Методы повышения нефтеотдачи пластов
Гидродинамические методы
К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта.
Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:
— циклическое заводнение;
— изменение направления фильтрационных потоков.
Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.
Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы.
Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.
Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%.
При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации.
При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы.
Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин.
Для осуществления форсированного отбора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.
Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию.
Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта.
При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.
Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемые, является гидравлический разрыв пласта (ГРП).
Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение.
Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров.
Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью.
Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.
К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин.
Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.
Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение.
Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи.
При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.
Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).
На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды.
Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов.
Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции.
В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной (избирательной) изоляции.
Вариантами этого метода являются: применение кремнийорганических соединений (продукт 119-204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС).
На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт.
В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т.е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.
Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло.
При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается.
Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:
— закачка в пласты пара и нагретой воды;
-внутрипластовое горение.
Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с.
Повышение нефтеотдачи
Нефтеотдачей называется отношение объема нефти, которая была извлечена из пласта, к ее запасам, которые находились в пласте изначально. Нефтеотдача подразделяется на две категории:
Наряду с термином «нефтеотдача» также используетя «коэффициент нефтеотдачи».
В связи с появившейся на протяжении последних двадцати лет тенденции к увеличению выработанности месторождений, первоочередной задачей, для топливно-энергетических компаний, является повышение нефтеотдачи. В настоящее время повышение нефтеотдачи пластов можно обеспечить несколькими способами.
Методы повышения нефтеотдачи:
К тепловым методам относятся:
Газовые методы включают в себя использование:
Химические методы для вытеснения нефти из пласта используют:
К гидрогеологическим методам относятся:
В ходе использования физических методов пласт поддают:
Кроме этого, к физическим методам также относятся горизонтальные скважины и гидроразрыв пласта. Что касается последнего, то гидравлическим разрывом пласта воздействуют на пласты, которые характеризуются низкой проницаемостью. Данный физический метод является уникальным среди всех остальных в силу того, что он позволяет изменить в корне фильтрационные зоны пласта на значительных расстояниях от ствола скважины, а не только в призабойной зоне пласта. Это приводит к увеличению дренируемого участка, в результате чего производительность скважины в разы увеличивается. Стоит отметить, что гидроразрыв пласта признан одним из наиболее эффективных среди всех остальных физических методов.
Стоит сказать, что эффективность методов, способных повышать нефтеотдачу, изучалась на протяжении долгого времени. В результате этого, было выяснено, что при использовании перечисленных выше методов количество извлекаемой нефти увеличивается до 70%, в то время, как при первичных способах разработки месторождений, количество добываемой нефти составляет всего порядка 20-25%. Таким образом, если говорить о мировой добыче нефти, то использование методов повышения нефтеотдачи позволяет извлечь в нефти в 1,4 раза больше, чем обычно, т.е. порядка 65 млрд. тонн.
Таким образом, опираясь на мировой опыт, стоит сказать, что с каждым годом необходимость в современных методах повышения нефтеотдачи пластов возрастает, поскольку они играют значительную роль в мировой добыче нефти. Это обусловлено также и тем фактором, что применение современных методов, направленных на увеличение добычи нефти, снижает себестоимость нефти, которая становится сопоставимой с себестоимостью нефти, которая была добыта традиционными промышленными способами.
Методы воздействия
Спрос на черное золото остается прежним, а легкодоступных запасов все меньше. Поэтому современная не фтедо быча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой
Коэффициент успеха
Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН — коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения. Сначала — проектный, основанный на данных геологоразведки о возможных запасах. Здесь учитываются строение коллектора и современный уровень технологий, позволяющий или не позволяющий эффективно работать с имеющимся коллектором. Проектный КИН дает возможность оценить экономическую обоснованность разработки.
В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН. К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.
Среднее значение коэффициента извлечения нефти при традиционных способах добычи не очень сильно изменилось за последние десятилетия. Причину этому, видимо, нужно искать в том, что, несмотря на развитие технологий, нефтяникам приходится иметь дело с ухудшающимися свойствами пластов. Согласно обобщенным данным КИН при первичных способах разработки (с использованием потенциала пластовой энергии) в среднем не выше 10%, а при вторичных способах (заводнении и закачке газа для поддержания пластовой энергии) — около 35%. Это среднемировые значения. В России коэффициент извлечения нефти, как правило, не превышает 20%. В «Газпром нефти» этот показатель достигает 25%, что обусловлено поздней стадией разработки на большинстве месторождений компании.
