Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах. Пав при добыче нефти


Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах

Показатели

Коллектор

кварцевый

полимиктовый,

глинистый

Удельная адсорбция породы:

мг/г

0,4-0,8

1-5

кг/т

0,4-0,8

1-5

кг/м3

1-2

2,5-10

Удельная адсорбция пористой среды:

мг/см3

5-10

10-50

кг/м3

5-10

10-50

Удельная поверхность породы:

см2/г

(0,2-0,3) 103

(0,5-1,5) 104

см2/см3

(0,5-0,7) 103

(1-3,5) 104

м2/м3

(0,5-0,7) 105

(1-3,5) 106

Адсорбция ПАВ на поверхности пор:

мг/см2

(2-2,5) 10-3

(2-3)10-4

кг/м2

(2-2,5) 10-5

(2-3)10-6

Адсорбция ПАВ в пласте с балансовыми запасами 1 млн. т нефти, т

(10-20) 103

(25-100) 103

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

Площадь участка, га…………………………………………………………………2000

Толщина пласта, м………………………………………………………………..........3,6

Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19

Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12

Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16

Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625 Число добывающих скважин:

всего …………………………………………………………………………………… 85

первых рядов…………………………………………………………………………... 34

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вна­чале - (в объеме 10-20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·106 м3 воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А2-3, А4-5, Б8 и Б10.

Площадь участка, га……………………………………………………………….2700

Средняя толщина пласта, м…………………………………………………………12

Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5

Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24

Число добывающих скважин ………………………………………………………116

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800

Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.

Таблица 2

studfiles.net

Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ

 

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

.Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП–10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35—45 до 7—8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Сле­довательно, натяжение смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8—10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05—0,1 % [,3].

 

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть– вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может суще­ственно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обыч­ного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и сни­жены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окружен­ную водой в крупных порах (рис. 47). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефте­насыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных по­рах заводненной части пласта, но несущественному.

Рис. 47. зависимость остаточной нефтенасыщенности SОН от межфазного натяжения на контакте нефть–вода σ.

 

Рис. 48. Зависимость коэффициента вы­теснения βв от объема τ жидкости, прокачанной через однородный образец.

Вытеснение нефти: 1 — водой; 2— 0,05 %-ным раствором ОП-10

 

Эффективность водных растворов ПАВ. Прове­денные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву оста­точной нефти из заводненных пластов показали, что водные рас­творы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5—3 %. Это соответствует фундамен­тальным теоретическим представлениям о процессе.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искус­ственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10—15 % [3].

Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объяс­няется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.

Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ про­водится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщен­ности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5— 7 % (рис. 48). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-ис­следовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увели­чение коэффициента вытеснения при разных концентрациях рас­творов.

Более высокая эффективность вытеснения нефти водным рас­твором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, оче­видно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытесне­ния нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5—8 мН/м) способны увели­чивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2—5 % по сравнению с обычным заводне­нием, если применять их с начала разработки.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного при­тяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Квар­цевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удель­ной поверхностью (до 0,5—1,2 м2/г) и значительно большей адсорбционной активностью (табл. 25). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1—2 кг/м3 породы или 5—10 кг/м3 пористой среды.

 

Таблица 25

Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов в нефтяных пластах

 

 

В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследо­ваниям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5—6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2— 5,5 мг/г породы или 15—60 кг/м3 пористой среды. Причем адсорб­ция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварце­вых коллекторов составляет 500—600 см2/см3, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов—5000–15000см2/см3, то на 1 м2 поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02— 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах дости­гает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10— 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25—100 тыс. т в слу­чае полимиктовых коллекторов.

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05—0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2—3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5—10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10—20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10—20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

 

 

Площадь участка, га
Толщина пласта, м 3,6
Число нагнетательных скважин
Длина нагнетательного ряда, км
Вязкость нефти, мПа-с
Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м
Число добывающих скважин: всего первых рядов  

 

 

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5—20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05 %, а вна­чале— (в объеме 10—20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2*106 м3 воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта — А2-3, A4-5, B8 и Б 10

 

Площадь участка, га
Средняя толщина пласта, м
Средняя вязкость нефти, мПа-с 1.5
Число нагнетательных скважин
Число добывающих скважин
Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м

 

Процесс был начат при отборе 1—3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0—7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03—0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетанииводы на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10—12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4—6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в ПермНИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4—6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2—5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача — объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002—0,0005%.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляете среднем 0,0003—0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных расто-ров ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1—2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50—70%, повышение работающей толщины на 10—42 %, фазовой проницаемости на 40— 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30—50) 10–3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20— 25 МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4— 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти — в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах— от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50—60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5—0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5—5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше — 0,7— 1,5 т/т (табл.26).

 

Таблица 26

Удельные показатели применения водорастворимых ПАВ для вытеснения нефти

 
 

 

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4— 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ность в ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25—100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1—4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.

В США водные растворы ПАВ с малой концентрацией (0,05— 0,1 %) изучались в лабораториях и испытывались в 50—60-х годах в небольших масштабах на отдельных месторождениях. По ним не было получено удовлетворительных результатов. Из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентри­рованных водных растворов ПАВ в настоящее время они не испытываются совсем и не планируются к применению в будущем [44].

Недостатки метода. Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это видно из изложенного, заключается в большом межфазном натя­жении между нефтью и раствором и высокой адсорбции хими­ческого реагента на породе. Он ставит под сомнение их примене­ние с целью повышения вытесняющей способности воды.

Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ (неионо­генных) также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся:

слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35—40 % ) и повышенная способность загрязнения окружающей среды;

высокая чувствительность к качеству воды — содержание кис­лорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в со­стоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора.

Будущее метода. Эффективность применения водных растворов неионогенных ПАВ для повышения коэффициента вы­теснения нефти из продуктивных пород увеличивается с повыше­нием степени неоднородности структуры порового пространства и гидрофобности их поверхности.

Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследова­ний метода и состояния структуры запасов нефти, можно одно­значно предполагать, что применение водорастворимых неионоген­ных ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях в традиционном направлении для увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограничен­ную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-Поволжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобы­вающих районах (Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефте­носные полимиктовые пласты обладают высокой глинистостью и адсорбционной активностью.

В залежах со слабопроницаемыми карбонатными пластами применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может быть достаточно эффективным и в будущем, видимо, получит развитие.

