Что такое пдс в нефтянке

Применение ПДС и ВУС для увеличения нефтеотдачи пластов.

Применимость: Закачка полимер-дисперсных систем является наиболее распространенным и высокоэффективным способом увеличения нефтеотдачи на поздней стадии разработки путем регулирования процессов заводнения в резко неоднородных пластах.

Метод ПДС предложен А.Ш. Газизовым.

Принцип действия ПДС на нефте-водонасыщенную породу основывается на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора. При взаимодействии полимеров и частиц глинистой суспензии, а также дисперсных частиц пород продуктивного пласта в пористой среде и трещинах с водой образуются полимерминеральные комплексы, обладающие водоизолирующими свойствами. В результате образования ПДС в высокопроницаемом обводненном пропластке происходит уменьшение подвижности жидкости, и закачиваемая вода вынуждена двигаться по менее проницаемым прослоям, более эффективно вытесняя остаточную нефть.

Под воздействием ПДС в продуктивном пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков как по разрезу, так и по площади залежи. Конечное увеличение нефтеотдачи на 1,5-5%.

Технология: последовательное нагнетание в высокообводненный и промытый водой пласт слабоконцентрированых растворов полимеров и водной суспензии глины. Концентрации ПАА и глинистой суспензии в растворе соответственно 0,05% масс. и 0,25% масс. После подачи реагента в пласт оставляют на 24 часа.

Плюсы: технология широко применима; размеры частиц ПДС сопоставимы с размерами пор пласта; минерализация не влияет на характер распределения частиц ПДС по размерам; образующийся осадок ПДС не размывается водой и служит надежной изоляцией прослоев; у ПДС селективный характер – образование частиц ПДС происходит в основном в промытых водой крупных порах.

Ограничение: по приемистости нагнетательных скважин (нижний предел 250-300 м3/сут).

Использование технологии влияет на Кохв. Но эффект можно увеличить использованием ПДС в комбинации с ПАВ, кислотами, растворителями и т.д.

Месторождение: Ромашкинское, Ильмовское, Ново-Елховское

Область применения: резко неоднородные пласты на средней и поздней стадии разработки, со слабой гидродинамической связью между пропластками.

Механизм: Метод заключается в том, что в процессе закачки раствора полимера призабойная зона нагнетательных скважин обрабатывается ВУС, представляющими собой «сшитые» полимеры ПАА с малым временем гелеобразования и с относительно высоким содержанием полимера. Образовавшиеся в пласте в результате сшивки гидрогели обладают малым временем гелеобразования, высокой вязкостью и низкой подвижностью в пористой среде, значительным начальным градиентом сдвига и ярко выраженными вязкоупругими свойствами.

Технологии «сшитых» полимеров предусматривают их образование в результате химического взаимодействия полимера и сшивающего агента. Образование сшитых полимерных структур получают при взаимодействии водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов (Fe+3, Cu+2, Cr+3, Al+3), хромкальциевыми квасцами. В растворе полимера создаются коллоидные водонерастворимые соединения, которые при взаимодействии с макромолекулами полимера, образуют малоподвижные гелеобразные системы в пористой среде.

Метод позволяет выравнивать профили приемистости нагнетательных и притока добывающих скважин, изменять направления фильтрационных потоков, увеличивать степень извлечения нефти за счет изменения охвтапослойно-неоднородного пласта воздействием и подключением в работу ранее не работавших пропластков, снижая количество воды в добывающих скважинах.

Технология: Обработки могут бытьь разовыми или многократными в зависимости от времени существования ВУС в пласте. Периодичность повторных обработок 12-24 месяца. Концентрации полимеров и сшивателей варьируются и подбираются с учетом типа и свойств коллектора и состава закачиваемой воды.

Плюсы: хорошо работают в резко непроницаемых пластах, используют в водах высокой и низкой минерализации (чем выше минерализация, тем выше вязкость), селективное воздействие, большое количество рецептур составов ВУС, устойчивость ВУС к широкому интервалу температур (20-40°).

