презентация 2009

Комплексный цикл технологий по добыче, подготовке и транспортировки высоковязких

нефтейдля нефтяных компаний

Технологии повышения нефтеотдачипластов «КС-6», «МКЭС»,

«СМЭП»

Технологии удаления АСПО, гидрофобизации

«ИНТА-2002»,«ТАТНО-2002»

Технологии подготовки и перекачки нефтей

«ИНТА», «СТХ-ДП»

Технология интенсификации добычи с применением удалителя АСПО присадки «ИНТА-2002» и растворителя

«ШКВАЛ»

Применяется для удаления и ингибирования асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО)

из призабойной зоны нефтедобывающих скважин;

из призабойной зоны нагнетательных скважин;насосно-компрессорных труб;нефтепромыслового оборудования,

с целью увеличения продуктивности добывающих скважин и приёмистости нагнетательных, для карбонатных и терригенных коллекторов.

Область применения технологии

на любых месторождениях нефти для обработки призабойных зон скважин, эксплуатация которых осложнена выпадением АСПО;

в комплексе с минеральными кислотами в низкопроницаемых заглинизированных карбонатных и терригенных коллекторах, где обработка минеральными кислотами не дает ожидаемого результата.


«ШКВАЛ»

Преимущества технологии

По сравнению с традиционными соляно-кислотными обработками композиция обладает комплексным воздействием:

увеличение растворяющей, диспергирующей и моющей способности дистиллята;

растворение и вынос карбонатной и глинистой составляющей без образования нерастворимых вторичных продуктов реакции;

увеличение межремонтного периода работы скважин;

увеличение приемистости нагнетательных и дебита добывающих скважин.


«ШКВАЛ»

Результаты опытно-промысловых испытаний технологии


«ШКВАЛ»

Анализ эффективности технологиив ОАО «Татнефтепром-Зюзеевнефть»

за период 2003-2005 гг. при обработке 14 скважин композиционным растворителем «ШКВАЛ» дополнительно добыто свыше 16,516,5 тыс. т нефти или 11871187 т нефти на 1 т «ИНТА-2002»;

за период 2006-2007 гг. дополнительно добыто 9,79,7 тыс. т нефти;

средняя продолжительность эффекта – 1818 месяцев;

успешность обработок – 9090 %%.


«ШКВАЛ»

технология ограничения водопритоков с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002»

технология крепления песка на основе гидрофобизатора «ТАТНО-2002»

Технологии на основегидрофобизатора «ТАТНО-2002»

Технология основана на снижении фазовой проницаемости по воде и увеличению по нефти.

Высокая гидрофобизирующая способность реагента «ТАТНО-2002» основана на образовании гидрофобного геля, который легко разрушается углеводородами.

Технология ограничения водопритоков с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002»

Удельный выход

гидрофобного геля

Реология гидрофобного геля



для ограничения водопритоков в скважинах с избыточной обводнённостью;

для интенсификации добычи нефти;

для улучшения фильтрационных характеристик нефтесодержащих пропластков;

при ОПЗ добывающих скважин на любой стадии разработки месторождения.



не влияет на изменение поровой структуры

нефтяного пласта;

снижение фазовой проницаемости ПЗП по воде;

увеличение дебита скважин по нефти;

снижение обводнённости добываемой продукции;

увеличение межремонтного периода работы

добывающих скважин;

не зависит от минерализации пластовых вод.


Анализ эффективности технологии

в среднем обводненность снизилась на 21 %21 %, среднесуточный дебит увеличился на 2,42,4 т/сут.;

суммарный накопленный прирост добычи нефти за счет применения гидрофобизатора «ТАТНО-2002» в ОАО «Татнефтеотдача» составил 25632563 т; 320320 т на одну скважино-операцию или 16021602 т нефти на 1 т «ТАТНО-2002»;

средняя продолжительность эффекта – 1515 месяцев;

успешность обработок – 80 %80 %.


Динамика изменения обводнённости скв. № 56 после обработки


Технология основана на получении естественного фильтра в призабойной зоне добывающей скважины за счёт образовании полимерного «каркаса».


Для снижения выноса песка из продуктивного пласта в скважинах, склонных к пескопроявлению.

