефть» В результате обработки 206 скважин дополнительно добыто т нефти. Средняя технологическая эффективность по нагнетательным и добывающим скважинам составила 1598 и 722 т соответственно при продолжительности эффекта более 1 года и успешности обработок – 78 %.

84 Технология интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов реагентом СНПХ-9010

85 т ехнология интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов реагентом СНПХ-9010 (патент РФ ) 1. Цель и назначение. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов путем замедленного растворения карбонатов и предотвращения образования нефтяных эмульсий и эффективной очистки призабойной зоны. 2. Условия эффективного применения технологии. Карбонатсодержащий коллектор Исходный дебит низкодебинный до 2,0 т/сут; высокодебитный фонд свыше 2,0 т/сут. Обводненность продукции скважин – до 40%. Перемычка до нижележащего водоносного горизонта - не менее 3 м Кратность СКО – не более Эффективность применения: Успешность – 90%, Прирост дебита 2,0-2,5 т/сут (низкодебитный фонд, Урало-Поволжье) 9,0-20,0 т/сут (высокодебитный фонд, Печеранефтегаз) ОАО «НИИнефтепромхим» 85

86 Эффективность применения композиции СНПХ-9010 для повышения продуктивности карбонатных коллекторов Показатели АНК «Башнефть» ОАО «Белкамнефть» ОАО «Татнефть» Основные объекты разработки С2 Башкирский ярус, верейский горизонт С2 каширо подольский горизонт Турнейский и башкирский ярусы Обработано скважин, ед Дополнительная добыча нефти на 1 скв./обр Успешность, % Средний прирост дебита нефти, т/сут 2,12,42,0 ОАО «НИИнефтепромхим» 86

87 Технология интенсификации добычи нефти из карбонатных коллекторов в осложненных условиях (патент РФ ) 1. Цель и назначение. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов при повышенной обводненности продукции и высокой кратности обработок путем предварительной блокировки высокопроницаемых зон. 2. Условия эффективного применения технологии. Карбонатосодержащий коллектор Обводненность продукции скважин – до 80%, до 60% предварительно закачивается нефть, свыше 60% изолирующий состав Объем предоторочки определяется текущим пластовым давлением. Расход реагента 2 м 3 /м при кратности СКО более м 3 /м. 3. Эффективность применения: Расширение области эффективного применения (высокая обводненность продукции, низкое пластовое давление, многократные обработки) Прирост дебита -2,0-2, 5 т/сут (низкодебитный фонд, Урало-Поволжье) ОАО «НИИнефтепромхим» 87

88 Состав для интенсификации добычи нефти на залежах с высокой минерализацией пластовых вод. 1. Цель и назначение. Интенсификация добычи нефти из карбонатных коллекторов осложненных выпадением солей. 2. Условия эффективного применения технологии. Карбонат содержащий коллектор Минерализация пластовых вод до 300 г/л Температура замерзания ниже минус 35 С Обводненность продукции скважин – до 40%. Перемычка до нижележащего водоносного горизонта - не менее 3 м 3. Эффективность применения (модельные исследования): Скорость растворения мрамора – в 10 раз ниже чем в ингибированной соляной кислоте Увеличение скорости фильтрации на нефтенасыщенных моделях в 4 – 5 раз; Ингибирование солеотложений в пористой среде и промысловом оборудовании. ОАО «НИИнефтепромхим» 88

89 1. Цель и назначение. Интенсификация добычи нефти из терригенных коллекторов путем улучшения свойств призабойной зоны скважины. 2. Условия эффективного применения технологии. Терригенный коллектор Обводненность продукции скважин – не выше 40% Перемычка до нижележащего водоносного горизонта - не менее 3 м. История предыдущих обработок 3. Эффективность применения: Успешность – 90%, Нагнетательные скважины – 1400 т/участок, прирост дебита 1,5 - 6,7 т/сут (ОАО «Сургутнефтегаз») Добывающие скважины – прирост дебита 1,5 – 2,0 т/сут (ОАО «Татнефть», ОАО «Лукойл- Нижневолжск»). Технология интенсификации добычи нефти из терригенных коллекторов реагентом СНПХ-9021 (патент РФ ) (патент РФ ) ОАО «НИИнефтепромхим» 89

