Информация о фирме Компания «Иджат» является одним из лидеров в России как по количеству созданных технологий повышения нефтеотдачи пластов, так и по их эффективности, 40 из которых защищены патентами РФ. НПФ «Иджат» имеет 25 -летний опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Дополнительная добыча нефти по технологиям составляет более 10 млн. тонн.

ТЕХНОЛОГИЯ повышения нефтеотдачи пластов для обработок нагнетательных скважин с применением ПДС со сшивающими агентами

Технология повышения нефтеотдачи пластов с применением ПДС со сшивающими агентами Наиболее востребованной для повышения нефтеотдачи обводненных пластов является технология применения полимердисперсных систем (ПДС) со сшивающими агентами, основанная на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон нефтеводонасыщенного коллектора. Эта технология разработана для применения на месторождениях, разрабатываемые методом заводнения, с обводненностью добываемой продукции в среднем по участкам и залежам до 99%. Технология применения ПДС со сшивающими агентами является надежным методом увеличения нефтеотдачи пластов месторождений в поздней стадии их разработки, на залежах с обширными промытыми закачиваемой водой высокопроницаемыми зонами, на залежах с водо-нефтяными зонами и др. Основным резервом нефтедобычи в этих условиях являются трудноизвлекаемые запасы. Принцип действия технологии на нефтеводонасыщенный пласт основывается на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора. При взаимодействии компонентов ПДС и ее модификаций в пористой среде и трещинах с водой образуются полимер-минеральные комплексы. Образующаяся водоизолирующая масса значительно увеличивает фильтрационное сопротивление обводненных зон коллектора, снижает неоднородность пласта по проницаемости и повышает охват его заводнением. В результате воздействия в пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков как по разрезу, так и по площади, подключение в разработку неработающих ранее прослоев и увеличение продуктивности скважин, а в итоге – повышение конечного коэффициента извлечение нефти на 1,5-5%.

ЗАВИСИМОСТЬ ОСТАТОЧНОГО ФАКТОРА СОПРОТИВЛЕНИЯ ОТ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ 1 - для частиц глинистой суспензии 2 - для частиц полимердисперсной системы 3 - для пор естественного керна РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ЧАСТИЦ ГЛИНЫ, ПОЛИМЕРДИСПЕРСНОЙ СИСТЕМЫ И ПОР ЕСТЕСТВЕННОГО КЕРНА ПО РАЗМЕРАМ Результаты лабораторных исследований механизма воздействия ПДС Количество частиц Механизм воздействия ПДС и ее модификаций основывается на образовании водоизолирующего материала в глубине пласта, избирательно повышая фильтрационное сопротивление только в обводненной части пласта. При этом остаточный фактор сопротивления Rост тем выше, чем выше проницаемость пласта, что наиболее важно для извлечения остаточных запасов. Rост, создаваемый ПДС, значительно превышает Rост для ПАА, что принципиально отличает ПДС от полимерного заводнения (рис. справа). Полидисперсность частиц ПДС позволяет создавать в пласте различный механизм взаимодействия с дисперсными частицами (рис. слева). Для ПДС Для раствора ПАА

Результаты лабораторных исследований механизма воздействия ПДС с использованием метода ЯМР Распределение компонентов в поровом пространстве высокопроницаемой модели 100% - 80% - 60% - 40% - 20% - 0% - l l l l Распределение компонентов в поровом пространстве низкопроницаемой модели 100% - 80% - 60% - 40% - 20% - 0% - l l l l Длина модели, см "свободная" вода 2 - "связанная" вода 3 - остаточная нефть 4 - МПДС Содержание компонентов, % Селективный характер воздей- ствия МПДС доказан резуль- татами ЯМР-исследований на моделях пористых сред. При закачке МПДС фильтруется в основном в поровое прост- ранство высокопроницаемой части модели (верхний рис.), а в низкопроницаемый проплас- ток компоненты МПДС прак- тически не фильтруются (нижний рис.).

Результаты лабораторных исследований на моделях пласта с применением метода ЯМР 1 - до закачки МПДС; 2 – после закачки и последующего доотмыва минерализованной водой По результатам экспериментов с использованием метода импульсного ядерного магнитного резонанса (ЯМР) сделаны следующие выводы: - образование комплексов ПДС и ее модификаций непосредственно в пласте приводит к уменьшению количества крупных пор, по которым происходила фильтрация, и увеличению доли мелких пор, подключенных к фильтрации. - в неоднородном пласте, состоящем из двух разнопроницаемых пропластков, после закачки МДС и ее модификаций и последующего доотмыва водой водоизолирующая масса находится преимущественно в поровом пространстве высокопроницаемой части модели. В результате этого кривые распределения пор по размерам сместились в область мелких пор. Увеличение фильтрационного сопротивления промытых водой наиболее проницаемых пор приводит к перераспределению фильтрационных потоков по пласту и повышению охвата воздействием низкопроницаемых пропластков. В конечном итоге происходит увеличение коэффициента нефтеотдачи пласта.

ИЗМЕНЕНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ ВЫСОКОПРОНИЦАЕМОГО ПРОПЛАСТКА МОДЕЛИ НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА ПОСЛЕ ЗАКАЧКИ МПДС ПДС базовый вариант ПДС с хлоридом кальция ПДС с ПАВ ПДС с алюмохлоридом-А ПДС со сшивающими агентами Для различных геолого-физических условий продуктивных пластов разработан целый ряд модифици- рованных ПДС: с применением сшивающих агентов и солей многовалентных металлов, а также ПАВ, щелочей и кислот, которые позволили повысить эффективность на 25-50% по сравнению с базовой технологией ПДС.

Результаты физического моделирования пластовых процессов с применением ПДС со сшивающими агентами Динамика процесса вытеснения нефти из модели неоднородного пласта (а) и отдельно по пропласткам (б, в) с применением ПДС со сшивающимим агентами: 1 - обводненность продукции 2 - коэффициент вытеснения (б, в), нефтеотдачи (а) 3 - фактор сопротивления 4 - прогнозная кривая для коэффициента вытеснения и нефтеотдачи 5 - прогнозная кривая для обводненности продукции

Результаты применения ПДС и ее модификаций на месторождениях РФ и Казахстана Технологии ПНП с применением ПДС и ее модификаций внедрены более, чем на 2000 участках нагнетательных скважин месторождений Западной Сибири, Урало-Поволжья и Казахстана, дополнительная добыча нефти составила более 5,8 млн.тонн нефти (см. следующий слайд). Область применения технологии: - - неоднородные карбонатные и терригенные пласты с наличием обширных обводненных зон; - - обводненность продукции добывающих скважин в целом по опытным участкам нагнетательных скважин 75…99%; - - приемистость нагнетательных скважин более 250 м 3/сут при давлении 10 МПа; - - вязкость нефти до 150 м Па*с; - - наличие в продуктивных пластах прослоев с невыработанными извлекаемыми запасами нефти; Технология эффективна также для ПНП продуктивных трещиноватых карбонатных пластах, где имеются кинжальные прорывы закачиваемой воды в добывающие скважины и на участках месторождений после гидроразрыва пластов.

Результаты применения МПДС на месторождениях РФ Предприятие Год начала внедрения Кол-во скв./обр. Дополнительная добыча нефти, тн Удельная эффективность, т/обр. Ноябрьскнефтегаз* Сургутнефтегаз* Лукойл-Лангепаснефтегаз Нижневартовскнефтегаз Приобьнефть* Самотлорнефть* Томскнефть** ННП** Красноленинскнефтегаз* Когалымнефтегаз* Варьеганнефть* ИТОГО по Зап. Сибири: Татнефть** Башнефть* Удмуртнефть** Белкамнефть** Пермнефть* Итого по Урало-Поволжью: ИТОГО: * по неполным данным** эффект продолжается

Модифицированные полимердисперсные системы (ПДС+сшивающие агенты) В качестве примера, показывающего, как работает технология ПДС+сшивающие агенты, приведены результаты обработки одной из нагнетательных скважин Арланского месторождения с минерализацией закачиваемой воды 272 г/л. После воздействия по техънологии ПДС+сшивающие агенты, в результате повышения фильтрационного сопротивления основного работающего интервала, приуроченного к нижнему пласту, подключена в активную разработку подошвенная часть верхнего пласта, представленная по РК заглинизированным уплотненным песчаником, ранее не охваченная вытеснением. Приемистость скважины сразу после воздействия МПДС снизилась. Снижение гидропроводности промытой части пласта подтверждается кривыми падения давлений, снятыми до и после воздействия МПДС. Дополнительная добыча нефти на участке этой нагнетательной скважины составило 4520 тонн при продолжительности эффекта 29 месяцев.

Результаты применения ПДС и ее модификаций на месторождениях с карбонатными коллекторами Параметры работы добывающего окружения нагнетательной скважины Забегаловского месторождения до и после проведения ВПП по технологии МПДС

Результаты применения ПДС со сшивающими агентами на месторождениях Казахстана (минерализация пластовых вод г/л) Диаграммы геофизических исследований (а) нагнетательной скважины и профиля приемистости пласта до (б) и после (в) воздействия ПДС по сшивающими агентами на месторождении Тюрень-Узюк На месторождениях Казахстана после проведения обработок нагнетательных скважин по технологии ПНП с применением ПДС со сшивающими агентами дополнительно извлечено около 20 тыс.тонн нефти при продолжающемся эффекте.