В будущем применение неионогенных водорастворимых ПАВ в промышленных масштабах можно предполагать в трех направ­лениях:

обработка призабойных зон нагнетательных скважинс целью повышения их приемистости;

нагнетание слабоконцентрированных (0,05—0,5%) и высоко­концентрированных (1—5%) растворов для освоения плотныхглинистых коллекторов, обеспечения удовлетворительной приемис­тости скважин, снижения набухаемости глин и давления нагнета­ния, повышения охвата заводнением за счет увеличения рабо­тающей толщины пласта, уменьшения коррозии и др.;

создание эффективных композиций из смесей продуктовс различной степенью оксиэтилирования и высококонцентрирован­ных растворов с содержанием 5—10 % ПАВ, но обязательно с низ­ким межфазным натяжением к нефти (менее 0,01—0,05 мН/м).Как" показывают предварительные исследования ИНХ СО АНСССР и НПО «Союзнефтепромхим», создание таких композиций на основе неионогенных ПАВ в принципе возможно. Контрольные исследования эффективности микроэмульсий на основе компози­ций, проведенные в БашНИПИнефти и ПермНИПИнефти, пока­зали, что они способны увеличить коэффициент вытеснения на 17— 25 % за счет доотмыва остаточной нефти. Однако эти композиции образуют растворы с большим содержанием нефти, и до широкого промышленного применения композиций неионогенных ПАВ, также как и слабоконцентрированных растворов для заводнения плотных коллекторов, требуется проведение широких исследований и целе­вых опытно-промышленных испытаний в различных условиях на конкретных месторождениях.

Полимерное заводнение

 

Другой метод повышения эффективности заводнения пластов — так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реа­гент — полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных усло­виях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти.

Механизм процесса. Как было показано, от вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват не­однородных пластов заводнением.

Основное и самое простое свой­ство полимеров заключается в загу­щении воды. При концентрации их в растворе 0,01—0,1 % вязкость его увеличивается до 3—4 мПа • с (рис. 49). Это приводит к такому же уменьше­нию соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных разли­чием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации поли­мерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10— 20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неод­нородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Рис. 49. Зависимость вязко­сти полимерного раствора μ от концентрации С.

1 — в дистиллированной воде; 2 — то же, с 1 % NaCl

 

 
 
Рис. 50. Относительные проницаемо­сти для нефти fн, воды fв, раствора ПАА fp в зависимости от насыщенно­сти S.

Фазовая проницаемость для нефти (1, 2) и воды (3, 4) при вытеснении: 1, 3— водой; 2,4 — раствором воды+0,05 % ПАА

 

 

 
 

Рис. 51. Влияние температуры Т на отношение вязкостей раствора поли­мера и воды μр/μв при различных концентрациях раствора.

Концентрация, %: 1 — 0,1; 5 — 0,05; 3 — 0,03; 4 — 0,015

 

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вяз­костью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пласто­вую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимо­действие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирую­щим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды (рис. 50), а на фронте вытеснения при этом образуется вал не­активной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффек­тов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды — происходит существенное уменьшение динамической не­однородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 °С мало влияет на отношение вязкостей (рис. 51). Известно также, что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так называемыми неньютоновскими свойствами, вследствие чего фильтрация их возможна только после преодоления начального градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависимости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.

Влияние этих свойств полимерньгх растворов на эффективность вытеснения нефти пока еще изучено слабо. Но установлено, что с повышением скорости фильтрации и с уменьшением размеровпоровых каналов кажущаяся вязкость полимерных растворов уве­личивается, т. е. сопротивление пористой среды фильтрации рас­твора возрастает. Это явление обусловливается удержанием поли­мера пористой средой и эластичными свойствами растворенного в воде полимера.

 

 

 
 

Рис. 52. Зависимость концентрации С хлористого натрия (1) и полимера (2) в выходящей жидкости от относитель­ного отбора V.

λ — отставание полимера от фронта вытес­нения

 

 

 
 

Рис. 53. Зависимость коэффициента вы­теснения βВ от относительного отбора V при разной сорбируемости полимера в пористой среде.

Вытеснение: 1— водой; 2, 3, 4 — полимерный раствор с коэффициентом десорбции 0; 1 и 0,5 соответственно

 

Адсорбция полимера пористой средой. Взаимодействие растворенного вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрация полимера в растворе умень­шается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишенной части полимера. На рис. 52 показаны результаты вытеснения дистиллированной воды раствором NaCl (несорбирующегося агента) и полимерным раствором. С увели­чением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорб­ция возрастает.

Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым дан­ным при обычных концентрациях полимера (0,03–0,05%) показы­вает, что адсорбция полимера может составлять 30–150 г/м3 породы или 0,15–0,75кг/м3 пористой среды. Это примерно 15-30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход. Однако это упрощенное представление об эффективности вытес­нения нефти полимерным раствором.

Проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова­тельском институте (А. М. Полищук, Е. М. Суркова) численные расчеты показали, что этот вопрос значительно сложнее. При вытесненди нефти из однородных и слоистых пластов полимерными растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соотетствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект (рис. 53). Это объясняется тем, что при движении несорбирующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор переме­шивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается. В ре­зультате перед фронтом полимера образуется зона неактивной воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильтрации полимерного раствора, как отмечалось, состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности,в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малыхскоростях фильтрации раствора, причиной которого являетсяадсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбцииполимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охватпласта заводнением.

Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объяс­няется тем, что фронт полимера сильно отстает от фронта вытес­нения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефте­отдаче пласта.

Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным рас­твором желательно иметь умеренную оптимальную адсорбциюполимера в пласте.

Деструкция молекул полимера. Полимерные моле­кулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деграда­ции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность — основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента.

Деструкция может быть химической, термической, механиче­ской или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с поли­мерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приго­товления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При температуре выше 130°С наступает термическая деструкция. Меха­ническая деструкция обусловлена разрывом макромолекул поли­мера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в приза-бойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти.

Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40—50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородно­сти пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой со­леной водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2—3 раза выше.

Давление для нагнетания полимерных растворов всегда тре­буется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникно­вения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора,аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размеще­ния скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходи­мые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток сква­жин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным.

Реализуемые проекты. Испытания полимерных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов проводились на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарии и Казахстане. Однако наиболее представительными из них явля­ются опыты на Орлянском месторождении и на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения.

Орлянское месторождение. Опытно-промышленная за­качка полимерного раствора на Орлянском месторождении Куйбы­шевской области была начата в 1966 г. Заводнению подвергались пласты А4 и А3.

 

Пласт А4 А3
Коллектор Известняк Песчаник
Пористость, % 24,5
Проницаемость, мкм2 0,5 0,4
Начальная нефтенасыщенность 0,85 0,73
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с 8,6 12,2

 

Структурные планы пластов А3 и А4 почти совпадают и пред­ставляют собой симметричную брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную двумя куполами (северным и южным). Оба купола разбурены концентри­ческими рядами добывающих скважин с нагнетательными в центре (рис. 54). Радиусы добывающих рядов составляют 400 и 800 м. Пла­сты объединены в один эксплуатационный объект, поэтому часть скважин эксплуатирует пласты А3 и А4 совместно или одновре­менно раздельно.

 

Рис. 54. Схема размещения скважин на Орлянском месторождении.

