ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ

ТЕХНОЛОГИЙ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Н

ООО «НТЦ «КОРНТЕХ»

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Обводненность, %

Себ

есто

имос

ть д

обы

чи н

ефти

, $/б

арре

ль

Зависимость себестоимости добычи нефтиот обводненности продукции скважин

Гидродинамические исследования нагнетательной скважины № 912Cуторминского месторождения

0

50

100

150

200

250

0 2 4 6 8 10 12 14

Давление на устье, МПа

При

ёми

стос

ть, м

3 /сут

.

до обработки после обработки

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВРЕГУЛИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ

Rост

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ МЕТОДОВРЕГУЛИРОВАНИЯ ЗАВОДНЕНИЯ

Фильтрационные потоки до воздействия

Изменение фильтрационных потоков после воздействия

ЩЕЛОЧНАЯ ПОЛИМЕРСУСПЕНЗИОННАЯКОМПОЗИЦИЯ

(ЩПСК)

• ЦЕЛЬ – увеличение нефтеотдачи

• пластов за счёт регулирования • профилей приёмистости • водонагнетательных скважин,• создания фильтрационных • барьеров на путях • преимущественной • фильтрации закачиваемой в • пласт воды и доотмыва нефти • из обводнённых интервалов • и зон

МОДИФИКАЦИИ И СОСТАВ ЩПСК:ЩПСК-1

глина, щелочной реагент, полимер

ЩПСК-2глина, щелочной реагент, полимер, биоцид

ЩПСК-3глина, щелочной реагент, полимер, сополимер «Комета-Р», сшиватель

ЩПСК-4глина, щелочной реагент, полимер, ПАВ, азот

Патенты РФ: 2044872, 2127803, 2184218, 2211317.

РЕЗУЛЬТАТЫ:дополнительная добыча неф- ти на одну обработку 0,7-3,4 тыс.т;среднесуточный прирост деби- та нефти на 1 добывающую скважину участка до 5 т/сут.;продолжительность эффекта до 2-х лет;кратность увеличения добычи нефти по элементу нагнета- тельной скважины до 2-х раз;относительный прирост теку- щего коэффициента нефтеот- дачи 0,5-3,0%;коэффициент положительного реагирования добывающих скважин 65-80%.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕХНОЛОГИИ ЩПСК

№№ п/п

ПоказателиЕдиницы

измеренияЗначения

1 Количество обработок шт. 959

2 Дополнительная добыча нефти тыс. т 1429.9

3Коэффициент положительного реагирования добывающих скважин участков

% 65-80

4 Длительность эффекта мес. до 24

5Дополнительная добыча нефти на 1 обработку нагнетательной скважины

тыс. т 1.5

6Суточный прирост дебита нефти на 1 добывающую скважину участка

т/сут. 1.7-5.0

7 Относительный прирост текущего коэффициента нефтеотдачи % 0.5-3.0

8Эквивалентное количество дополнительной нефти, обеспечивающее окупаемость затрат

т 500-600

9 Кратность окупаемости затрат превышением доходов раз 2.5-3.0

ПОЛИМЕРНЫЕ СУСПЕНЗИИ(ПС)

• ЦЕЛЬ – увеличение нефтеотдачи пластов за счёт регулирования профилей приёмистости водонагнетательных скважин и пере-распределения фильтрационных

• потоков

МОДИФИКАЦИИ И СОСТАВ ПС:

ПС-1 - ПАА, БХК

ПС-2 - ПАА, КМЦ, БХК

ПС-3 - ПАА, КМЦ, БХК, биоцид

Патенты РФ: 1464559 1728469 2127797

РЕЗУЛЬТАТЫ:дополнительная добыча нефти на одну скважино-операцию 0,7-3,2 тыс.т;среднесуточный прирост деби- тов нефти на 1 добывающую скважину участка 2-4 т/сут.;успешность работ 92-95%;длительность эффекта 9-16 месяцев;коэффициент положительного реагирования добывающих скважин 75-80%;относительный прирост теку- щего коэффициента нефтеот- дачи 0,7-2%.

ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ТЕХНОЛОГИИ ПС

№№ п/п

ПоказателиЕдиницы

измеренияЗначения

1 Количество обработок шт. 281

2 Дополнительная добыча нефти тыс. т 427.1

3Коэффициент положительного реагирования добывающих скважин участков

% 75-80

4 Длительность эффекта мес. 9-16

5Дополнительная добыча нефти на 1 обработку нагнетательной скважины

тыс. т 1.5

6Суточный прирост дебита нефти на 1 добывающую скважину участка

т/сут. 2.0-4.0

7 Относительный прирост текущего коэффициента нефтеотдачи % 0.7-2.0

8Эквивалентное количество дополнительной нефти, обеспечивающее окупаемость затрат

т 200-250

9 Кратность окупаемости затрат превышением доходов раз 6.1-7.6

ОПЫТ РАБОТЫ НА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

ОАО «ТНК-ВР»

Самотлорское Хохряковское Пермяковское Орехово-Ермаковское Кошильское Узунское Мало-Черногорское

Варьеганское Западно-Варьеганское Черногорское Песчаное

Мегионское Ватинское Северо-Покурское Южно-Аганское Аганское

Суторминское Западно-Суторминское Крайнее Холмогорское Новогоднее Пограничное Средне-Итурское

ОАО «СЛАВНЕФТЬ-

МЕГИОННЕФТЕГАЗ»

ОАО «РУССНЕФТЬ»

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ»

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ФИЗИКО - ХИМИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ НА НЕФТЯНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Компания Количество

скважино-операций

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

ОАО «ТНК-ВР» 310 479.4

ОАО «СЛАВНЕФТЬ-МЕГИОННЕФТЕГАЗ»

195 206.5

ОАО «ВАРЬЁГАННЕФТЬ» 1201 1005.4

ОАО «ГАЗПРОМ НЕФТЬ» 189 94,2

ООО СП «ЧЕРНОГОРСКОЕ» 86 70,9

ЗАО «АРЧНЕФТЕГЕОЛОГИЯ» 16 12.0

ОАО «НЕГУСНЕФТЬ» 5 2.2

ВСЕГО: 2002 1870.6

УЧАСТОК 803 ПЛАСТА БВ8(0+1) ВАРЬЕГАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Динамика добычи нефти и обводнённости участка № 803 пласта БВ8(0+1) Варьёганского месторождения

100

1000

10000

100000

05.2004 09.2005 01.2007 05.2008 09.2009 01.2011

Дата

Доб

ыч

а н

ефти

, тон

н

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Обв

одн

ённ

ость

, %

Добыча нефти, тонн Обводнённость, %

Начало воздействия

Характеристика вытеснения по участку № 803 пласта БВ8(0+1) Варьёганского месторождения

2030000

2130000

2230000

2330000

2430000

2530000

2630000

2730000

2830000

0.000000050 0.000000060 0.000000070 0.000000080 0.000000090 0.000000100

1/Накопленная добыча жидкости, 1/тонн

Нак

опл

енн

ая д

обы

ча

неф

ти, т

онн

Начало воздействия

Схема участка 5 Кошильского месторождения

2007

2009

Динамика добычи нефти и обводнённости участкапласта ЮВ1 Кошильского месторождения

10

100

1000

10000

100000

1000000

10000000

01.2005 01.2006 01.2007 01.2008 01.2009 01.2010 01.2011

Дата

Доб

ыч

а н

ефти

, тон

н

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Обв

одн

ённ

ость

,%

Добыча нефти, т Обводнённость, % Прогноз обводнённости, %

Начало воздействия 2009

Характеристика вытеснения по участкупласта ЮВ1 Кошильского месторождения (Камбаров)

1020000

1040000

1060000

1080000

1100000

1120000

1140000

1160000

1180000

1200000

1220000

0.00000020 0.00000030 0.00000040 0.00000050

1/Накопленная добыча жидкости, 1/тонн

Нак

опл

енн

ая д

обы

ча

неф

ти, т

онн

Начало воздействия

Динамика добычи нефти по участкам воздействия на месторождениях ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