90 Технология повышения нефтеотдачи пластов на основе композиционных систем с применением алюмосодержащих реагентов,(Патент РФ ). 1. Цель и назначение. Повышение эффективности разработки залежи за счет перераспределения фильтрационных потоков. 2. Условия эффективного применения технологии. Коллектор поровый или трещиновато-поровый, терригенный. Компенсация отбора закачкой (текущая) %. Приемистость скважины от водовода не менее 100 м 3/сут. В системе ППД применяется пресная или сточная вода. Остаточные запасы не менее 30% от первоначальных. Текущая обводненность по участку 50-95%. 3. Эффективность применения: Снижение обводненности продукции 15-25%. Эффективность применения технлогии составляет т. дополнительной нефти на одну нагнетательную скважину. ОАО «НИИнефтепромхим» 90

91 Технология модифицирования растворов кислот для ОПЗ скважин многофункциональными химическими присадками

92 Недостатки при применении обычной (штатной) Недостатки при применении обычной (штатной) ингибированной соляной кислоты для ОПЗ пластов Высокая реакционная способность к карбонатному материалу, что не позволяет увеличить глубину кислотного воздействия; Высокое межфазное натяжение на границе контакта с нефтью; Высокая естественная эмульгируемость с нефтями; Высокое содержание примесей (Fe, H 2 SO 4 др.), которые формируются в осадки и кольматируют коллектор. В скважинах, где присутствует H 2 S и содержаться осадкообразующие соединения в карбонатах (соединения железа, сульфатов, алюмосиликатов и др.) возможно образование нерастворимых осадков. Является агрессивной коррозионной средой; ОАО «НИИнефтепромхим» 92 Применение специальных многофункциональных присадок в ингибированную соляную кислоту позволяет свести эти негативные факторы к минимуму

93 В состав нового реагента-присадки входят : поверхностно-активные вещества (ПАВ); замедлитель реакции соляной кислоты; ингибитор кислотной коррозии; ингибитор геле- и солеобразований; стабилизатор рН; смесь одно- и многоатомных спиртов; диспергатор пленки АСПО. применяется в качестве многофункциональной комплексной присадки в ингибированную соляную кислоту для ее модифицирования (облагораживания) и получения кислотных составов ПРЕДЛАГАЕМЫЙ ПРОДУКТ: ПРИСАДКА - РЕАГЕНТ СНПХ-8903А ОАО «НИИнефтепромхим» 93

94 Физико-химические показатели ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А Физико-химические показатели ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А п/п Наименование показателя Композиция НCl +СНПХ-8903А 1. Внешний вид Жидкость темного цвета 2. Плотность при 20 0 С, г/см 3 1, Массовая доля соляной кислоты, %17,09 4. Массовая доля железа, %0, Межфазное натяжение, не более 0,05-0,15 6. Скорость растворения стали Ст 3 при 20 0 С, не более г/м 2 ч 0,2 7. Образование эмульсии: Нефть: ρ = 0,854 г/см 3, µ = 9,07 м Па с Нефть: ρ= 0,917 г/см 3, µ = 77,7 м Па с Нефть: ρ = 0,951 г/см 3, µ = 205,7 м Па с Эмульсия разрушается ОАО «НИИнефтепромхим» 94

95 Замедлить скорость реакции 24 % ингибированной соляной кислоты в 5 раз и более; Снизить межфазное натяжение на границе контакта «кислота- нефть» до 0,01-0,07 мН/м; Ингибировать образование эмульсий и осадков асфальтенов при контакте кислоты с нефтью; Ингибировать образование нерастворимых соединений железа, сульфатов и других осадкообразующих соединений; Замедлить скорость коррозии металла; Улучшить вынос прореагировавшей кислоты из пласта. Добавление присадки СНПХ-8903А в ингибированную соляную кислоту позволяет: В зарубежной практике на долю применения добавок приходится от 15 до 50 % материальных затрат при проведении работ по кислотной ОПЗ (по данным компаний Dowell- Shlumberger и Halliburton ). ОАО «НИИнефтепромхим» 95

96 Растворяющие и замедляющие показатели ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А Растворяющие и замедляющие показатели ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А ОАО «НИИнефтепромхим» 96