Месторождения: Ямбургское, Уренгойское

Поможем написать любую работу на аналогичную тему

Применение ПДС и ВУС для увеличения нефтеотдачи пластов.

Применение ПДС и ВУС для увеличения нефтеотдачи пластов.

Применение ПДС и ВУС для увеличения нефтеотдачи пластов.

Источник

Увеличение нефтеотдачи пластов с высокоминерализованными водами с применением полимерсодержащих дисперсных систем

Терригеннная толща нижнего карбона сложена переслаивающимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углистых и карбонатных пород. Коллекторами нефти в ТТНК на Вятской площади являются мелкозернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты, которые чередуются с прослоями глинистых и углисто-глинистых пород. Преобладающие толщины различных прослоев аргиллитов колеблются от 0,4 до 3,0 м.

Текущее состояние разработки залежей на Вятской площади Арланского месторождения характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции, достигающей 84-97 %. Остаточные запасы нефти в основном сосредоточены в низкопроницаемых пропластках и зонах, извлечение которых требует применения методов воздействия на залежи, позволяющих ограничить движение закачиваемой воды по высокопроницаемым прослоям и активизировать процессы нефтевытеснения по малопроницаемым прослоям и зонам в условиях высокой минерализации пластовых вод.

Таким образом, горно-геологические условия и состояние разработки залежей нефти выбранного месторождения вполне соответствуют основным требованиям применимости МУН с использованием ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов.

При проведении промысловых экспериментов оценивалось влияние на эффективность испытуемых технологий следующих факторов:

В программе проведения промысловых испытаний предусматривался комплекс промысловых, геолого-физических и гидродинамических исследований до и после закачки технологических жидкостей (МПДС). Объем исследований, в основном, соответствовал требованиям отраслевых руководящих документов по промысловым испытаниям новых МУН (РД-153-39.1-0.04-96).

Технология воздействия на обводненные послойно-неоднородные пласты с использованием модифицированных ПДС заключается в последовательной чередующейся закачке алюмохлорида совместно с АМГ и ПДС.

В соответствии с результатами лабораторных исследований и с учетом опыта промыслового применения ПДС были определены объемы закачки технологических жидкостей в каждом цикле. По выбранной схеме закачивание технологических жидкостей в пласт включало следующие этапы работ:

1) определение приемистости пласта путем нагнетания воды;

2) закачка 30-50 м3 модифицирующих добавок;

3) закачка 5-10 м3 воды в качестве разделительной жидкости между компонентами технологической жидкости;

4) циклическая закачка ПДС по схеме:

5) продавливание всей этой системы водой в пласт.

Объёмное соотношение раствора ПАА и глинистой суспензии составляет 1:1. Приготовление низкоконцентрированных растворов ПАА и глинистой суспензии осуществляется на сточной воде с минерализацией 270 г/л. Весовое соотношение ПАА и АМГ составляет (2-5):1 в зависимости от приемистости скважины, геолого-физических условий пласта и минерализации закачиваемых и пластовых вод.

Обработка, анализ и обобщение результатов наблюдений за работой нагнетательных и реагирующих добывающих скважин позволили оценить технологическую эффективность исследуемых способов совершенствования заводненных нефтяных залежей на поздней стадии разработки с применением МПДС.

В процессе закачивания МПДС происходит значительное повышение давления нагнетания технологических жидкостей и воды или некоторое уменьшение коэффициента приемистости скважины (таблица 6).

