В настоящее время основные нефтяные месторождения страны находятся на поздней стадии разработки, а структура остаточных запасов нефти за счет опережающей выработки активных запасов ухудшается. Эти факторы объективно способствуют падению объемов добычи нефти, растет обводненность добываемой продукции. В этих условиях основным резервом нефтедобычи являются трудноизвлекаемые запасы. Вполне очевидно, что в перспективе количество остаточных нефтей в заводненных пластах будет постоянно возрастать, нефтеотдача которых при применении традиционных методов будет вырабатываться низкими темпами (не выше 20…30%).
В частности, в РФ доля активных запасов нефти, в балансе большинства нефтяных компаний расположенных на материковой части страны составляет не более 45%.
Именно поэтому, во всем мире с каждым годом возрастает интерес к методам повышения нефтеотдачи сложнопостроенных пластов, и развиваются исследования, направленные на поиск научно-обоснованного подхода к выбору наиболее эффективных технологий разработки именно таких месторождений. В результате развития нефтяной науки и практики сформировались определяющие концепции увеличения нефтеотдачи нефти из недр, связанных с совершенствованием методов воздействия на продуктивные пласты: гидродинамические, физико-химические, тепловые, водогазовые, химикосейсмические, и микробиологические.
Повышение нефтеотдачи продуктивных пластов, на сегодняшний день, пожалуй, главная задача, которая стоит перед нефтяниками. Этого можно добиться только благодаря применению современной техники и технологий.
Одним из таких перспективных видов деятельности и занимается ООО «ПрогрессНефтеСервис». За 14 лет успешной работы на рынке, по оказанию сервисных услуг нефтегазовым предприятиям, наша компания получила огромный опыт по повышению нефтеотдачи пластов, благодаря применению уникальной техники и технологий, развивая рынок сервисных услуг и создавая на базе собственных производственных мощностей новое уникальное оборудование и адаптируя, как уже известные традиционные технологии физико-химического воздействия на пласт, так и создавая новые. Данные технологии нашли успешное применение особенно на средней и поздней стадии разработки месторождений.
Сшитые полимерные системы
В результате временного тампонирования сшитыми полимерными или вязко-упругими системами (СПС) наиболее проницаемых пропластков продуктивного разреза, происходит снижение расхода воды по промытым высокопроницаемым слоям с аномально высоким темпом выработки запасов, уменьшение дебита жидкости и повышение депрессий на пласт в добывающих скважинах. В результате, за счет увеличения градиента давления между зоной нагнетания и зоной отбора и изменения направления фильтрационных потоков в пласте, в процесс активной выработки запасов вовлекаются нефтенасыщенные пропластки пониженной проницаемости и обводненности, ранее не охваченные или слабо охваченные заводнением.
В результате выполненных работ происходит увеличение охвата продуктивных пластов воздействием, что приводит к повышению текущей и конечной нефтеотдачи.
Технология ГОС-1 (с композитными наполнителями)
Это высоко эффективная и достаточно продуктивная технология. С ее помощью происходит закачка в нагнетательную скважину поочередно полимерной композиции с последующей закачкой дисперсной фазы с продавкой в пласт подтоварной водой. В результате такой закачки каждый компонент раствора выбирает свойственный для его селективности слой пласта с учетом по проницаемости в соответствие с размером частиц агента и закупоривает его.
Благодаря использованию ГОС-1 включаются в работу новые пропластки и, соответственно, вовлекаются в разработку трудноизвлекаемые запасы.
Технология ГОС (ВУС)
Специальные вязко-упругие составы, которые добавляются в раствор и продавочную жидкость приводят к тому, что в высокопроницаемых водопромытых интервалах образуется гель с широким диапазоном прочностных и изолирующих характеристик.
Это способствует доотмыву нефти из водопромытых интервалов, в которых нефть находится в пленочном состоянии, и отмыву нефти из низкопроницаемых прослоев, что в свою очередь увеличивает извлекаемость нефти из пласта.
Технология СПГ
Суть метода заключается в последовательной закачке водного раствора силиката натрия с добавлением полимеров и соляной кислоты (или CaCl2), которые продавливаются в пласт оторочками воды. Гель образуется из силиката натрия в кислой среде. При этом гель образуется исключительно в водопромытых интервалах, что приводит к перераспределению потоков закачиваемой воды и подключению в разработку ранее не дренируемых, нефтенасыщенных интервалов и застойных зон пласта. Добавка ПАА способствует большей устойчивости и стабилизации геля в пластовых условиях.
Технология «Термогель, РВ-3П-1»
Физико-химическая сущность применения гелеобразующих систем основана на образовании геля гидроксида алюминия в нефтяном пласте, который изолирует свободные от нефти высокопроницаемые участки, и тем самым способствует подключению в работу низкопроницаемых участков пласта и прослоев. А образующиеся в результате реакции соли аммония реагируют с компонентами нефти разрушают асфальтеновые структуры, тем самым увеличивая нефтеотдачу.
Данная технология лучшим образом зарекомендовала себя в работе с высокотемпературными пластами юрских отложений.
Технология ЭС
Технология повышения нефтеотдачи пласта с применением эмульсионных композиций заключается в закачке через нагнетательные скважины или БКНС в пласт оторочки эмульгатора.
Частично закупоривая наиболее проницаемые прослои, эмульсинные системы перераспределяют потоки нагнетаемой воды в пропластки с низкой проницаемостью, вовлекая или повышая долю их участия в разработке. Кроме того, некоторые компоненты эмульсионного состава, абсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизируют ее, тем самым, снижая фазовую проницаемость воды в обводненных зонах коллектора, что также способствует перераспределению нагнетаемого потока воды и соответственно ограничивает приток воды в добывающие скважины.
Технология ВДПС
Технология волокнисто дисперсно – полимерным составом годится для любых пластовых температур . Предпочтительной пластовой температурой можно считать от 15 до 85 градусов Цельсия и наиболее высокими проницаемостями пласта а соответственно высокой приемистостью скважин более 600 м3/сут..
Закачиваемая вода может быть как слабоминерализированая до 20 г/л , так и пресная по ГОСТ 2874 – 82 массовая доля ионов калия до 40 г/см3, ионов магния до 10 г/см3 плотностью 1000 г/см3 , водородный показатель рН 7 – 8 .
Технология Алкоп-СКС
Композиция СКС может быть использована для разных целей. В том числе для увеличение продуктивности добывающих скважин, вводимых в эксплуатацию на нефть после бурения.
Также эта технология неплохо себя зарекомендовала для увеличения и восстановления продуктивности добывающих скважин, восстановления продуктивности пласта после всех видов ремонтных работ, а также при пуске скважин в эксплуатацию после длительного простоя и бездействия.
Технология КМЭ
Эффект от применения этой технологии достигается за счет разрушения карбонатных и других включений, а также удаления рыхлосвязанной воды и водонефтяной эмульсии. Технология предназначена в основном для увеличения приемистости нагнетательных и дебитов реагирующих добывающих скважин – поэтому областью применения данной технологии предпочтительно являются низкопроницаемые малопродуктивные пласты и участки пластов.