Эффективность ПДС со сшивающими агентами на участке 44 Хохряковского месторождения Эффект составляет на ,4 тыс тонн. на ,8 тыс.т, по WOR +15,1 т.т.

Участок 44 Хохряковского месторождения Зависимость ВНФ от накопленной добычи нефти Среднесуточная добыча воды

16 ОАО «Томскнефть» ВНК, Двуреченское месторождение, Ю1(3) обработки ПДС со сшивающими агентами г. Обработано 8 скважин Технология воздействия - МПДС Текущая доп.добыча нефти – 12,26 тыс.т Снижение объемов добычи воды – 430,9 тыс.т Текущий удельный технологический эффект – 1,53 тыс.т/скв.-операцию По состоянию на г.: скв. 46,16, 303,30,32 скв. 78, 75, 449 скв. 225

Двуреченское месторождение, пласт Ю1 3 Участок скважин скв. 78, 75, 449 Расчлененность 2,5 Неоднородность>20 Обводненность, %95.6 Прогнозный Кохв МПДС, 4266 м Доп. добыча, тыс. т План Факт (на ) 6,95,2

Двуреченское месторождение, пласт Ю1 3 Участок скважин скв. 16, 30, 32, 46, 303. Расчлененность 3,6 Неоднородность>20 Обводненность, %97,8 Прогнозный Кохв.0,544 МПДС, 9060 м Доп. добыча, тыс. т План Факт (на ) 4,57,1

Результаты применения ПДС со сшивающими агентами для ограничения водопритока в добывающих скважинах

ПДС со сшивающими реагентами- решение проблемы повышения нефтеотдачи пластов Особенность технологий ПНП с применением ПДС и ее модификаций ни являются энергосберегающими технологиями Особенность технологий ПНП с применением ПДС и ее модификаций – наряду с решением проблемы разработки месторождений на поздней стадии с промытыми высокообводненными пластами, они являются энергосберегающими технологиями, т.е. закачивая одно и то же количество воды при заводнении из пласта извлекается дополнительное количество нефти вследствие снижения необратимых потерь. В связи с этим расчет экономики этих методов базируется: а) на добыче дополнительной нефти из обводненного пласта; б) на сокращении попутно извлекаемой воды; в) в сбережении электроэнергии на извлечение дополнительной нефти. Таким образом, технологии ПНП с применением ПДС и ее модификаций позволяют извлекать остаточную нефть в разнообразных геолого-физических условиях: сложно построенных водонефтяных пластах, с высокой обводненностью добываемой продукции, высоковязкой нефтью, представленных терригенными и карбонатными отложениями, с высокоминерализованными пластовыми и закачиваемыми водами.

ТЕХНОЛОГИЯ повышения нефтеотдачи пластов с применением гелеобразующей композиции (ГОК+ЩСПК)

Гелеобразующие композиции (ГОК, ГОК+ЩСПК) В НПФ «Иджат» разработана технология ПНП с применением гелеобразующей композиции, обладающей комплексным воздействием на пласт. Принцип действия гелеобразующей композиции на нефтеводонасыщенный пласт основывается на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора. Технология заключается в последовательно-чередующейся закачке кислотных и щелочных реагентов. При их взаимодействии в пласте образуется устойчивая к размыванию гелеобразная масса, что повышает охват пластов заводнением. Выделяющийся углекислый газ и ПАВ, образующиеся при взаимодействии щелочных реагентов с нефтью, способствуют увеличению коэффициента вытеснения нефти. Основными преимуществами технологии, предопределяющие ее выбор для проведения работ в нагнетательных скважинах, являются: Высокая термостабильность образующейся гелеобразной массы. Высокая устойчивость образующейся гелеобразной массы к размыву водой. Приемистость нагнетательных скважин от 60 м 3 /сут при давлении нагнетания 100 атм. Любая минерализация пластовых и закачиваемых вод. Высокая технологичность и простота внедрения: используются готовые реагенты в товарной форме (в жидком виде), низкая температура замерзания химреагентов позволяет проводить обработки круглогодично.