Технология крепления песка на основегидрофобизатора «ТАТНО-2002»


на скв. № 85 Актанышского месторождения ОАО «МНКТ» и скв. № 11065 Ерсубайкинского месторождения ОАО «Ямашнефть» до обработки наблюдался: - интенсивный вынос песка; - высокая эрозия нефтепромыслового оборудования; - образование песчаных пробок; - заклинивание насосного оборудования. После обработки ПЗП выноса песка не наблюдалось;

средняя продолжительность эффекта – 2424 месяца.

Технология крепления песка на основегидрофобизатора «ТАТНО-2002»

Предназначена для:вовлечения в разработку обойденной, пленочной

и капиллярно-удерживаемой нефтей;увеличения коэффициента извлечения нефти,

дебита добывающих скважин по нефти;снижения обводнённости продукции

добывающих скважин.

Область применения технологииДля разработки неоднородных терригенных и

карбонатных коллекторов на любой стадии разработки месторождений.

Технологии повышения извлечения нефти из пластов на основе реагента «КС-6»

Результаты опытно-промысловых испытаний технологии на Ромашкинском месторождении




по 4 нагнетательным скважинам Ромашкинского месторождения накопленный прирост добычи нефти составил 59445944 т или 248248 т нефтина 1 т КС-6;

успешность обработок – 100 %100 %;средняя продолжительность эффекта – 2424 месяца.


выравнивание фронта вытеснения за счет повышенной вязкости мицеллярного раствора;

высокая моющая способность раствора;снижение обводнённости продукции добывающих скважин.

Технология повышения извлечения нефти из пластов на основе реагента «СМЭП»

Технология является модификацией технологии повышения нефтеотдачи на основе реагента КС-6 и предназначена для вовлечения в разработку недренируемых запасов нефти. За счёт введения стабилизатора дисперсии расширен диапазон минерализации вод, применяемых для приготовления технологического раствора. Увеличение содержания солей значительно повышает вязкость технологического раствора.


Технология может применяться для разработки неоднородных по проницаемости пластов, обводненных нагнетаемой водой терригенных и карбонатных коллекторов на любой стадии разработки месторождений.


Результаты лабораторных и опытно-промысловых испытаний технологии на

Нагорном месторождении ЗАО «Троицкнефть»



опытно-промышленные работы проводились на залежах ЗАО «Троицкнефть», с июня 2006 г. было обработано 3 нагнетательные скважины. За 15 месяцев после закачки реагента накопленная добыча безводной нефти по участкам нагнетательных скважин составила соответственно 2658, 2483 и 888 м³, суммарная – 6029 м³. Удельная дополнительная добыча нефти по трем участкам составила 1030 т на 1 т реагента.

успешность обработок – 100 %;

средняя продолжительность эффекта – 24 месяца.


Вовлечение в разработку обойдённой, плёночной и капиллярно-удерживаемой нефти за счёт:

выравнивания фронта вытеснения вязким мицеллярным раствором;

высокой поверхностной активности и моющей способности раствора;

возможность приготовления технологического раствора на воде с минерализацией до 270 г/л;

увеличение коэффициента извлечения нефти;

увеличение дебита добывающих скважин по нефти;

снижение обводнённости продукции добывающих скважин.


Технология интенсификации добычи нефти на основе «самоотклоняющейся» кислотной

композициисовместно с ОАО «Татнефть»

Кислотная композиция представляет собой раствор поверхностно-активных веществ в ингибированной соляной кислоте.

Технология предназначена для интенсификации добычи нефти.

По сравнению с традиционной солянокислотной

обработкой увеличивается охват пласта за счёт образования вязкопластической жидкости, которая отклоняет соляную кислоту к низкопроницаемым участкам коллектора.



Область применения технологииТехнология эффективна при обработке неоднородных по проницаемости карбонатных коллекторов за счет увеличения охвата пласта воздействием.

Анализ эффективности технологииИспытания технологии проводились на скважинах № 8114 и 8328 НГДУ «Елховнефть» и скважине № 4561 НГДУ «Ямашнефть». Суммарная дополнительная добыча нефти по данным НГДУ составила 26652665 т.

Схема обработки призабойной зоны

пласта самоотклоняющейся

кислотной композициейЗона низкой

проницаемости

- низкая вязкость

- высокая вязкость

Зона высокойпроницаемости

Закачка кислотнойкомпозицииДвижение нефти



Результаты опытно-промысловых испытаний технологии


композициисовместно с ОАО «Татнефть»Преимущества технологии

технология обладает «самоотклоняющимся» характером;

обеспечивает равномерную интенсификацию всех зон продуктивного пласта;

снижает энергетические и временные затраты;

для приготовления и закачки кислотной композиции в пласт используется стандартное промысловое оборудование.