 
 
Поле: / — северное; // — южное; скважины: 1 — добывающие; 2 — нагнетательные

 

Разработка южного купола осуществляется с 1962 г., закачка обычной воды была начата в конце 1964 г. Северное поле разра­батывается с 1964 г., закачка воды в пласт А4 была начата в конце 1965 г. Всего в пласты А3 и А4 закачано 5610 тыс. м3 жид­кости, из них 2830 тыс. м3 раствора полимера со средней концентрацией 0,014 %. Расход полиме­ра составил 420—430 т в расчете на 100 %-ный продукт.

Ново-Хазинская площадь Арланского место­рождения. Эксперимент был начат в апреле 1975 г. на участке, где расположены опытное и два контрольных поля, с плотностью сетки 12 га/скв. На опытном поле расположено 11 нефтяных сква­жин. Закачка полимерного рас­твора осуществлялась через че­тыре нагнетательные скважины [26]. Контрольные поля первона­чально включали восемь нефтя­ных скважин. В начале 1977 г. пробурены и введены в эксплуа­тацию четыре новые нефтяные скважины. Граница между опыт­ным и контрольными полями про­ницаемая для жидкостей. Сред­няя концентрация полимера со­ставляла 0,05%, размер оторочки достигал 20 % от объема пор. Полиакриламид, доставляемый в виде 7%-ного геля, растворяется на месте до концентрации 0,02—0,06 % и подвергается щелочному гидролизу.

Технологическая и экономическая эффектив­ность. Оценка эффективности полимерного заводнения на Орлян­ском месторождении проводилась в Гипровостокнефти по про­мысловым данным анализом зависимостей накопленной добычи нефти от логарифма накопленного отбора жидкости.

Дополнительная добыча нефти за 9 лет (в тыс. т) приведена ниже.

Опытный участок, всего 781

В том числе:

пласт А4 северного купола 543

пласты А3 и А4 южного купола 238

 

Количество добытой нефти на 1 т 100 %-ного полимера, по оценке Гипровостокнефти, составило около 1800 т. Этот эффект, видимо, завышен не менее чем в 2,5—3 раза, как следует из дру­гой зависимости (рис. 55).

 

 

 
 
Рис. 55. Накопленная добыча воды для Орлянского месторож­дения.

ΔQН — дополнительная добыча нефти

 

Оценка технологической эффективности этого метода на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения проводилась срав­нением показателей добычи нефти на опытном и контрольном полях [26]. При этом использовали кривую зависимости содержания нефти в добываемой продукции от объема отобранной жидкости. Это сравнение показало, что текущая добыча нефти возросла на 12—13 %, обводнение опытных скважин про­исходит медленнее, чем контроль­ных. Текущая дополнительная до­быча на 1 т сухого полимера за 2,5 года составила около 600 т.

В табл. 27, заимствованной из работы [42], приведены сведения наиболее интересных зарубежных проектах.

Таблица 27

Характеристика основных зарубежных опытов полимерного заводнения нефятных пластов



infopedia.su

Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах

Показатели

Коллектор

кварцевый

полимиктовый,

глинистый

Удельная адсорбция породы:

мг/г

0,4-0,8

1-5

кг/т

0,4-0,8

1-5

кг/м3

1-2

2,5-10

Удельная адсорбция пористой среды:

мг/см3

5-10

10-50

кг/м3

5-10

10-50

Удельная поверхность породы:

см2/г

(0,2-0,3) 103

(0,5-1,5) 104

см2/см3

(0,5-0,7) 103

(1-3,5) 104

м2/м3

(0,5-0,7) 105

(1-3,5) 106

Адсорбция ПАВ на поверхности пор:

мг/см2

(2-2,5) 10-3

(2-3)10-4

кг/м2

(2-2,5) 10-5

(2-3)10-6

Адсорбция ПАВ в пласте с балансовыми запасами 1 млн. т нефти, т

(10-20) 103

(25-100) 103

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

Площадь участка, га…………………………………………………………………2000

Толщина пласта, м………………………………………………………………..........3,6

Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19

Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12

Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16

Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625 Число добывающих скважин:

всего …………………………………………………………………………………… 85

первых рядов…………………………………………………………………………... 34

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вна­чале - (в объеме 10-20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·106 м3 воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А2-3, А4-5, Б8 и Б10.

Площадь участка, га……………………………………………………………….2700

Средняя толщина пласта, м…………………………………………………………12

Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5

Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24

Число добывающих скважин ………………………………………………………116

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800

Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.

Таблица 2

studfiles.net

Разработка эффективных технологий добычи нефти в условиях высокой обводненности месторождений с использованием анионных ПАВ с заданными свойствами, полученных из низкокачественного углеводородного сырья | Аннотации ВУЗПРОМЭКСПО 2015

Ключевые слова:

методы увеличения нефтеотдачи (мун), интенсификация добычи нефти, коэффициент извлечения нефти (кин), физико-химические методы увеличения нефтеотдачи, химические композиции, поверхностно-активные вещества (пав), анионные пав, неионогенные пав, обработка призабойной зоны (опз) продуктивного пласта, низкокачественные и некондиционные углеводородные фракции нефтеперерабатывающих производств, сульфирование, ароматические концентраты, алкиларилсульфокислоты, поверхностное и межфазное натяжение, породы-коллекторы.

Цель проекта:

Цели и задачи проекта: 1. Разработка новых реагентов для добычи нефти на основе анионных ПАВ с заданными свойствами, полученных из низкокачественного углеводородного сырья. 2. Разработка технологий повышения нефтеотдачи пластов, снижения обводненности добывающих скважин и интенсификации добычи нефти.

Основные планируемые результаты проекта:

1. Выполнен аналитический обзор современной научно-технической, нормативной, методической литературы. В ходе выполнения обзора систематизирована доступная научно-техническая информация, выявлены основные направления развития и обобщён опыт по существующим промышленным и лабораторным способам получения анионных ПАВ (АПАВ). 2. Проведены патентные исследования. 3. На примере ОАО «НКНПЗ» и ООО «НЗМП» выполнен анализ поточных схем нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств и определены возможные сырьевые источники для производства АПАВ и разработаны рекомендации по оптимизации существующих технологических схем нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях с целью организации производства АПАВ и предложена принципиальная технологическая схема выпуска опытной партии анионных ПАВ в структуре маслозавода. На основании проведённого анализа отобраны сырьевые источники для синтеза АПАВ (7 образцов) и исследованы их физико-химические свойства. 4. Разработан регламент получения АПАВ из низкокачественных углеводородных фракций в лабораторных условиях. 5. Синтезированы и проанализированы физико-химических свойства анионных ПАВ, полученных из низкокачественных углеводородных фракций (4 образца). 6. Разработана Программа и методики экспериментальных исследований поверхностно-активных составов для увеличения добычи нефти из высокообводненных пластов. Разработанная методика основана на исследование физико-химических свойств ПАС, оценке их поверхностной активности и эффективности в вытеснении остаточной нефти. 7. Разработана Технологическая инструкция по приготовлению поверхностно-активных составов для увеличения добычи нефти из высокообводненных пластов. 8. Проведены экспериментальные исследования поверхностно-активных составов для увеличения добычи нефти из высокообводненных пластов. При разработке составов использованы следующие компоненты: анионные ПАВ, синтезированные на основе экстрактов селективной очистки масел и сырых масляных погонов. Проведены исследования компонентного состава синтезированных ПАВ (определение содержания несульфированных углеводородов, воды, ПАВ, неорганических солей), определена критическая концентрация мицеллообразования очищенных ПАВ и исходных сульфированных и нейтрализованных экстрактов селективной очистки масел, представлены результаты экстракционного разделения ПАВ, проведен сравнительный анализ поверхностной активности очищенного ПАВ и исходного сульфированного и нейтрализованного экстракта селективной очистки масел, изучены размерные эффекты смесей анионных и неионных ПАВ; описаны объекты исследования для оценки нефтевытесняющей способности поверхностно-активных составов; проведены фильтрационные исследования нефтевытесняющей способности приготовленных поверхностно-активных составов. Анализируя полученные результаты более 40 экспериментов (для разных объектов испытаний) можно утверждать, что композиции, приготовленные на основе нефтяных сульфонатов, являются эффективными по нефтевытесняющей способности. Поскольку технологическая эффективность применения физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов напрямую зависит от концентрации дорогостоящих компонентов, основной задачей было создание составов характеризующихся низкой концентрацией анионных ПАВ. Диапазоны концентрации АПАВ в составе разработанных композиций составляли от 0.3 до 1.5 % масс. При использовании анионных ПАВ полученных на основе экстрактов селективной очистки масел не были использованы углеводородные растворители, поскольку в состав АПАВ входят несульфированные углеводороды (масла) с содержанием от 30 до 50 % масс. В лабораторных условиях после воздействия разработанными составами наблюдался прирост коэффициента вытеснения от 6,9 % до 64 %. Эффективность ПАС в лабораторных условиях также оценивалась по удельному расходу анионных ПАВ (тонн) на тонну дополнительно добытой нефти. Для анионных ПАВ полученных с использованием в качестве сырья различных экстрактов удельная эффективность составила от 22,8 до 239 т/т в зависимости от состава реагента и условий испытаний, средняя эффективность - 110 т/т (1 тонна ПАВ на 110 тонн добытой нефти). 9. Разработана Программа и методики экспериментальных исследований поверхностно-активных кислотных составов для увеличения приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемые породы-коллектора. Разработанная методика основана на исследование физико-химических свойств, определении стабильности составов при пластовых условиях, исследовании реологических характеристик и межфазного натяжения на границах раздела фаз, а также моделировании процесса закачки составов на насыпных моделях керна. 10. Разработана Технологическая инструкция по приготовлению поверхностно-активных кислотных составов, направленных на повышение приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемые породы-коллектора. 11. Получены поверхностно-активные кислотные составы. 12. Проведены экспериментальные исследования поверхностно-активных кислотных составов. Исследования межфазного натяжение кислотных составов в показали повышение поверхностной активности кислотных составов при модификации ПАВ. Использование анионных ПАВ на базе экстрактов совместно с неионными ПАВ позволяет снизить ККМ, межфазное натяжение и толерантность кислотных составов к минерализованным водам, уменьшить скорость реакции кислотного состава с карбонатными породами. Проведенные фильтрационные исследования солянокислотных и глинокислотных составов свидетельствуют, что введение ПАВ (до 1,5 % масс.) позволяет повысить приемистость керна в лабораторных условиях. Применение кислотного состава без модификатора приводит к тому, что при прокачке 6-7 порового объема воды (после оторочки кислоты) остаточный фактор сопротивления возрастает до 1.0, при использовании модифицированных составов объем закачиваемой воды возрастает до 10 и более поровых объемов. 13. Разработана Программа и методики экспериментальных исследований самоотклоняющихся и термопенокислотных составов для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах. Методика основана на исследование физико-химических свойств реагентов, методе определения стабильности составов при пластовых условиях, методе определения вязкости составов в зависимости от минерализации воды и температуры, методе определения пенообразования и стабильности составов, методе определения процесса самоотклонения кислотных составов. 14. Разработана Технологическая инструкция по приготовлению самоотклоняющихся и термопенокислотных составов для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах. 15. Получены самоотклоняющиеся и термопенокислотные составы для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах; 16. Проведены экспериментальные исследования высокоэффективных самоотклоняющихся и термопенокислотных составов для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах. Для исследуемых растворов установлены реологические характеристики растворов при изменении соотношения компонентов, концентрации солей двухвалентных металлов (минерализации вод) и кислоты. Показано, что снижение концентрации соляной кислоты в растворе и повышение содержания солей кальция приводит к резкому изменению вязкости раствора. На набор вязкости состава влияет общая концентрация ПАВ в составе, соотношение компонентов, минерализация воды, температура, рН – среды и концентрации соляной кислоты. Разработанные составы характеризуются вязкостью - 350 мПа*c при остаточной концентрации соляной кислоты 1 % масс. и температуре 20-25С. Присутствии углеводородов при образовании геля кратно снижают вязкость составов, эффект в снижении вязкости при разбавлении водой геля существенно ниже чем в присутствии углеводородов. Исследования кинетики реакции взаимодействия кислотных составов показали, что при модификации кислоты ПАВ скорость реакции существенно ниже. Фильтрационные испытания СКС подтвердили, что закачка СКС позволяет селективно обрабатывать нефтесодержащие пропластки и эффективно перераспределять потоки за счет временной блокировки водонасыщенной части пласта. Анионные ПАВ, полученные из экстракта селективной очистки масел, также показали возможность создания эффективных термопенокислотных составов. Состав приготовленный с использованием синтезированных АПАВ по стабильности и кратности образованной пены (без добавления полимера) показывает более высокую пенообразующую способность, чем промышленно выпускаемые АПАВ. В присутствии углеводородов пена разрушается. Испытания ТПКС на насыпных моделях керна подтвердили возможность в экранировании высокопроницаемой водонасыщенной части пласта и перераспределении кислотного состава в нефтенасыщенную его часть. Для проведения экспериментальных исследований эффективности разработанных нефтеотмывающих, поверхностно-активных кислотных, самоотклоняющихся и термопенокислотных составов проведен отбор кернового материала и скважинной продукции (закачиваемой и пластовой воды, нефти). При выборе объектов испытания учитывались следующие критерии: а) Месторождения с различным геологическим строением. При выборе объектов испытания были отобраны месторождения, относящиеся к разным нефтеносным регионам России и, соответственно, отличающиеся геолого-физическим строением (месторождения Оренбургской, Пермской, Самарской, Сургутской областей и Ханты-Мансийского автономного округа). б) Различные типы коллекторов. Отобранные образца отличаются типом коллекторов: терригенные и карбонатные пласты. в) Различная проницаемость пластов. Выбраны низкопроницаемые и среднепроницаемые пласты. г) Различные по физико-химическим свойствам нефти. Для исследований выбраны нефти легкого, среднего, тяжелого и битуминозного типа. д) Различные по минерализации пластовые и закачиваемые воды.