Хотя очевидно, что чем больше КИН, тем лучше, добыча нефти может быть рентабельной и при очень небольших коэффициентах. Но в этом случае в пласте остается большое количество неизвлеченной нефти, а это недополученная прибыль. Ситуация меняется, если в ход идут современные методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Их применение позволяет увеличивать КИН в среднем на и существенно наращивать извлекаемые запасы нефти на уже открытых месторождениях.
Агенты вытеснения
Методы увеличения нефтеотдачи делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды — это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно. Из-за разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.
Вытеснение нефти из пласта
Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть — вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления. Существенный недостаток ПАВов — это их дороговизна. Поэтому в качестве альтернативы нередко применяют щелочные растворы, которые, взаимодействуя с нафтеновыми кислотами нефти, образуют поверхностно-активные вещества прямо в пласте. Область применения щелочных растворов ограничивается наличием в пластовых водах ионов кальция — при реакции с щелочью они образуют хлопьеобразный осадок.
Другой результативный агент — это водный раствор полимеров, или, как их еще называют, загустителей. Полимеры увеличивают вязкость закачиваемой воды, приближая ее значение к вязкости нефти. В результате фронт вытеснения выравнивается — вода перестает опережать нефть в более проницаемых участках пласта. Часто в качестве загустителей применяют полиакриламиды. Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях придают ей вязкоупругие свойства. В настоящее время в «Газпром нефти» изучается возможность внедрить технологию комплексного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения (см. врез).
Если полимеры загущают воду, то различные газы призваны разжижать нефть. Чтобы уменьшить вязкость нефти и увеличить ее подвижность, в пласт закачивают растворители — сжиженные природные газы: бутан, пропан и их смесь. Еще один вариант растворителя — углекислота (двуокись углерода СО2), которая также отлично растворяется в нефти.
Заводнение серной кислотой относится к комплексным методам увеличения нефтеотдачи. Серная кислота растворяет минералы пород коллектора, повышая тем самым их проницаемость. Таким образом увеличивается охват дренируемой зоны, то есть части пласта, активно отдающей нефть. В то же время при взаимодействии серной кислоты с ароматическими углеводородами, содержащимися в нефти, образуются поверхностно-активные сульфокислоты. Их роль в вытеснении нефти аналогична воздействию ПАВов, специально закачиваемых в пласт с поверхности.
В отличие от обычного нагнетания в пласт воды, заводнение с использованием различных химреагентов — мероприятие не из дешевых. Помимо финансовых рисков противопоказаниями к нему могут оказаться и другие факторы, такие как определенное строение коллектора, характеристики слагающих его пород, химические свойства нефти. Поэтому в ряде случаев эффективней оказываются иные способы повышения нефтеотдачи. Например, тепловое воздействие на пласт.
Теплый прием
Первые опыты по термическому воздействию на пласт были начаты еще в 30-х годах прошлого века в СССР. С тех пор накопился значительный объем данных лабораторных и промысловых испытаний, позволяющий сделать применение этих методов более осмысленным и продуктивным.
Самый простой способ — это нагнетание в пласт горячей воды. Начальная температура теплоносителя составляет несколько сотен градусов. Это позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее подвижность. Однако, продвигаясь по пласту, вода остывает, а значит, нефть сначала будет вытесняться холодной водой, а потом горячей. В итоге прирост нефтеотдачи будет скачкообразным. Вытеснение горячей водой хорошо работает в однородных пластах и на высоких температурах. Как только температура воды падает до 80—90°C, можно получить обратную реакцию: вязкость нефти становится достаточной, чтобы еще лучше пропитать капилляры породы, но недостаточной, чтобы покинуть их.
Воду можно заменить горячим паром. Такой способ считается более эффективным, так как теплоемкость пара при прочих равных условиях больше, чем у воды. При нагнетании пара вязкость нефти повышается, а часть легких нефтяных фракций испаряется и фильтруется в виде пара. В холодной зоне эти пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и действуя как растворитель.