6450 на Вятской площади Арланского месторождения

Перф.пласт	Интервал перфорации	Дата обработ-ки	Технологические показатели закачки		Расход реагентов		Объем технологич. жидкости, м3
					наимено-вание	м3
C3	1284,4-1289,2	07.2003	320/10,5	180/15,0	ПАА ГП алюмохло- рид +АМГ	400 400 36,7	836,7
C4	1295,2-1298,8

По результатам исследований профилей приемистости пластов в нагнетательных скважинах до и после закачки МПДС установлено, что после закачки происходит перераспределение закачиваемой воды по интервалам пласта. В результате такого воздействия вступают в работу ранее не работавшие интервалы, имеющие относительно высокую текущую нефтенасыщенность. На рисунках 3 и 4 приведены примеры, показывающие перераспределение закачиваемой воды по толщине пласта после закачки МПДС.

скважины № 149 и профиля приемистости пласта до (б) и после

(в) воздействия МПДС на месторождении Тюрень-Узюк

скважины № 6450 и профиля приемистости пласта до (б) и после (в)

воздействия МПДС на Вятской площади Арланского месторождения

Результаты контроля по содержанию воды в добываемой жидкости из реагирующих скважин опытных участков показали, что после закачки МПДС происходит дополнительная добыча нефти, существенное уменьшение обводненности окружающих скважин, снижение объемов попутно-добываемой воды. При этом также уменьшается суммарная добыча жидкости из пласта, что позволяет сократить закачку в залежь воды для поддержания пластового давления (таблица 7).

Вятской площади Арланского месторождения по состоянию на

Фактические результаты промысловых экспериментов с применением модифицированных ПДС на месторождениях Республики Казахстан подтвердили эффективность их использования для совершенствования заводнения нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными водами, и увеличение конечной нефтеотдачи пластов. За счет применения разработанных технологий и рекомендаций автора на месторождениях Терень-Узюк и С. Балгимбаев за 2004-2005 годы дополнительно добыто за счет увеличения нефтеотдачи пластов 19988 т нефти и на 1200338 м3 сокращен объем попутно-добываемой воды.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

— установлено, что в условиях пластов, насыщенных высокоминерализованными водами, реологические и прочностные свойства образующихся металлполимерных структурированных систем зависят от концентраций исходных химических продуктов, степени минерализации и химического состава пластовых вод. Изучены закономерности взаимодействия компонентов технологической жидкости с солями металлов, присутствующих в пластовых водах;

— по результатам экспериментальных исследований на моделях послойно-неоднородных пластов изучены закономерности процессов взаимодействия между компонентами ПДС, остаточной нефтью и другими элементами нефтеводонасыщенной пористой среды. Установлена возможность довытеснения остаточной нефти путем увеличения коэффициента охвата пластов воздействием и коэффициента вытеснения нефти. Показано, что в условиях экспериментальных исследований прирост коэффициента нефтеотдачи по сравнению с базовой ПДС составил 10-12 %.

3 Предложены принципы выбора оптимального состава технологических жидкостей, закачиваемых в пласт для образования полимердисперсных систем, увеличивающих фильтрационное сопротивление высокопроницаемых промытых зон продуктивных пластов, повышение охвата пластов воздействием и конечной нефтеотдачи.

4 Разработан и защищен патентом РФ способ разработки нефтяных залежей, насыщенных высокоминерализованными водами, с применением ПДС, модифицированных комплексом солей поливалентных металлов (Пат. РФ № 2250989).

5 Научно обоснованы и проведены опытно-промысловые работы на месторождениях Терень-Узюк и С. Балгимбаев (Казахстан), а также на Вятской площади Арланского месторождения по оценке эффективности технологии повышения нефтеотдачи при разработке залежей с высокоминерализованными водами на поздней стадии разработки. По результатам промысловых экспериментов дополнительная добыча нефти составила 72320 т, и сокращен объем попутно-добываемой воды на 2984000 м3.

6 Результаты промысловых экспериментов в 2003-2006 годах на месторождениях Казахстана и Арланского месторождения Башкортостана позволяют рекомендовать технологии на основе модификации ПДС комплексом солей поливалентных металлов для широкого использования при разработке залежей с высокоминерализованными водами (270 г/л) на поздней стадии добычи нефти в высокообводненных терригенных коллекторах.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1 Газизов А.А., Дузбаев С.К., Утегалиев С.А. Технологии комплексного действия – эффективное решение проблемы повышения нефтеотдачи пластов с трудноизвлекаемыми запасами //Нефтегаз.- 2005.- № 3.- С. 72-75.

