SWCTT және PITT трассерлік зерттеулерімен мұнай беруді арттырудың химиялық әдістерінің тиімділігін бағалау әдістері

Толық мәтін

Введение

Энергетическая стратегия Российской Федерации до 2030 г. предполагает совершенствование технологий добычи нефти, в т.ч. и современных химических методов увеличения нефтеотдачи (далее – ХМУН), для увеличения коэффициента извлечения нефти¹. Перед нефтяной промышленностью ставится задача не только разработки новых технологий ХМУН, но и обеспечения оценки эффективности методов на стадии пилотного проекта для снижения экономических рисков на этапе их промышленного тиражирования. Такой перспективной технологией является технология Single Well Chemical Tracer Test (далее – SWCTT).

Теоретические основы метода

Данная технология показала свою эффективность в оценке остаточной нефтенасыщенности после применения МУН [1]. Практическая реализация технологии была осуществлена в 1971 г. Г.А. Дином [2] и быстро получила свое промышленное применение, в первую очередь, на территории США.

Полный цикл внедрения ХМУН на месторождении может занимать от 5 до 10 лет. Одними из важных этапов в реализации проекта являются подбор химических композиций и тестирование на керновых образцах с последующей рекомендацией эффективных составов к проектированию заводнения на месторождении. Следующим необходимым этапом является проведение промысловых испытаний подобранных химических составов на месторождении с дальнейшей оценкой эффективности мероприятий посредством моделирования, анализа дополнительной добычи нефти, а также альтернативных трассерных технологий (SWCTT, Partitioning Interwell Tracer Test (далее – PITT)). По итогам доказанного эффекта от ХМУН принимается решение о переходе на масштабное заводнение месторождений.

Суть SWCTT сводится к закачке в скважину нефтерастворимого разделяющегося индикатора (далее – НРИ) с последующей продавкой на глубину 2–6 м в призабойную зону пласта (далее – ПЗП). Во время технологического отстоя скважины в результате химической реакции гидролиза в ПЗП образуется водорастворимый неразделяющийся индикатор (далее – ВНИ). После того как исследуемая скважина запущена в работу и произведен отбор проб на содержание в них индикаторов, по времени задержки между приходом НРИ и ВНИ определяется остаточная нефтенасыщенность пласта [3]. Необходимо отметить, что при оценке остаточной нефтенасыщенности делается предположение о плоскорадиальной фильтрации флюида в районе призабойной зоны исследуемой скважины. Если по каким-либо причинам это условие нарушается, в величине оценки остаточной нефтенасыщенности появляется неопределенность.

Схематично принцип действия технологии показан на рис. 1.

 

Рисунок 1. Принцип действия технологии SWCTT

 

Опыт применения данной технологии показал, что наиболее часто в качестве НРИ применяется этиловый эфир уксусной кислоты CH₃COOC₂H₅ (этилацетат). После ввода в скважину и продавки в пласт в результате реакции гидролиза (1) образуется ВНИ – этанол C₂H₅OH.

CH₃ COOC₂ H₅ + H₂ O →

→ CH₃ COOH + C₂ H₅ OH (1)

Помимо этого, при реализации технологии SWCTT используются ещё два индикатора: кавер-индикатор (далее – КИ) и индикатор массового баланса (далее – ИМБ). КИ используется при интерпретации для качественной оценки корректности определения остаточной нефтенасыщенности, а также в случае, если НРИ не вышел на дневную поверхность после запуска скважины в работу, а ИМБ используется для оценки времени завершения исследования. Обычно в качестве КИ используется н-пропанол СН₃СН₂СН₂ОН, а в качестве ИМБ – изопропанол (СН₃)₂СНОН [4].