Краткая характеристика создаваемой/созданной научной (научно-технической, инновационной) продукции:

Основная задача развития нефтяного комплекса - повышение коэффициента извлечения нефти, и в первую очередь за счёт разработки новых и совершенствования существующих методов повышения нефтеотдачи, особенно в осложнённых условиях. Одним из эффективных методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти является применение химических реагентов, в т.ч. на основе поверхностно-активных веществ. Исследования анионных ПАВ - нефтяных сульфонатов (НС), полученных из различного углеводородного сырья, а также опыт их промышленного применения показывают, что НС могут быть успешно использованы в процессах повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. В отличии от синтетических анионных ПАВ НС обладают более низкой стоимостью и широким молекулярно-массовым распределением, что особенно важно в изменяющихся геолого-физических условиях пласта. Одним из возможных сырьевых источников для получения НС являются экстракты селективной очистки масляных фракций - крупнотоннажные побочные продукты производства масел. Содержание сульфирующихся компонентов в них достаточно высоко, но в экстрактах концентрируются полициклическая ароматика и гетероатомные соединения, которые оказывают существенное влияние на поверхностную активность получаемых НС. Поэтому вопрос о применении НС на базе экстрактов селективной очистки масел остается открытым и требует тщательного изучения. Известно применение различного сырья для синтеза НС – отбензиненной и сырой нефти, кислых гудронов, высококипящих нефтяных фракций. Данные по применению нефтяных сульфонатов на базе экстрактов селективной очистки масел в процессах повышения нефтеотдачи пластов достаточно ограничены и носят единичный характер. В ряде работ указывалась возможность использования в качестве сырья экстрактов фурфурольной очистки масел, проведенные экспериментальные исследования показали высокую перспективность составов для целей повышения нефтеотдачи пластов. Настоящая работа направлена на изучение ПАВ синтезированных из экстрактов фенольной и N-метилпирролидоновой очистки масел. Основной целью работы являлась разработка составов и технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи на основе синтезированных анионных ПАВ, полученных из низкокачественного углеводородного сырья, а также оценка их технологической эффективности. На основе проведенных экспериментальных исследований показана возможность создания целого ряда технологий ПНП и ИДН с использованием синтезированных ПАВ: разработаны поверхностно-активные составы для повышения нефтеотдачи пластов, а также модифицированные кислотные композиции (поверхностно-активные, термопенокислотные, самоотклоняющиеся кислотные составы), а также выбраны наиболее перспективные ПАВ.

Назначение и область применения, эффекты от внедрения результатов проекта:

Объем производства экстрактов селективной очистки масел для НПЗ топливно-масляного профиля с производительностью 6 млн.т/год достигает 100 – 120 тыс.т/год. В настоящее время основной объем экстрактов используются как компонент котельного топлива или направляется на вторичные процессы нефтепереработки (коксование, термический, каталитический крекинг и гидрокрекинг). Организация производства анионных ПАВ с на базе НПЗ с использованием в качестве сырья экстрактов селективной очистки масел позволяет обеспечить нефтедобывающую промышленность крупнотоннажным источником анионных ПАВ без существенной реконструкции производства. Поскольку в процессе получения масел образуется несколько экстрактов селективной очистки – II и III масляных погонов, то возможно производство анионных ПАВ с различными молекулярными массами и, соответственно, водомаслорастворимостью. При проведении очистки масляных погонов в качестве селективных растворителей наиболее часто используются фенол и N-метилпирролидон. В настоящей работе показано, что нефтяные сульфонаты синтезированные на основе данных продуктов проявляют высокую поверхностную активность и могут являться основой для создания и повышения эффективности химических методов воздействия на нефтяные пласты. Научно-технический задел, разрабатываемый к ходе ПНИ. ориентирован на создание новых реагентов для добычи нефти и технологий их применения, обладающих высокой конкурентоспособностью по сравнению с зарубежными аналогами. Область применения полученных результатов - процессы повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Результаты ПНИ могут быть использованы на отечественных предприятиях по переработке и добыче нефти, а также в сервисных компаниях, оказывающих услуги по проведению работ в области ПНП и ИДН. В ходе выполнения ПНИ показана возможность эффективного использования анионных ПАВ, полученных на базе низкокачественной продукции нефтеперерабатывающих предприятий, для разработки составов и технологий повышения нефтеотдачи пластов (поверхностно-активные нефтеотмывающие, самоотклоняющиеся кислотные и термопенокислотные составы). Предлагаемые технологии являются наиболее часто применяемыми и востребованными в нефтяной практике, а использование в качестве компонентов более дешевых и доступных анионных ПАВ позволит: снизить затраты на используемые реагенты и уменьшить зависимость от поставок импортных химикатов; уменьшить издержки и повысить удельную эффективность добычи нефти; повысить коэффициент извлечения нефти; расширить перечень эффективных технологий адаптированных под различные геолого-физические условия месторождений; улучшить экологическую обстановку и решить вопрос с утилизацией низкокачественных углеводородных фракций в производство реагентов для нефтедобычи.

Текущие результаты проекта:

Результаты проекта в 2015 году: 1. Разработаны Программы и методики экспериментальных исследований поверхностно-активных составов для увеличения добычи нефти из высокообводненных пластов, поверхностно-активных кислотных составов для увеличения приемистости нагнетательных скважин, самоотклоняющихся и термопенокислотных составов для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах. 3. Разработаны Технологические инструкции по приготовлению поверхностно-активных составов для увеличения добычи нефти из высокообводненных пластов; поверхностно-активных кислотных составов, направленных на повышение приемистости нагнетательных скважин в низкопроницаемые породы-коллектора; самоотклоняющихся и термопенокислотных составов для интенсификации добычи нефти в карбонатных коллекторах. 2. Проведены экспериментальные исследования разработанных составов: определена критическая концентрация мицеллообразования синтезированных АПАВ; исследовано влияние минерализации воды на межфазное натяжение "углеводород - вода" при изменении содержания АПАВ; исследованы размерные эффекты мицеллообразования в зависимости от типа н концентрации используемого содетергента; установлена эффективность разработанных составов в вытеснении остаточной нефти; исследована реология разработанных кислотных составов в присутствии амфолитных ПАВ и солей двухвалентных металлов. Полученные при выполнении ПНИ теоретические и экспериментальные результаты позволят разработать технологии адресного воздействия на нефтяные пласты на основе отечественных АПАВ из низко-качественного углеводородного сырья. В ходе выполнения проекта разработан ряд составов и технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. Для приготовления реагентов использованы анионные поверхностно-активные вещества, полученные на основе низкокачественного углеводородного сырья. Лабораторные испытания разработанных составов показали возможность эффективного применения синтезированных ПАВ в процессах повышения нефтеотдачи пластов. Разработанные составы в лабораторных условиях позволяют увеличить добычу нефти из высокообводненных пластов на 5-10%, повысить эффективность обработок пласта кислотными составами и приемистость нагнетательных скважин.