97 Поверхностно-активные свойства ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А: Поверхностно-активные свойства ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А: п/п Классификация нефти Характеристика нефти Межфазное натяжение, мН/м Вязкость, µ, м Па*с Плотность, г/см % НСl % НСl + СНПХ-8903А 1.Легкая 4-90,82-0,862,3-21,00,01-0,05 2.Средняя ,86-0,891,7-9,00,01-0,06 3.Тяжелая ,89-0,962,4-10,30,01-0,07 ОАО «НИИнефтепромхим» 97

98 Показатели газовыделения при реакции с водо- и нефтенасыщенной карбонатной молотой породой ингибированной соляной кислоты НСl-15% и ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А Скорости реакции в водонасыщенном и нефтенасыщенном интервале выравнивается за счет увеличения степени смачиваемости поверхности нефтенасыщенной части смесью кислоты с присадкой СНПХ-8903А. Нефтенасыщенная часть хорошо обработана кислотой. Кислота преимущественно попадает в интервал с повышенной водонасыщенностью. Скорость реакции кислоты в водонасыщенном интервале больше, чем в нефтенасыщенном. Нефтенасыщенная часть остается не простимулированной кислотой. ОАО «НИИнефтепромхим» 98

99 Результаты исследования воздействия ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А на реальных карбонатных кернах месторождений РТ Результаты исследования воздействия ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А на реальных карбонатных кернах месторождений РТ Образец керна карбонатной породы после обработки штатной инг. соляной кислотой 15% концентрации. Видно, что кислота проникает только в наиболее высокопроницаемые зоны породы и нейтрализуется в близи ПЗП. Тем самым, уменьшает работающую мощность пласта и еще более увеличивает ее неоднородность. Образец керна карбонатной породы после обработки (НСl 15 % + СНПХ-8903А). Видно, что кислота равномерно проникает в высоко- и низкопроницаемые зоны породы, тем самым обеспечивает равномерное увеличение охвата пласта кислотным воздействием и вовлечение в работу всей толщины пласта. ОАО «НИИнефтепромхим» 99

100 Тест на стабильность эмульсии ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А Тест на стабильность эмульсии ингибированной соляной кислоты с присадкой СНПХ-8903А Тест на распад эмульсии Тест на шламообразование (асфальтены) Отношение 15% инг. кислоты к нефти 10 минут 20 минут 30 минут 25% HCl + 75% нефти 100% Осадка нет после фильтрации через сито 150 меш 50% HCl + 50% нефти 100% Осадка нет после фильтрации через сито 150 меш 75% HCl + 25% нефти 100% Осадка нет после фильтрации через сито 150 меш Тесты на качество кислотных составов были проведены в соответствии со стандартами компании «TNK- BP Acid QAQC Standards» (Стандарты ТНК-ВР по проведению кислотных обработок, Редакция 1.0). ОАО «НИИнефтепромхим» 100

101 Результаты технологической эффективности применения технологии СНПХ-8903 Проведено около 100 скважина-обработок Удельная эффективность применения технологии составляет более 300 тонн нефти на 1 скв./обр. Средний прирост дебита нефти на 1 скважину составил более 2,0-4,0 т/сут Средняя продолжительность эффекта составляет более 10 месяцев Успешность проведения обработок добывающих скважин составляет более 85%. ОАО «НИИнефтепромхим» 101

102 Оптимизация известного технического решения - Применение многофункциональной присадки-модификатора позволяет: Значительно упростить и удешевить технологические операции (процессинг) по приготовлению многокомпонентных кислотных смесей (одна - две операции перемешивания); Минимальные требования к персоналу и используемому штатному оборудованию при приготовлении кислотных смесей; Работать с одним давно зарекомендовавшим себя поставщиком- производителем данной продукции; Обеспечить удобство складирования и хранения многофункционального химического реагента на базе (складе); Оптимизировать затраты на логистику; Освоить производство на собственных мощностях товарных форм кислотных смесей на базе поставляемой присадки – модификатора; применение многофункциональных комплексных реагентов- модификаторов для совершенствования и упрощения технологического процесса приготовления (процессинга) ОАО «НИИнефтепромхим» 102