Описание хода работ на месторождении

Классическая схема проведения SWCTT состоит из следующих этапов [5]:

1. Большеобъёмная закачка. Целью этапа является снижение текущей нефтенасыщенности до остаточной путём закачки в скважину больших объемов воды (как правило, от 3 до 5 поровых объемов исследуемой зоны).
2. Закачка индикаторов. Целью этапа является размещение в ПЗП триплета индикаторов: НРИ, КИ и ИМБ.
3. Продавка индикаторов. Продавка закачанных индикаторов в ПЗП на глубину исследования от 2 до 6 м осуществляется объёмом воды с растворенным в нём ИМБ.
4. Технологический отстой скважины. Во время технологического отстоя совершается химическая реакция гидролиза (1) в ПЗП скважины с выделением продукта реакции этанола. Этап длится несколько дней.
5. Запуск скважины в работу. Во время этого осуществляется отбор проб и определение в них содержания индикаторов.

Поскольку интенсивность гидролиза зависит от pH среды в окрестности ПЗП исследуемой скважины, важным является корректная оценка интенсивности гидролиза во время подготовки к проведению SWCTT. Также во время лабораторных исследований определяется коэффициент разделения НРИ (этилацетат) между нефтью и водой. Измерение данных параметров должно быть выполнено в условиях, аналогичных условиям исследуемого пласта (температура, давление, минерализация и соотношение фаз флюида).

Межскважинные трассерные исследования (PITT) применяются с аналогичной целью, однако разделяющийся химический трассер и неразделяющийся, инертный к межскважинной среде, трассер закачиваются в нагнетательную скважину, и по времени задержки их выхода также оценивается нефтенасыщенность в ячейке заводнения. Принципиальные отличия технологий SWCTT и PITT проиллюстрированы на рис. 2 и в табл. 1.

 

Рисунок 2. Отличия технологий SWCTT и PITT

 

Таблица 1. Сравнительная характеристика технологий SWCTT и PITT Table 1. Comparative characteristics of SWCTT and PITT technologies

Технология SWCTT / SWCTT technology	Технология PITT / PITT technology
Зона охвата составляет от 3 до 5 м Coverage area is 3 to 5 m	Зона охвата составляет от 100 до 500 м Coverage area is 100 to 500 m
Позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность Evaluates residual oil saturation	Позволяет оценить остаточную нефтенасыщенность и установить факт наличия гидродинамической связи Evaluates residual oil saturation and establishes the hydrodynamic connection
Позволяет оценить эффективность ХМУН Evaluates the effectiveness of EOR	Позволяет оценить эффективность ХМУН / заводнения Evaluates the effectiveness of EOR/ water flooding
Позволяет минимизировать риски и вовремя отказаться от масштабного внедрения технологии при недоказанном эффекте Minimizes risks and timely rejection of large-scale implementation of the technology in case of unproven effect	Позволяет произвести корректировку гидродинамической модели Adjusts the hydrodynamic model
Длительность исследования составляет около 1 мес. Study period is about 1 month	Длительность исследования составляет около 1 г. Study period is about 1 year

 

Интерпретация результатов исследования начинается с построения зависимостей концентрации закачанных индикаторов в ПЗП добывающей скважины от накопленной за период проведения исследования добычи жидкости. Получаемые типовые зависимости показаны на рис. 3.

 

Рисунок 3. Зависимость концентраций индикаторов от накопленной добычи жидкости

 

На приведенных выше зависимостях выбираются значения накопленной добычи жидкости, соответствующие экстремумам кривых концентраций (значения Qoil и Qwater). Зная коэффициент разделения Kd и объем ствола скважины δ, величину коэффициента остаточной нефтенасыщенности (Кн.о.) (в англ. литературе Sor) можно определить по формуле (2) [6].

$K_{н.о.}=\frac{\left(\left(Qoil-\delta \right)/\left(Qwater-\delta \right)-1\right)}{\left(\left(Qoil-\delta \right)/\left(Qwater-\delta \right)-1+Kd\right)}$ (2)

где

Qoil – накопленная добыча жидкости, соответствующая экстремуму на кривой этилацетата, м³;

Qwater – накопленная добыча жидкости, соответствующая экстремуму на кривой этанола, м³;

δ – объем ствола скважины, м³;

Kd – коэффициент разделения этилацетата нефтью и водой, ед.