4science.ru

способ добычи нефти - патент РФ 2485301

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти. В способе добычи нефти, включающем предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, при закачке микрогелевого состава дополнительно вводят оксиэтилированный алкилфенол или комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ, при этом микрогелевый состав получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 5-10%-ного водного раствора сшивателя - соли алюминия и одновременно оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,03-0,5, сшиватель - соль алюминия 0,005-0,15, оксиэтилированный алкилфенол или комплексное ПАВ 0,05-0,3, вода остальное, причем перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, который получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 3-10%-ного водного раствора сшивателя - соли хрома, при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,5, сшиватель - соль хрома 0,01-0,05, вода остальное. 2 табл., 2 пр.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и может найти применение при разработке неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяной залежи.

Известен способ для добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта на основе закачки смеси анионного полимера и соли поливалентного металла (патент RU № 2215870, МПК E21B 43/22, опубл. 10.11.2003 г.).

Недостатком способа является соотношение сшивающего катиона к анионному звену. При соотношении сшивающего катиона к анионному звену в смеси для закачки в нефтяной пласт, равном 0,01-1,07, происходит резкое снижение вязкоупругих свойств полимерных композиций в результате выделения в отдельную фазу полимерной массы.

Известен способ добычи нефти, включающий закачку в пласт полиакриламида, соли алюминия и воды (патент RU № 2086757, МПК E21B 43/22, опубл. 10.08.1997 г.). В нагнетательную скважину закачивают последовательно оторочки растворов полиакриламида (ПАА), пресной воды и соли алюминия. Способ позволяет регулировать время гелеобразования в пласте.

Недостатком данного способа является то, что в пласте не происходит полного перемешивания оторочек ПАА и соли алюминия. Контакт оторочек происходит лишь на границе соприкосновения оторочек ПАА и соли алюминия друг с другом. В результате раствор ПАА и соли алюминия образуется лишь на границе соприкосновения оторочек друг с другом, поэтому не происходит полной эффективной закупорки высокопроницаемых зон пласта и перераспределения фильтрационных потоков.

Также известен состав для добычи нефти, содержащий полиакриламид (ПАА), неионогенное поверхностно-активное вещество и воду (а.с. SU № 1544958, МПК E21B 43/22, опубл. 23.02.1990, бюл. № 7). Недостатком состава является закачка полиакриламида в виде раствора, подвергающегося в призабойной зоне пласта высоким сдвиговым напряжениям, что увеличивает деструкцию его молекул и ухудшает нефтевытесняющие свойства закачиваемой композиции. Кроме того, использование поверхностно-активного вещества с температурой застывания выше 0°C существенно усложняет технологический процесс закачки, а в зимний период без специального оборудования закачка такого состава невозможна.

Также известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2060373, МПК E21B 43/22, опубл. 20.05.1996 г.), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества (ПАВ), в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество (БПАВ) КШАС. Недостатком этого способа является низкая эффективность из-за неудовлетворительных нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и ПАВ. Несмотря на высокие концентрации БПАВ, он снижает межфазное натяжение воды всего лишь до 30 мН/м.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи нефти, включающий предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт состава, содержащего, мас.%: полиакриламид 0,05-0,5, соль алюминия 0,0075-0,15 и воду остальное. Указанный состав получают в виде суспензии коллоидных частиц непрерывным дозированием 7-10%-ного водного раствора соли алюминия в водную суспензию полиакриламида (патент RU № 2292450, МПК E21B 43/22, опубл. 27.01.2007 г.).

Недостатком данного способа является то, что образующиеся при взаимодействии полиакриламида и соли поливалентного металла микрогелевые частицы не способны эффективно блокировать высокопроницаемые зоны пласта. Таким образом, для высокопроницаемых зон пласта необходимо использование больших объемов закачиваемого состава для получения положительного результата, т.е. полного отключения высокопроницаемых зон от дальнейшего воздействия на пласт. Это влечет за собой большие расходы на обработку нагнетательных скважин.

Технической задачей предложения является повышение эффективности добычи нефти за счет увеличения охвата пласта вытеснением, повышения коэффициента нефтеизвлечения и экономии используемого сырья при воздействии сшитыми полимерными системами на неоднородные по проницаемости и нефтенасыщенности нефтяные залежи.

Поставленная задача решается способом добычи нефти, включающим предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду.

Новым является то, что при закачке микрогелевого состава дополнительно вводят оксиэтилированный алкилфенол или комплексные поверхностно-активные вещества - ПАВ, при этом микрогелевый состав получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 5-10%-ного водного раствора сшивателя и одновременно ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид0,03-0,5
сшиватель - соли алюминия0,005-0,15
ПАВ 0,05-0,3
водаостальное,

причем перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, который получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 3-10%-ного водного раствора сшивателя, при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид0,1-0,5
сшиватель - соли хрома0,01-0,05
вода остальное.

Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для приготовления составов используются следующие реагенты:

- в качестве полиакриламида (ПАА) используют как низкомолекулярные, так и высокомолекулярные ПАА с ММ=3-12·106 и степенью гидролиза 5-20%, например, ПАА марки ДП9-8177, выпускаемый по ТУ 2458-010-70896713-2006, или его аналоги ("Alcoflood 935", "Alcoflood 955", "Alcoflood 1175A", "Polydia PDA-1020" и др.), допущенные к применению в технологических процессах добычи и транспорта нефти;

- в качестве сшивателя для микрогелевого состава используют соли алюминия: сернокислый алюминий СКА (Al2(SO4 )3·18h3O), хлористый алюминий (AlCl 3·6h3O), алюмокалиевые квасцы (AlK(SO 4)2·12h3O), алюмоаммонийные квасцы (Al(Nh5)(SO4)2·12H 2O) и др. Для осуществления способа применяют концентрированные водные растворы солей алюминия;

- в качестве сшивателя для гелеобразующего состава используют соли хрома: ацетат хрома - АХ (Ch4COO)3Cr), хромокалиевые квасцы - ХКК (KCr(SO4)2·12h3O) и другие. Водный раствор ацетата хрома выпускается по ТУ 2499-001-50635131-00;

- в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол на основе триммеров пропилена Неонол АФ 9-12 или АФ 9-9 (по ТУ 2483-077-05766801-98) производства ОАО "Нижнекамскнефтехим", комплексные ПАВ и др. В зимний период (при температуре ниже 0°C) возможно использование комплексных ПАВ с низкой температурой застывания, например, Биксол марки Б 40%-ный (по ТУ 2482-001-91222887-11, Atren SA (по ТУ 2458-032-63121839-2011), Неоминол (по ТУ 2458-001-91222887-11) и др.;