Технология применения мицеллярных систем на основе реагента «МКЭС» совместно с ОАО

«МНКТ»Перспективная технология закачки эмульсионной

системы обратного типа на базе концентрата «МКЭС» предназначена для извлечения остаточной нефти за счет снижения межфазного натяжения и выравнивания профиля приемистости.

Готовится в промысловых условиях из концентрата «МКЭС» и пластовой воды в качестве дисперсной фазы (90 %90 %).

Регулирование вязкости эмульсионной системы достигается изменением содержания дисперсной фазы.


«МНКТ»Схема приготовления эмульсионной системы

в промысловых условиях

1.1, 1.2 – агрегаты; 2 – диспергатор; 3 – емкость или автоцистерна;4 – вентиль; 5 – устье скважины


«МНКТ»


на месторождениях, вступивших в позднюю стадию разработки;

на месторождениях при пластовой температуре до 95 °С;

на начальном этапе разработки месторождений, так как характеризуется высокой эффективностью при извлечении остаточной нефти по сравнению с традиционными методами повышения нефтеотдачи пластов.

Распределение компонентов по длине модели пласта

Модель пласта до обработкиэмульсионной системой

Образование вала вытесняемойнефти после закачки

эмульсионной системы

Продвижение оторочкиэмульсионной системы

по модели

Модель пласта после прохождения эмульсионной системы

1 – вода свободная (участвует в фильтрации); 2 – связанная вода (не участвует в фильтрации); 3 – нефть; 4 – эмульсионная система


«МНКТ»Фотографии модели пласта

Пласт до обработкимицеллярным раствором

Пласт во время обработки мицеллярным раствором

Пласт после обработки мицеллярным раствором


«МНКТ»Преимущества технологии

максимальное снижение межфазного натяжения;

высокая моющая способность раствора;

высокая степень нефтеизвлечения;

выравнивание фронта вытеснения за счет повышенной вязкости мицеллярного раствора;

снижение обводненности продукции добывающих скважин.

Деэмульгаторы и реагенты подготовки нефти комплексного действия серии «ИНТА» и «СТХ-

ДП»Область применения реагентов

в процессах скважинной добычи;в системах нефтесбора для путевой деэмульсации;на установках предварительного сброса воды и подготовки

нефти;для снижения вязкости нефтей и нефтяных эмульсийснижения давления в трубопроводах, транспортирующих

высоковязкие нефтяные эмульсии;

Широкий марочный ассортимент позволяет применять реагенты на любых нефтях и в любых условиях.

Деэмульгаторы и реагенты подготовки нефти комплексного действия серии «ИНТА» и «СТХ-ДП» не содержат в своем составе хлорорганических соединений.


ДП»Преимущества реагентов

глубокое разрушение высоковязких нефтяных эмульсий и шламов;

высокая эффективность при низких температурах;

снижение вязкости нефтяных систем;

ингибирование коррозии нефтепромыслового оборудования.


ДП»Результаты лабораторных испытаний реагентов

серии «СТХ-ДП» на нефтях различных месторождений

Реагенты

Нефтяная эмульсияОАО

«Татнефтепром-

Зюзеевнефть»

ООО «ЛУКОЙЛ-

Нижневолжск-нефть»

ТПП «ЛУКОЙЛ-

Усинскнефтегаз»

ОАО «Томскнефть» ВНК ЦППН-2

Базовый Рекод 758Separol ES-

3483Crodax DE-

220Kemelix

Степень обезвоживания, % об.Базовый 89 63 85 92СТХ-ДП-

1186 93 92 92

СТХ-ДП-12

83 92 93 91

СТХ-ДП-21

89 90 91 91

СТХ-ДП-22

89 82 91 92

Результаты опытно-промысловых испытаний деэмульгатора СТХ-ДП-11 на Пенячинском

месторожденииОАО «Елабуганефть»

Начало обработки Начало обработки

Комплексный цикл технологий по добыче, подготовке и транспортировки высоковязких

нефтейдля нефтяных компаний

Спасибо за внимание!

Технологии повышения нефтеотдачипластов «КС-6», «МКЭС»,

«СМЭП»

Технологии удаления АСПО, гидрофобизации

«ИНТА-2002»,«ТАТНО-2002»

Технологии подготовки и перекачки нефтей

«ИНТА», «СТХ-ДП»

презентация 2009

Documents

Transcript of презентация 2009