Целью проводимых работ являлось исследование остаточной нефтенасыщенности пласта в ПЗП добывающей скважины одного из месторождений Ханты- Мансийского автономного округа до за- качки поверхностно-активных веществ (далее – ПАВ) и после с последующей оценкой эффективности ПАВ-композиции.

Работы по определению Кн.о. были проведены в 2021 г. На рис. 4 показано расположение технологических ёмкостей, агрегатов и оборудования для проведения SWCTT. Для замеса индикаторов использовались установка «КУДР» и три ёмкости по 50 м³ каждая, для продавки химических индикаторов в пласт использовался цементировочный агрегат ЦА-320, анализ отобранных проб осуществлялся в мобильной химико-аналитической лаборатории (далее – ХАЛ), расположенной в непосредственной близости от объекта выполнения работ.

 

Рисунок 4. Расположение оборудования на месторождении для выполнения SWCTT

 

Основные параметры исследования приведены в табл. 1. Общий объём воды для проведения большеобъёмной закачки составил 3 поровых объема исследуемой зоны для снижения текущей нефтенасыщенности до остаточной в пределах радиуса исследования (~5 м). Закачка в скважину композиций индикаторов производилась с расходом 6,6 м³/ч, не превышая затрубного давления и давления опрессовки. Коэффициент разделения, определенный в ХАЛ при пластовой температуре 870°С, составил 3,465. Между SWCTT № 1 и № 2 была произведена закачка ПАВ-композиции в объеме 60 м³.

Аналитическая интерпретация данных из ХАЛ на содержание индикаторов в пробах заключалась в исследовании характера поведения кривых концентраций индикаторов – этилацетата и этанола, выделения объёмов жидкости, соответствующих экстремумам на кривых концентраций, с последующим расчетом Кн.о. по формуле (2). Замеренные значения концентраций индикаторов показаны на рис. 5. Рис. 5а демонстрирует поведение кривых концентраций во время проведения первого SWCTT, а рис. 5б – во время второго SWCTT после применения ПАВ-композиции. По оси абсцисс графиков отложена накопленная добыча жидкости, а по оси ординат – концентрации индикаторов. Исходные данные для применения (2) и полученные величины Кн.о. приведены в табл. 2.

 

Рисунок 5. Концентрации индикаторов этилацетата и этанола во время проведения SWCTT

а) SWCTT №1; б) SWCTT №2

 

Таблица 2. Основные параметры SWCTT Table 2. Main parameters of SWCTT

Операции / Operations	SWCTT #1	SWCTT #2
Большеобъёмная закачка / Large-volume injection
Минерализация, мг/л / Salinity, mg/l	13210	13210
Общее количество закачанной воды, м³ / Total amount of water injected, m³	180	180
Закачка индикаторов в скважину / Injection of tracers into the well
Концентрация этилацетата / н-пропанола / изопропанола, мг/л / Concentration of ethyl acetate / n-propanol / isopropanol, mg/l	9200 / 4150 / 2800	9200 / 4150 / 2800
Общее количество закачанного раствора, м³ / Total amount of injected solution, m³	28	28
Продавка индикаторов в призабойную зону / Tracer sales to the near-wellbore zone
Концентрация изопропанола, мг/л / Concentration of isopropanol, mg/l	2800	2800
Общее количество закачанного раствора, м³ / Total amount of injected solution, m³	60	60
Технологический отстой скважины / Technological settling of the well
Продолжительность, сут / Duration, days	1,9	2,3
Работа скважины / Well operation
Дебит скважины, м³/сут / Продолжительность, сут / Flow rate of the well, m³/day / Duration, days	129–157 / 0,9	112–130 / 1
Накопленная добыча жидкости, м³ / Cumulative fluid production, m³	126	121

 

Оценка эффективности мероприятий по применению ПАВ-композиции осуществлялась по формуле (3):

$∆K_{н.о.}=\left(\frac{K_{н.о.}^1-K_{н.о.}^2}{K_{к.о.}^1}\right)\times 100$ (3)

где

$K_{н.о.}^1$ – остаточная нефтенасыщенность до применения ПАВ-композиции, д. ед.;

$K_{н.о.}^2$ – остаточная нефтенасыщенность после применения ПАВ-композиции, д. ед.;

∆K_н.о. – эффективность применения ПАВ-композиции, %.