2 Дузбаев С.К., Куанышев А.Ш., Нуралиев Б.Б. Перспективы нефтегазоностности п-ва Бузачи в связи с разломной тектоникой //Нефть и Газ.- 2000.- № 3.- С. 31-42.

3 Дузбаев С.К., Куанышев А.Ш., Нуралиев Б.Б. Тектонические активные зоны и перспективы нефтегазоносности юга Прикаспийской впадины и её обрамления //Нефть и Газ.- 2001.- № 1.- С. 34-39.

4 Дузбаев С.К., Таскинбаев К.М. Результаты внедрения новых технологий повышения нефтеотдачи пластов и задачи ОАО «Эмбамунайгаз» по широкому внедрению эффективных МУН //Новые технологии разработки нефтегазовых месторождений: материалы Междунар. технологического симпозиума.- М., 2004.- С. 29-31.

5 Дузбаев С.К., Утегалиев С.А., Газизов А.Ш., Газизов А.А., Комаров А.М. Опыт применения модифицированных ПДС для повышения нефтеотдачи пластов, насыщенных высокоминерализованными пластовыми водами //Современные проблемы разработки месторождений углеводородного сырья: тез. докл. электронной конференции Российской академии естествознания, 15-20 окт. 2005 г.// Современные наукоемкие технологии.- 2005.- № 9.- С. 93 – 95.

7 Пат. 2250989 Российская Федерация, МКИЕ 21В 43/22. Способ разработки нефтяной залежи / Газизов А.Ш., Газизов А.А., Граханцев Н.М., Дузбаев С.К. – № 2004124549; заявл. 13.08.04; опубл. 27.04.05, Бюл. № 12.

Источник

Сокращения наименований в нефтяной промышленности

АБР — аэрированный буровой раствор.

АВПД — аномально высокое пластовое давление.

АНПД — аномально низкое пластовое давление.

АКЦ — акустический цементомер.

АТЦ — автотранспортный цех.

БГС — быстрогустеющая смесь.

БКЗ — боковое каротажное зондирование.

БКПС — блочные кустовые насосные станции.

БСВ — буровые сточные воды.

БПО — база производственного обслуживания. Вспомогательные обслуживающие цеха (ремонт и т.д.)

БУ — буровая установка.

ВГК — водогазовый контакт.

ВЗБТ — Волгоградский завод буровой техники.

ВЗД — винтовой забойный двигатель.

ВКР — высококальциевый раствор.

ВКГ — внутренний контур газоносности.

ВНКГ — внешний контур газоносности.

ВКН — внутренний контур нефтеносности.

ВНКН — внешний контур нефтеносности.

ВМЦ — вышкомонтажный цех.

ВНК — водонефтяной контакт.

ВПВ — влияние пневмовзрыва.

ВПЖ — вязкопластичная (бингамовская) жидкость.

ВРП — водораспределительный пункт.

ГГК — гамма-гамма-каротаж.

ГГРП — глубиннопроникающий гидравлический разрыв пласта.

ГДИ — гидродинамические исследования. Исследование состояния скважины.

ГЖС — газожидкостная смесь.

ГИВ — гидравлический индикатор веса.

ГИС — геофизическое исследование скважин.

ГЗНУ — групповая замерная насосная установка. Тоже, что и ГЗУ+ДНС. Сейчас от этого отходят, сохранились только старые.

ГЗУ — групповая замерная установка. Замер дебита жидкости, поступающей с усов.

ГК — гамма-каротаж.

ГКО — глинокислотная обработка.

ГНО — глубинное насосное оборудование. Оборудование, погруженное в скважину (насос, штанги, НКТ).

ГНС — головная нефтепрекачивающая станция.