- для приготовления микрогелевого и гелеобразующего составов используют воду производственную или воду с системы поддержания пластового давления на выбранном для реализации предлагаемого способа участке эксплуатационного объекта плотностью от 1,00 до 1,185 г/см3 и минерализацией от 0,15 до 270 г/л.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

На участке неоднородного нефтяного пласта, представленном пластами различной проницаемости (от 0,2 до 1 мкм2 ) и разбуренном как минимум одной нагнетательной и одной добывающей скважинами, проводят комплекс гидродинамических исследований: снимают профиль приемистости пласта нагнетательной скважины и профиль притока добывающих скважин. Приемистость нагнетательной скважины должна быть не менее 100 м3/сут и не более 1000 м3/сут при максимальном рабочем устьевом давлении закачки от водовода. На основании этих исследований определяют наличие в пласте высокопроницаемых промытых зон, его протяженность по отношению к забою скважины, а также его параметры: толщину, ширину и проницаемость. На основании исследований рассчитывают объем гелеобразующего состава, необходимый для закачки в пласт для полного отключения высокопроницаемых зон от дальнейшего воздействия на пласт. Исходя из параметров неоднородного нефтяного пласта, рассчитывают объем микрогелевого состава, необходимый для закачки в пласт.

Приготовление и закачку составов осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками (например, УДР-32М, КУДР, Бейкер-САС, ЦА-320 и т.д.). Гелеобразующий состав готовят следующим образом. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 270 г/л, через струйный насос (эжектор) дозируют полиакриламид в виде порошка с концентрацией 0,1-0,5 мас.%. При смешивании полиакриламида с водой образуется суспензия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, например, с помощью дозировочного насоса дозируют 3-10%-ный концентрированный водный раствор сшивателя с конечной концентрацией в закачиваемом составе 0,01-0,05 мас.%. Полученный гелеобразующий состав закачивают в скважину. После закачки гелеобразующего состава осуществляют закачку микрогелевого состава. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 270 г/л, через струйный насос (эжектор) дозируют полиакриламид в виде порошка с концентрацией 0,03-0,5 мас.%. При смешивании полиакриламида с водой образуется суспензия, которая подается в промежуточную емкость. В эту же емкость, например, с помощью дозировочного насоса дозируют концентрированный раствор соли алюминия (5-10 мас.%) с концентрацией в закачиваемом составе 0,005-0,15 мас.%. Одновременно в емкость с суспензией ПАА дозируют ПАВ с концентрацией в закачиваемом составе 0,05-0,3% мас. В процессе приготовления и закачки осуществляют контроль за качеством состава.

По окончании закачки гелеобразующий и микрогелевый составы продавливают в пласт водой с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 270 г/л и нагнетательную скважину включают под закачку воды с КНС. После выхода нагнетательной скважины на стабильную приемистость определяют профиль приемистости и снимают кривую восстановления давления (КВД).

Вязкость микрогелевого состава значительно ниже вязкости гелеобразующего состава.

При закачке гелеобразующего состава происходит блокирование высокопроницаемых промытых зон пласта с последующим перераспределением закачиваемого следом микрогелевого низковязкого состава в менее промытые интервалы пласта, что способствует увеличению нефтевытесняющей способности закачиваемого микрогелевого состава за счет снижения межфазного натяжения на границе раздела сред и изменения смачиваемости породы, при этом достигается равномерное вытеснение нефти из незадействованных ранее воздействием зон пласта.

Результатом закачки составов в предлагаемом способе являются повышение коэффициента вытеснения нефти, выравнивание фронта вытеснения закачиваемой воды, подключение в разработку ранее не задействованных воздействием зон пласта, снижение обводненности добываемой продукции.

В высокопроницаемые зоны пласта закачивают гелеобразующий состав, превосходящий по вязкости и прочности состав по прототипу, что позволяет снизить объемы и расход реагентов на обработку скважины, затем закачивают микрогелевый состав, поступающий в пласты со средней и низкой проницаемостью, причем микрогелевый состав имеет высокую гидрофобность. Кроме того, присутствие ПАВ в микрогелевом составе снижает межфазное натяжение на границе раздела сред и улучшает его нефтевытесняющие свойства. Кроме того, микрогелевый и гелеобразующий составы после закачки в пласты создают высокие фильтрационные сопротивления, в результате чего происходит блокирование высокопроницаемых зон пласта и подключение к разработке незадействованных ранее воздействием зон пласта.

Причем результатом добавления ПАВ в микрогелевый состав является увеличение нефтевытесняющей способности закачиваемого состава за счет изменения смачиваемости породы, а именно увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.

Для оценки нефтевытесняющей способности составов использовали показатель межфазного натяжения водных растворов поверхностно-активных веществ на границе «нефть-вода» в воде различной минерализации. Результаты приведены в табл.1.

Таблица 1
Наименование ПАВ Межфазное натяжение, мН/м на границе "нефть-вода" Минерализация воды, г/см3 Температура застывания ПАВ, °C
0,05% р-р ПАВ0,1% р-р ПАВ0,3% р-р ПАВ
1 2 34 56
АФ9-6 8,157,41 6,671,00 8-10
АФ9-12 4,65 3,913,17 1,0013-17
Atren 4,373,11 2,811,00 -20
Биксол марки Б2,18 1,93 1,611,00 -20
Неоминол 6,39 4,574,2 1,00-20
АФ9-6 15,113,85 13,061,09 8-10
АФ9-12 5,6 4,33,56 1,0913-17
Atren 3,372,97 2,6171,09 -20
Биксол марки Б1,57 0,782 0,4311,09 -20
Неоминол 7,28 4,312,9 1,09-20
АФ9-6 16,9815,21 14,87 1,188-10
АФ9-12 7,65,4 4,661,18 13-17
Atren 3,41 3,082,93 1,18-20
Биксол марки Б 2,99 1,110,931 1,18-20
Неоминол 8,986,65 3,111,18 -20

Анализ полученных данных показывает, что при использовании поверхностно-активных веществ Atren и Биксол марки Б достигается наименьшее значение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», что позволяет изменять смачиваемость породы, а именно достичь увеличения гидрофобизации поверхности породы пласта с целью подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта. Также у вышеперечисленных поверхностно-активных веществ температура застывания составляет до минус 20°C, что позволяет применять их в зимний период времени.