В случае, если по итогам проведения двух тестов будет наблюдаться снижение Кн.о. в исследуемой ПЗП скважины, то применение ПАВ-композиции демонстрирует свою эффективность. Для данного состава ПАВ-композиции продемонстрирована эффективность, величина которой, согласно (3), составила 42%. В целом полученный результат оценки эффективности ПАВ-композиции показал схожий интервал величин с работами, проведенными за рубежом [2, 6].

 

Таблица 3. Значения исходных данных для расчета остаточной нефтенасыщенности

Table 3. Values of initial data for calculation of residual oil saturation

Параметр / Parameter	SWCTT №1	SWCTT №2
Накопленная добыча жидкости, соответствующая экстремуму на кривой концентрации этилацетата (Qoil), м³ / этанола (Qwater), м³ / Cumulative fluid production relevant to the extremum on the concentration curve of ethyl acetate (Qoil), m³ / ethanol (Qwater), m³	53,53 / 34,65	35,93 / 27,79
Объем ствола скважины (δ), м³ / Wellbore volume (δ), m³	17,2	12,95
Коэффициент разделения нефтью и водой этилацетата (Kd), ед. / Oil/water partition coefficient of ethyl acetate (Kd), units.	3,465	3,465
Остаточная нефтенасыщенность (Кн.о.), д. ед. / Residual oil saturation (ROS), d, units	0,24	0,14

 

Выводы

В данной статье проанализирован опыт применения ПАВ-композиции на одной добывающей нефтяной скважине месторождения, находящегося на территории Ханты-Мансийского автономного округа, и дана оценка её эффективности с помощью SWCTT. Ключевыми аспектами являются:

1. Технология проведения работ (выбранный триплет химических индикаторов, технологические объемы продавки, входные концентрации индикаторов, дискретность отбора проб) показала свою применимость в условиях рассматриваемого месторождения.
2. До закачки ПАВ-композиции остаточная нефтенасыщенность призабойной зоны пласта в районе исследуемой скважины составила 0,24 д. ед., после закачки ПАВ-композиции – 0,14 д. ед. Относительное уменьшение остаточной нефтенасыщенности составило 42%.
3. Проведенные работы показали востребованность технологии SWCTT на этапе между лабораторными исследованиями эффективности ПАВ-композиции на керновом материале и масштабным внедрением ПАВ-полимерного заводнения на месторождении.
4. При доказанной эффективности химических композиций посредством SWCTT рекомендуется применять PITT для оценки эффективности в масштабе ячейки заводнения.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующий образом: Усков А.А. – разработка основ проведения исследования, контроль за ходом его проведения, а также общая редакция рукописи статьи, Келлер Ю.А. – систематизация и обработка данных исследования, их анализ и последующая интерпретация данных исследования, написание статьи.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. This study was not supported by any external sources of funding.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. Alexander A. Uskov – development of the basics of research behavior, control and revision of the manuscript of the article; Yuriy A. Keller – systematization and processing of research data, their analysis and interpretation of research data, writing an paper.

 

¹ Распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 г.».

Авторлар туралы

Ю. А. Келлер

«Сиам Мастер» ЖШҚ Инжинирингтік орталық

Email: ykeller@integra.ru

Cand. Sc. (Physics and Mathematics)

Ресей, Томск қаласы

А. А. Усков

«Сиам Мастер» ЖШҚ Инжинирингтік орталық

Хат алмасуға жауапты Автор.
Email: auskov@integra.ru
Ресей, Томск қаласы

Әдебиет тізімі

Қосымша файлдар