100

1000

10000

100000

-30 -20 -10 0 10 20 30

Месяцы эксплуатации

Мес

ячн

ая д

обы

ча

неф

ти, т

Ват

ин

ское

и М

еги

онск

ое м

есто

рож

ден

ия

10

1000

100000

10000000

Мес

ячн

ая д

обы

ча

неф

ти, т

Сев

еро-

Пок

урск

ое и

Юж

но-

Ага

нск

ое

мес

тор

ожде

ни

я

Ватинское Мегионское Северо-Покурское Южно-Аганское

Начало воздействия

Динамика добычи нефти по участкам физико-химическоговоздействия Самотлорского месторождения

1000

10000

100000

-30 -20 -10 0 10 20 30 40

Месяцы эксплуатации

Мес

ячн

ая д

обы

ча

неф

ти, т

(п

лас

ты А

В4-

5 и

БВ

10(1

-2))

1

10

100

1000

10000

100000

Мес

ячн

ая д

обы

ча

неф

ти, т

(п

лас

т Б

В8(

0-3)

)

БВ10(1-2)

АВ4-5

БВ8(0-3)

Начало воздействия

Результаты геофизических исследований скважины 127БХохряковского месторождения до и после воздействия

64.7%

35.3%

41%

29%

24%

6%

45%

55%

72%

28%

Результаты геофизических исследований скважины 349 Хохряковского месторождения до и после воздействия

Результаты геофизических исследований скважины 523 Пермяковского месторождения до и после воздействия

100%

6.2%

20.2%

73.6

Результаты геофизических исследований скважины 1021Кошильского месторождения до и после воздействия

37%

26%

37%

14%

14%

29%

26%

17%

Месторождение Северо-Покурское. Участок 37 пласта АВ1, АВ2Динамика обводнённости скважины 1026

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

01.03 03.03 05.03 07.03 09.03 11.03 01.04 03.04 05.04 07.04 09.04 11.04 01.05 03.05 05.05 07.05 09.05 11.05

Дата, мес.год

Об

ъё

мн

ая

об

во

дн

ён

но

сть

, %

Фактическая обводнённость Базовая обводнённость

ГТМ нагн. скважин: 1016

Месторождение Хохряковское. Участок 232 пластов ЮВ1(1), ЮВ1(2), ЮВ1(3), ЮВ2Динамика обводнённости скважины 881

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

01.06 04.06 07.06 10.06 01.07 04.07 07.07 10.07 01.08 04.08 07.08 10.08 01.09 04.09 07.09 10.09 01.10

Дата, мес.год

Об

ъё

мн

ая

об

во

дн

ён

но

сть

, %

Фактическая обводнённость Базовая обводнённость

ГТМ нагнетательных скважин: 377

Месторождение Варьёганское. Участок 802 пластов 0Б8, 1Б8Динамика обводнённости скважины 5028

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

01.99 07.99 01.00 07.00 01.01 07.01 01.02 07.02 01.03 07.03 01.04 07.04 01.05 07.05 01.06 07.06 01.07 07.07 01.08 07.08 01.09 07.09 01.10

Дата, мес.год

Об

ъё

мн

ая

об

во

дн

ённ

ос

ть, %

Фактическая обводнённость Базовая обводнённость

ГТМ нагнетательных скважин: 6509,6014,6509,6014,5029,6509,6014,5029,6014,5029,6509,6014,6014,6509,6014,6509,6014

Месторождение Песчаное. Участок пластов ЮК2-3, ЮК4Динамика обводнённости скважины 701

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

65

70

75

80

85

90

95

100

01.03 07.03 01.04 07.04 01.05 07.05 01.06 07.06 01.07 07.07 01.08 07.08 01.09

Дата, мес.год

Об

ъё

мн

ая о

бв

од

нё

нн

ос

ть,

%

Фактическая обводнённость Базовая обводнённость

ГТМ нагн. скважин: 106,308,614,103,308,614-Р,408,411,106,111Б,814,805