Термические методы извлечения нефти
Еще один вариант термического воздействия — внутрипластовое горение. Этот зажигательный метод основан на естественной характеристике нефти как горючего. У забоя нагнетательной (зажигательной) скважины нефть поджигают с помощью электрических горелок или химической реакции. Как известно, для поддержания огня необходим кислород, поэтому с поверхности в скважину нагнетают воздух или смесь воздуха с природным газом. В результате фронт горения движется в пласте, разогревая нефть, уменьшая ее вязкость и заставляя интенсивнее двигаться в сторону области с пониженным давлением, то есть к эксплуатационным скважинам. Для успешного осуществления процесса необходимо, чтобы нефть распределялась в пласте достаточно равномерно, а сам коллектор обладал высокой проницаемостью и пористостью. Более устойчивые очаги горения возникают в залежах с тяжелой нефтью, обладающей повышенным содержанием хорошо горящих коксовых остатков.
Вообще говоря, именно при освоении месторождений с тяжелой высоковязкой нефтью чаще всего применяют термические МУНы. При снижении температуры в пласте происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В случае добычи тяжелой нефти такое снижение фильтрационных свойств коллектора может стать критическим для эффективности разработки, поэтому дополнительный разогрев пласта бывает просто необходим.
Щелочь-ПАВ-полимерное заводнение
Комплексное химическое заводнение, включающее в себя поочередную закачку в пласт поверхностно-активных веществ и полимеров, впервые было опробовано в 80-х годах прошлого века. Тогда же появилась идея разбавлять дорогие ПАВ более дешевой щелочью. Испытания такого тройного щелочь-ПАВ-полимерного заводнения показали, что объединение методов может дать увеличение КИН на Сама технология получила название ASP-заводнение — от английского alkali-surfactant-polymer — щелочь-ПАВ-полимер. К широкомасштабному использованию ASP-заводнения западные компании вернулись только в начале 2000-х.
В «Газпром нефти» возможность внедрения щелочь-ПАВ-полимерного заводнения изучают специалисты совместного с Shell предприятия «Салым Петролеум Девелопмент». Первые результаты испытаний, проведенных на одиночной скважине, дали обнадеживающие результаты: химическое заводнение мобилизовало 90% остаточной нефти. В настоящее время просчитываются экономические показатели использования технологии, изучаются условия ее эффективного применения.
На разрыв
Одним из самых популярных методов увеличения нефтеотдачи сегодня стал гидроразрыв пласта (ГРП), ведущий свою историю также из середины прошлого столетия. Сложно сказать, кому первому в голову пришла идея улучшать связь скважины с пластом за счет его разрыва. Здесь первенство оспаривают советские и американские ученые. Но долгое время этот способ существовал больше в теоретических выкладках, нежели на практике: во времена легкой нефти в нем не было особой нужды. Ситуация изменилась в конце прошлого века, когда ГРП стали активно применять для разработки месторождений с чрезвычайно низкими фильтрационно-емкостными свойствами пластов, включая карбонатные коллекторы. Яркий пример здесь освоение сланцевых месторождений в Америке, целиком и полностью обязанных своим успехом использованию гидроразрыва.
Сущность процесса ГРП заключается в нагнетании в пласт жидкости под большим давлением (до 60 МПа). В качестве основы для жидкости ГРП в зависимости от свойств коллектора и применяемых технологий используют пресную или минерализованную воду, углеводородные жидкости («мертвая» нефть, солярка), смеси с добавлением азота, двуокиси углерода, кислоты. Чтобы трещины сразу после снятия давления не смыкались, в них закачивают расклинивающий агент (проппант). Материал проппанта за всю историю развития технологии гидроразрыва неоднократно менялся. Сначала это была молотая ореховая скорлупа, затем кварцевый песок, позднее стали использовать стеклянные или пластмассовые шарики.