ГПП — гидропескоструйная перфорация.

ГПЖ — газопромывочная жидкость.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод.

ГПС — головная перекачивающая станция.

ГРП — гидравлический разрыв пласта.

ГСМ — горюче-смазочные материалы.

ГСП — групповой сборный пункт.

ГТМ — геолого-технические мероприятия. Мероприятия по увеличению производительности скважин.

ГТН — геолого-технологический наряд.

ГТУ — геолого-технологические условия.

ГЭР — гидрофобно-эмульсионный раствор.

ДНС — дожимная насосная станция. Поступление нефти со скважин через ГЗУ по усам на ДНС для дожимки в товарный парк. Может быть только дожим насосами жидкости или с частичной обработкой (сепарация воды и нефти).

ДУ — допустимый уровень.

ЕСГ — единая система газоснабжения.

ЖБР — железобетонный резервуар.

ЗСО — зона санитарной охраны.

ЗЦН — забойный центробежный насос.

КВД — кривая восстановления давления. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение давления в затрубном пространстве во времени.

КВУ — кривая восстановления уровня. Характеристика при выводе скважины на режим. Изменение уровня в затрубном пространстве во времени.

КИН — коэффициент извлечения нефти.

КИП — контрольно-измерительные приборы.

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза.

КНС — кустовая насосная станция.

К — капитальный ремонт.

КО — кислотная обработка.

КРБК — кабель резиновый бронированный круглый.

КРС — капитальный ремонт скважины. Ремонт после «полетов оборудования», нарушениях обсадной колонны, стоит на порядок дороже ПРС.

КССБ — конденсированная сульфит-спиртовая барда.

КССК — комплекс снарядов со съемным керноприемником.

ЛБТ — легкосплавные бурильные трубы.

ЛБТМ — легкосплавные бурильные трубы муфтового соединения.

ЛБТН — легкосплавные бурильные трубы ниппельного соединения.

МГР — малоглинистые растворы.

ММЦ — модифицированная метилцеллюлоза.

МНП — магистральный нефтепровод.

МНПП — магистральный нефтепродуктопровод.

МРП — межремонтный период.

МРС — механизм расстановки свечей.

МУН — метод увеличения нефтеизвлечения.

НБ — насос буровой.

НБТ — насос буровой трехпоршневой.

НГДУ — нефтегазодобывающее управление.

НГК — нейтронный гамма-каротаж.

НКТ — насосно-компрессорные трубы. Трубы, по которым на добывающих скважинах выкачивается нефть, на нагнетательных — закачивается вода.

НПП — нефтепродуктопровод.

НПС — нефтеперекачивающая станция.

ОА — очистительные агенты.

ОБР — обработанный буровой раствор.

ОГМ — отдел главного механика.

ОГЭ — отдел главного энергетика.

ООС — охрана окружающей среды.

ОЗЦ — ожидание затвердения цемента.

ОТ — обработка призабойной зоны.

ОТБ — отдел техники безопасности.

ОПРС — ожидание подземного ремонта скважины. Состояние скважины, в которое она переводится с момента обнаружения неисправности и остановки до начала ремонт. Скважины из ОПРС в ПРС выбираются по приоритетам (обычно — дебит скважины).

ОПС — отстойник предварительного сброса.

ОРЗ(Э) — оборудование для раздельной закачки (эксплуатации).

ОТРС — ожидание текущего ремонта скважины.

ПАВ — поверхностно-активное вещество.

ПАА — полиакриламид.

ПАВ — поверхностно-активные вещества.

ПБР — полимер-бентонитовые растворы.

ПДВ — предельно-допустимый выброс.

ПДК — предельно-допустимая концентрация.

ПДС — предельно-допустимый сброс.

ПЖ — промывочная жидкость.

ПЗП — призабойная зона пласта.

ПНП — повышение нефтеотдачи пластов.

ПНС — промежуточная нефтепрекачивающая станция.