Технология ПНП с применением ГОК с ЩСПК Содержание реагентов в воде, % об. Прирост коэффициента нефтеотдачи, % Остаточный фактор сопротивления Изменение остаточного фактора сопротивления высокопроницаемого пропластка и прироста коэффициента нефтеотдачи в зависимости от концентрации реагентов остаточный фактор сопротивления прирост коэффициента нефтеотдачи Технология оказывает комплексное воздействие на пласт Повышение фильтраци- онного сопротивления пористой среды в 1,8-2,5 раза Увеличение коэффициента вытеснения нефти на 1,5-7,2% Увеличение охвата пласта воздействием до 40% Прирост нефтеотдачи на опытном участке 0,5 – 4,5% Прирост нефтеотдачи на опытном участке 0,5 – 4,5%

Результаты внедрения технологии применения гелеобразующих композиций (ГОК с ЩСПК) на участках нагнетательных скважин Результаты внедрения технологии ГОК+ЩСПК на месторождениях Татарстана с вязкими нефтями

Результаты применения технологии ГОК+ЩСПК в добывающих скважинах для ограничения притока вод Регион Место- рождение, горизонт Цель обработки Технология Источник обводнения Период Qн, т/сут Обводнен- ность, % об. Снижение обводненн ости, % от исх. Прирост дебита нефти, т/сут перед обраб.1,492 после обраб.2,850 перед обраб.1,395 после обраб.4,332 перед обраб.0,499,2 после обраб.2,217,2 перед обраб.0,798,5 после обраб.7,117,7 перед обраб.1,396,1 после обраб.4,857,8 перед обраб.1,992 после обраб.3,17,8 перед обраб.0,995,9 после обраб.2,510,1 Заколонный переток из ниже- лежащего водо- носного пласта Подошвенная вода (подъем ВНК) ,8 38,3 84,2 85,8 Водоограничение + стимуляция притока нефти (ГОК+ЩСПК) РМД Подошвенная вода пласта CVI Удмур- тия Арланское, визейский 1,4 3,0 1,8 6,4 3,5 1,2 1,6 Татар- стан ВодоограничениеГОК+ЩСПК Подошвенная вода Луговое Отключение обводненного пласта ГОК+ЩСПК по нижнему бобрик. пласту закачиваемой водой Луговое Заколонный переток из ниже- лежащего водо- носного пласта Луговое, тула + бобрик Водоограничение + стимуляция притока нефти (ГОК+ЩСПК) +РМД Подошвенная вода Ликвидация заколонного перетока ГОК+ЩСПК Луговое, тула + бобрик Ликвидация заколонного перетока ГОКЩСПК Луговое, бобрик Чеканское, бобрик Водоограничение + стимуляция притока нефти (ГОК +ЩСПК)+ РМД + акустика

Технология ограничения подошвенных вод с применением ГОК+ЩСПК+РМД (терригенный коллектор)

ТЕХНОЛОГИИ и РЕАГЕНТЫ, разработанные в ООО «НПФ «Иджат», для интенсификации добычи нефти в добывающих скважинах

Реагент многофункционального действия РМД

Реагент многофункционального действия РМД-1, РМД-2, РМД-3

Растворитель «Дельта» Применение растворителя «Дельта» в процессах нефтедобычи: Обработка ПЗП добывающих и нагнетательных скважин Совмещение с кислотными обработками Очистка от АСПО скважинного оборудования при ПРС и КРС Периодические «без подходные» обработки добывающих скважин, с целью увеличения МРП работы ГНО Очистка нефтепроводов, сборных емкостей

Интенсификация работы добывающих скважин кислотным составом РМД-К - - обладает гидрофобизирующими свойствами - обладает ингибирующими, антикоррозийными свойствами - - снижает межфазное натяжение на границе «нефть-вода» - - не образует вторичные осадки и гели при взаимодействии с глинистыми компонентами скелета породы - - разрушает глинистые кольматанты буровых растворов, улучшая проницаемость пласта и снижая скин-фактор - - не разрушает пропанты РМД-КРМД-К П О Л И М И К Т Условия месторождений Западной Сибири (80 О С, полимикт) Динамика изменения фактора сопротивления при фильтрации нефти в модели однородного полимиктового пласта до и после закачки РМД - К и инг.HCl

Результаты применения кислотного состава РМД-К в добывающих скважинах. всегона 1 скв./обр Западная Сибирь Орехово- Ермаковское Полимиктгруппы АВ, БВ, Ю Удмуртия Черновское, Погребняковское Карбонатный Башкирский, верейский Татарстан Урустамакское, Кузайкинское Карбонатный Кизеловский, турнейский, заволжский ИТОГО: Доп.добыча нефти, тонн Регион МесторождениеПласты, горизонт Кол-во обра- боток Тип коллектора

Перед проведением работ все технологии проходят стадию адаптации к конкретным геолого-геофизическим условиям месторождений и участков в лабораторных условиях на физических моделях неоднородного пласта, с уточнением технологических параметров обработки индивидуально по каждой скважине. Разработка и адаптация технологий ПНП