Протяженность трещин, образовавшихся после проведения ГРП, может достигать нескольких сотен метров при средней ширине до 5 мм. Они становятся новыми проводниками нефти, значительно улучшая контакт скважины с пластом и расширяя площадь притока жидкости в скважину. В среднем однократный гидроразрыв пласта позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в два-три раза. В горизонтальной скважине может быть одновременно проведено несколько гидроразрывов. В этом случае говорят о многостадийном гидроразрыве пласта (МГРП). На сланцевых месторождениях счет стадий в горизонтальных скважинах идет уже на десятки. В общем случае количество стадий определяется исходя из экономической целесообразности и геологических особенностей коллектора.
В настоящее время многостадийный гидроразрыв пласта, пожалуй, единственный проверенный способ разработки месторождений, относящихся к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Сюда входят и месторождения, где фильтрационные свойства пластов не могут обеспечить рентабельные притоки при применении обычных методов разработки, — им МГРП может дать новую жизнь, и такие пока экспериментальные варианты, как баженовская свита. Именно освоение залежей ТРИЗ стало толчком для активного внедрения МГРП в «Газпром нефти» (см. врез).
Многостадийный гидроразрыв пласта в «Газпром нефти»
Первая горизонтальная скважина с четырьмя стадиями гидроразрыва пласта в «Газпром нефти» была введена в эксплуатацию в 2011 году на Вынгапуровском месторождении. А уже через три года количество горизонтальных скважин с МГРП во всех добывающих активах компании достигло 168. Изменяется не только число высокотехнологичных скважин, но и качественные характеристики технологии.
До последнего времени в компании применяли так называемый шаровой МГРП. Здесь каждая новая зона ГРП в скважине отделяется от предыдущей композитным или металлическим шаром. Диаметр шаров возрастает от зоны к зоне и не позволяет провести больше 10 операций гидроразрыва из-за конструктивных особенностей скважины. Новый вариант МГРП успешно опробовали в 2015 году специалисты «Газпромнефть-Хантоса»: на Приобском месторождении в качестве изолятора использовались не шары, а специальный инструмент с многоразовой уплотняющейся подушкой (пакером), которая разбухает и отделяет зоны, в которых ГРП уже проведен. Впоследствии разбухающий пакер возвращается к исходному размеру, что позволяет транспортировать оборудование к следующему месту разрыва внутри скважины (шары после завершения ГРП разрушают специально). В этом случае количество стадий ГРП ограничивается лишь технико-экономическими расчетами. На Приобском месторождении впервые в истории компании провели гидроразрыв пласта.
Технологии повышения нефтеотдачи пластов
Наряду с возрастающим объемом промышленного внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях отрасли в масштабе опытно-промысловых испытаний находятся новые технологии или усовершенствованные известные методы. Применение методов ПНП способствует поддержанию и стабилизации добычи нефти на месторождениях. Для обоснованного применения разработанных композиций в технологиях целесообразным является использование комплексных подходов, повышающих эффективность мероприятий. Каковы эти подходы?
Наряду с возрастающим объемом промышленного внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях отрасли в масштабе опытно-промысловых испытаний находятся новые технологии или усовершенствованные известные методы. Применение методов ПНП способствует поддержанию и стабилизации добычи нефти на месторождениях. Для обоснованного применения разработанных композиций в технологиях целесообразным является использование комплексных подходов, повышающих эффективность мероприятий. Каковы эти подходы?
Во-первых, повышение гидродинамической составляющей метода заводнения в результате цикличности процесса закачки, изменения направления фильтрационных потоков, организации новых очагов заводнения, оптимизации плотности сетки скважин, форсированного отбора и др. Это задача гидродинамических МУН.
В-третьих, определенная роль отведена тепловым, газовым и микробиологическим МУН. В отрасли известна следующая классификация МУН и МИДН:
паротепловое воздействие на пласт;
внутрипластовое горение;
вытеснение нефти горячей водой;
пароциклические обработки скважин.
закачка воздуха в пласт;
воздействие на пласт углеводородным газом;
воздействие на пласт двуокисью углерода;
воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.
вытеснение нефти водными растворами ПАВ;
вытеснение нефти растворами полимеров;
вытеснение нефти щелочными растворами;
вытеснение нефти кислотами;
вытеснение нефти композициями химических реагентов;
микробиологическое воздействие.