ППЖ — псевдопластичная (степенная) жидкость.

ППР — планово-предупредительные работы. Работы по профилактике неисправностей на скважинах.

ППС — промежуточная перекачивающая станция.

ППУ — паропередвижная установка.

ПРИ — породоразрушающий инструмент.

ПРС — подземный ремонт скважины. Ремонт подземного оборудования скважины при обнаружении неисправностей.

ПРЦБО — прокатно-ремонтный цех бурового оборудования.

ПСД — проектно-сметная документация.

РВС — вертикальный стальной цилиндрический резервуар.

РВСП — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с понтоном.

РВСПК — вертикальный стальной цилиндрический резервуар с плавающей крышей.

РИР — ремонтно-изоляционные работы.

РИТС — ремонтная инженерно-техническая служба.

РНПП — разветвленный нефтепродуктопровод.

РПДЭ — регулятор подачи долота электрический.

РТБ — реактивно-турбинное бурение.

РЦ — ремонтный цикл.

СБТ — стальные бурильные трубы.

СБТН — стальные бурильные трубы ниппельного соединения.

СГ — смесь гудронов.

СДО — соляро-дистиллятная обработка. Обработка скважин.

Система ТО и ПР — система технического обслуживания и планового ремонта бурового оборудования.

СКЖ — счетчик количества жидкости. Счетчики для замеров жидкости непосредственно на скважинах для контроля замеров на ГЗУ.

СНС — статическое напряжение сдвига.

СПГ — сжиженный природный газ.

СПО — спуско-подъемные операции.

ССБ — сульфит-спиртовая барда.

Т — текущий ремонт.

ТБО — твердые бытовые отходы.

ТГХВ — термогазохимическое воздействие.

ТДШ — торпеда с детонирующим шнуром.

ТК — тампонажная композиция.

ТКО — торпеда кумулятивная осевого действия.

ТО — техническое обслуживание.

ТП — товарный парк. Место сбора и переработки нефти (тоже, что и УКПН).

ТП — технологический процесс.

ТРС — текущий ремонт скважины.

ТЭП — технико-экономические показатели.

ЕЕДН — группа Техники и Технологии Добычи Нефти.

УБТ — утяжеленные бурильные трубы горячекатаные или фигурного сечения.

УБР — управление буровых работ.

УЗД — ультразвуковая дефектоскопия.

УКБ — установка колонкового бурения.

УКПН — установка комплексной подготовки нефти.

УСП — участковый сборный пункт.

УЦГ — утяжеленный тампонажный цемент.

УШЦ — утяжеленный шлаковый цемент.

УЩР — углещелочной реагент.

УПГ — установка подготовки газа.

УПНП — управление повышения нефтеотдачи пласта.

УПТО и КО — управление производственно-технического обеспечения и комплектации оборудования.

УТТ — управление технологического транспорта.

УШГН — установка штангового глубинного насоса.

УЭЦН — установка электроцентробежного насоса.

ХКР — хлоркальциевый раствор.

ЦА — цементировочный агрегат.

ЦДНГ — цех добычи нефти и газа. Промысел в рамках НГДУ.

ЦИТС — центральная инженерно-техническая служба.

ЦКПРС — цех капитального и подземного ремонта скважин. Цех в рамках НГДУ, выполняющий ПРС и КРС.

ЦКС — цех крепления скважин.

ЦНИПР — цех научно-исследовательских и производственных работ. Цех в рамках НГДУ.

ЦППД — цех поддержания пластового давления.

ЦС — циркуляционная система.

ЦСП — центральный сборный пункт.

ШГН — штанговый глубинный насос. С качалкой, для низкодебитных скважин.

ШПМ — шинно-пневматическая муфта.

ШПЦС — шлакопесчаный цемент совместного помола.

ЭРА — электрогидравлический ремонтный агрегат.

ЭХЗ — электрохимическая защита.

ЭЦН — электроцентробежный насос. Для высокодебитных скважин.

Источник