Нефтевытесняющий и потокоотклоняюший потенциал составов исследовали на моделях пористых сред после первичного вытеснения нефти водой и конечный - после закачки микрогелевого и гелеобразующего составов. При концентрациях ПАА ниже 0,03 мас.% и сшивателя для микрогелевого состава ниже 0,005 мас.% не происходит образования микрогелевого состава. А при концентрациях ПАА выше 0,5 мас.% и сшивателя для микрогелевого состава выше 0,15 мас.% использование микрогелевого состава экономически не выгодно. При добавлении ПАВ в микрогелевый состав концентрацией ниже 0,05 мас.% не происходит снижение межфазного натяжения на границе "нефть-вода", а добавление ПАВ в микрогелевый состав концентрацией выше 0,3 мас.% нецелесообразно с экономической точки зрения. При концентрациях ПАА ниже 0,1 мас.% и сшивателя для гелеобразующего состава ниже 0,01 мас.% не происходит образования гелеобразующего состава. А при концентрациях ПАА выше 0,5 мас.% и сшивателя для гелеобразующего состава выше 0,05 мас.% использование гелеобразующего состава экономически не выгодно. Объем закачки микрогелевого и гелеобразующего составов составляет для предлагаемого способа и прототипа 30% от объема пор при следующем соотношении компонентов, мас.%:

микрогелевый состав:

полиакриламид0,03-0,5
сшиватель - соли алюминия0,005-0,15
ПАВ 0,05-0,3
водаостальное,

гелеобразующий состав:

полиакриламид0,1-0,5
сшиватель - соли хрома0,01-0,05
вода остальное.

Для оценки нефтевытесняющей способности составов использовали коэффициент вытеснения нефти из слоисто-неоднородной пористой среды. Результаты фильтрационных исследований приведены в табл.2.

Анализ полученных результатов исследований проведен на основе основного фильтрационного параметра - остаточного фактора сопротивления (ОФС), который показывает, как изменилась проницаемость поровой среды после фильтрации через нее предлагаемого состава.

Как видно из табл.2, ОФС по предлагаемому способу добычи нефти возрастает по сравнению с прототипом в среднем в 10-15 раз. Прирост коэффициента нефтевытеснения по предлагаемому способу добычи нефти возрастает по сравнению с прототипом в среднем в 1,5-2 раза.

способ добычи нефти, патент № 2485301 способ добычи нефти, патент № 2485301 способ добычи нефти, патент № 2485301 способ добычи нефти, патент № 2485301 способ добычи нефти, патент № 2485301

Пример конкретного выполнения.

Пример 1 (прототип). Опытный участок с нагнетательной скважиной и четырьмя добывающими скважинами расположен в пределах Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, эксплуатационный объект которой представлен терригенными коллекторами. Проводят гидродинамические исследования, по результатам исследований определяют объем закачки составов, концентрацию составляющих реагентов, начальную приемистость нагнетательной скважины, которая составила 548 м3/сут при 8,6 МПа.

В нагнетательную скважину закачивают состав в объеме 1000 м3, мас.%: полиакриламид ПАА - 0,1, сернокислый алюминий СКА - 0,03, вода - 99,87, указанный состав получают в виде суспензии коллоидных частиц непрерывным дозированием 10%-ного концентрированного водного раствора СКА в водную суспензию ПАА. Закачка состава производилась в течение 6 сут. Приемистость скважины после закачки состава составила 450 м3/сут при 8,6 МПа.

После проведения закачки технологический эффект по добывающим скважинам длился в течение 14 месяцев. По двум добывающим скважинам дебит нефти увеличился от 12,1 до 37,5%. По двум добывающим скважинам дебит нефти уменьшился от 15,7 до 42,9%. Дополнительная добыча нефти составила 934 т на данный участок за время технологического эффекта.

Пример 2 (предлагаемый способ). Опытный участок с нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами расположен в пределах Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения, эксплуатационный объект которой представлен терригенными коллекторами. Проводят гидродинамические исследования, по результатам исследований определяют объем закачки составов, концентрацию составляющих реагентов, начальную приемистость нагнетательной скважины, которая составила 580 м3/сут при 8,4 МПа, определяют наличие высокопроницаемых зон, их параметры.

В нагнетательную скважину закачивают гелеобразующий состав в объеме 200 м 3, мас.%: полиакриламид ПАА - 0,15, хромкалиевые квасцы ХКК - 0,015, вода - 99,835, указанный состав получают в виде суспензии коллоидных частиц непрерывным дозированием концентрированного водного раствора ХКК в водную суспензию ПАА. Затем закачивают микрогелевый состав в объеме 400 м3, мас.%: полиакриламид ПАА - 0,1, сернокислый алюминий СКА - 0,015, поверхностно-активное вещество Atren SA - 0,05, вода - 99,835, указанный состав получают в виде суспензии коллоидных частиц непрерывным дозированием концентрированного водного раствора СКА и ПАВ в водную суспензию ПАА. Общий объем закачиваемых составов - 600 м3. Закачка составов производилась в течение 4 суток.

В процессе закачки давление увеличилось на 30,1%, приемистость скважины после закачки состава уменьшилась на 51,2% (270 м3/сут при 8,4 МПа) при равных значениях давления, что является свидетельством отключения высокопроницаемых промытых зон пласта и вовлечения в активную разработку неохваченных ранее заводнением интервалов. После проведения закачки составов в нагнетательную скважину дебиты нефти по добывающим скважинам участка увеличились от 32 до 54%, обводненность продукции снизилась от 2,5 до 12,7%. Дополнительная добыча нефти составила 2314 т на данный участок во время технологического эффекта.

Технологическое преимущество предлагаемого способа в сравнении с прототипом заключается в снижении объемов закачки составов в скважину и уменьшении времени на проведение технологического процесса закачки. Кроме того, преимуществами заявляемого способа являются полная закупорка высокопроницаемых зон пласта гелеобразующим составом и перераспределение фильтрационных потоков за счет закачки микрогелевого состава и снижения проницаемости наиболее проницаемых зон пласта, а также отсутствие адсорбции состава в пласте.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает равномерное распределение закачиваемых составов в неоднородных по проницаемости зонах пласта, повышение эффективности добычи нефти путем регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины за счет увеличения охвата пласта заводнением, вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта и увеличения их нефтеотдачи, повышения коэффициента нефтеизвлечения, блокирования высокопроницаемых зон гелеобразующим составом и, как следствие, снижение обводненности добываемой продукции скважин.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ добычи нефти, включающий предварительное проведение комплекса гидродинамических исследований и закачку в пласт микрогелевого состава, содержащего полиакриламид, сшиватель и воду, отличающийся тем, что при закачке микрогелевого состава дополнительно вводят оксиэтилированный алкилфенол или комплексное поверхностно-активное вещество - ПАВ, при этом микрогелевый состав получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 5-10%-ного водного раствора сшивателя - соли алюминия и одновременно оксиэтилированного алкилфенола или комплексного ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас.%:

полиакриламид0,03-0,5
сшиватель - соль алюминия0,005-0,15
оксиэтилированный алкилфенол или комплексное ПАВ 0,05-0,3
водаостальное,
причем перед закачкой микрогелевого состава производят закачку гелеобразующего состава, который получают путем введения в водную суспензию полиакриламида 3-10%-ного водного раствора сшивателя - соли хрома, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
полиакриламид0,1-0,5
сшиватель - соль хрома0,01-0,05
вода остальное

www.freepatent.ru


Смотрите также