Бурение БС, ГС;
вовлечение в разработку недренируемых запасов;
барьерное заводнение на газонефтяных залежах;
нестационарное циклическое заводнение;
форсированный отбор жидкости;
ступенчато-термальное заводнение.
Группа комбинированных методов:
сочетаются гидродинамический и тепловой методы;
гидродинамический и физико-химический методы;
тепловой и физико-химический методы;
другие аналогичные методы.
Физические методы увеличения дебита скважин:
гидроразрыв пласта;
электромагнитное воздействие;
волновое воздействие;
другие аналогичные методы.
В настоящее время насчитывается более сотни различных модификаций соответствующих технологий.
За рубежом общеприняты два термина, объединяющих методы воздействия на нефтяной объект с целью улучшения нефтедобычи: EOR (Enhanced Oil Recovery) и IOR (Improved Oil Recovery). К первому в основном относятся методы, которые основаны на применении вытесняющих агентов, отличных от воды (тепловые, газовые, химические и микробиологические методы); второй термин включает скважинные технологии и другие методы воздействия, приводящие к интенсификации нефтедобычи и косвенно к увеличению нефтеотдачи.
Нельзя не признавать существенной разницы по состоянию реализации МУН в нашей стране и за рубежом. В США и других капиталистических странах практически не внедряются физико-химические МУН, хотя число опытных участков для их испытания заслуживает внимания. Рентабельность указанных МУН низкая в связи с высокой стоимостью химических реагентов и невысокой технологической эффективностью всех известных их модификаций. В США ни один проект полимерно-химического воздействия (в том числе с применением биополимеров) не признали экономически состоятельным по сравнению с проектами теплового (термического) и газового (включая воздействие СО2) воздействий.
Если проанализировать текущее состояние работ по применению методов в России можно сделать несколько выводов:
Работы по применению тепловых методов не проводятся.
Проекты по закачке углеводородного газа осуществляются в вариантах единичных опытных работ.
Проекты по закачке двуокиси углерода не проводятся.
Из химических методов технологии ПНП с применением полимеров были известны в течение многих десятилетий, в настоящее время полимерное заводнение не используется в связи с низкими значениями технологической эффективности.
Направленность применения растворов ПАВ в технологиях ПНП, в основном, это обработки призабойной зоны скважин.
В России накоплен большой экспериментальный и промысловый материал, полученный при изучении критериев и геолого-физических условий применения, испытании и совершенствовании технологий физико-химических МУН. Одним из важных доводов полезности научного обобщения является объективный научный анализ, как теоретического материала, так и практических данных, полученных в результате промысловых испытаний.
При наличии значительного количества как известных, так и модификаций уже промышленно апробированных в отрасли методов весьма затруднительно принимать окончательные эффективные решения в области ПНП. Основой для решения указанных задач должен служить комплексный инжиниринг, включающий научно обоснованную методологию выбора скважин-кандидатов, очагов воздействия технологий с уточнением критериев эффективного применения метода, с использованием результатов лабораторного обоснования применения технологии к конкретным геолого-промысловым условиям объекта воздействия, результатов моделирования показателей разработки участков воздействия и технологических процессов, с учетом опыта применения технологии на месторождениях-аналогах, а также необходим расчет экономической рентабельности метода.
Такая методология является основой при выполнении специалистами МПК ХимСервисИнжиниринг работ в области применения МУН и МИДН на месторождениях отрасли. ХимСервисИнжиниринг входит в число звеньев в нефтяной отрасли, активно занимающейся проблемами создания, испытания и применения методов увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти от стадии лабораторной адаптации к условиям разработки месторождений, проведения опытно-промысловых испытаний и промышленного внедрения методов. Компания плодотворно сотрудничает с институтами РАН и основными факультетами Башкирского Государственного Университета с привлечением к работе передовых ученых в области полимерной и коллоидной химии. Проведенные исследования позволили разработать ряд эффективных технологических и химических решений, а также оптимизировать известные в отрасли методы. При выполнении технологических мероприятий на скважинах осуществляется полный цикл работ, связанный с анализом разработки месторождений, скважин-кандидатов, составлением программы работ, проведением технологических операций на скважинах и мониторингом технологической эффективности. В компании имеется своя собственная производственная база по наработке химических реагентов с целью их дальнейшего внедрения в нефтегазовой отрасли. Основными направлениями деятельности предприятия являются гелеобразующие составы и технологии для ограничения водопритоков на добывающих объектах, перераспределения потоков нагнетаемой воды в системе ППД, модифицированные кислотные составы для ОПЗ карбонатных и терригенных коллекторов, реагенты для предупреждения и удаления АСПО, солеотложений и гидратов, депрессорные присадки для снижения температуры застывания высоковязких нефтей, нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в нефти и воде, ингибиторы коррозии, что охватывает практически весь спектр процессов химизации добычи нефти и газа.
Внедрение разработанных реагентов и технологий ХимСервисИнжиниринг осуществляет в основных ведущих нефтегазодобывающих компаниях отрасли. Указанная методология подбора скважин была успешно использована при проведении технологии выравнивания профиля приемистости (РВ-3П-1) на месторождениях Западной Сибири. Основу технологии составляет гомогенный водный раствор РВ-3П-1, содержащий гелеобразующую систему. Был выполнен анализ выработки запасов по очагам воздействия, построены геологические разрезы, определена степень влияния системы ППД на показатели эксплуатации добывающих скважин в очагах воздействия (карты изменения обводненности, расчет взаимовлияния скважин, трассерные исследования). По полученным выводам и, основываясь на критериях эффективного применения технологии, были разработаны рекомендации к применению РВ-3П-1. Данный подход представляется правильным. В результате проведения технологии РВ-3П-1 на 9 очаговых нагнетательных скважинах получено 21418 т дополнительной добычи нефти. В 2011 г масштабно осуществляются и планируются объемы по закачке РВ-3П-1 на месторождениях ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь, филиала Муравленковскнефть Газпромнефть-ННГ, Славнефть-Мегионнефтегаз.
ХимСервисИнжиниринг является единственным в России дилером полимерного материала Poweltec ( компания Poweltec, дочернее предприятие Французского Института Нефти и Газа Institut Francais du Petrole), используемого в технологиях ограничения водопритоков добывающих скважин. Технология успешно зарекомендована в проектах в Канаде, Франции, Китае, Африке, России. В течение 2012 г. запланированы опытно-промысловые работы на объектах Когалымнефтегаз, АНК Башнефть.
ОПР по успешному применению ДГП-100 на нагнетательных и добывающих скважинах проводились в Татнефть (2007-2009гг.), Татнефтепром (2005-2006гг.), Самаранефтегаз (2010-2011 гг.), Оренбургнефть ( 2007-2009 гг.). В 2012 г. планируется проведение опытно-промысловых испытаний технологии на скважинах месторождений Западной Сибири (ТПП Когалымнефтегаз), по результатам которых будет принято решение по промышленному внедрению метода.
Рассматриваемые технологии до стадии опытно-промысловых испытаний или промышленного внедрения подвергались процедуре применения новых аспектов в практике применения МУН. Комплексный инжиниринговый подход, включающий всю цепочку информационной и модельной обеспеченности на основе геолого-промысловой базы, требует дальнейшего развития и направлен на получение оперативных рекомендаций при мониторинге разработки месторождений.
Подводя итоги следует отметить, что в современных условиях разработки месторождений отрасли актуальным является промышленное внедрение высокоэффективных МУН и МИДН. Приоритет получили МУН осадкогелеобразующего действия. Технологии на основе применения реагентов РВ-3П-1, Poweltec апробированы (или запланированы к ОПР) в промысловых условиях с высокими показателями эффективности, рекомендованы для промышленного внедрения в значительных объемах. Комплексный инжиниринговый анализ геолого-промысловой информации, включающий модельные результаты, выполнение оценки привлекательности сценариев проведения конкретных методов воздействия в определенных условиях разработки месторождений, используется специалистами МПК ХимСервисИнжиниринг в работах по направлению ПНП. Одним из способов стимулирования инновационной деятельности в области ПНП является возможность получения разрешения малому и среднему бизнесу на законодательном уровне использовать часть доходов для финансирования НИОКР.
