CC BY
182
Chang, H.L., Zhang, Z.Q., Wang, Q.M., Xu, Z.S., Guo, Z.D., Sun, H.Q., Cao, X.L., Qiao, Q. Advances in polymer flooding and alkaline/surfactant/ polymer processes as developed and applied in the People's Republic of China. J. Petrol. Technol. 2006. 58(02). Pp. 84-89.
Delamaide, E., Corlay, P., Wang, D. Daqing oil field: The success of two pilots initiates first extension of polymer flooding in a giant oil field. SPE/ DOE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa. 1994. SPE-27819.
Du Y., Guan L. Field-scale polymer flooding: Lessons learnt and experiences gained during past 40 Years. SPE International Petroleum Conference in México. Puebla, México. 2004. SPE-91787.
Grattoni, C.A., Luckham, P.F., Jing, X. D., Norman L. & Zimmerman, R. W. Polymers as relative permeability modifiers: Adsorption and the dynamic formation of thick polyacrylamide layers. J. Petrol. Sci. Eng. 2004. 45(3-4). Pp. 233-245.
Han, P. Determination of reasonable polymer amount in polymer flooding. Petrol. Geol. Oilfield Dev. Daqing. 1999. 18(1). Pp. 40-41.
Huh, C., Pope, G.A. Residual oil saturation from polymer floods: Laboratory measurements and theoretical interpretation. SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa. 2008. SPE-113417.
León, J.M., Zapata, J.F., Maya, G.A., Castro, R.H., Reyes, J.D., Cabrera, F., Manrique, E. Inyección de geles de dispersión coloidal para el mejoramiento de la eficiencia de barrido volumétrica en procesos de inyección de agua: Del piloto a la expansión. XVI Congreso Colombiano del Petróleo y Gas. Bogotá, Colombia. 2015.
Levitt, D.B., Pope, G.A. Selection and screening of polymers for enhanced-oil recovery.SPE Symposium on Improved Oil Recovery. Tulsa, USA. 2008. SPE-113845.
Li, Z., Song, X., Wang, Q., Zhang, L., Guo, P., Li, X. Enhanced foam flooding pilot test in Chengdong of Shengli oilfield: Laboratory experiment and field performance. International Petroleum Technology Conference. Doha, Qatar. 2009. IPTC-13575.
Manrique, E.J., Muci, V.E., Gurfinkel, M. E. EOR field experiences in carbonate reservoirs in the United States. SPE Reserv. Eval. Eng. 2007. 10(6). Pp. 667-686.
Manrique, E.J., Thomas, C., Ravikiran, R., Izadi, M., Lantz, M., Romero, J., Alvarado, V. EOR: Current status and opportunities. SPE Improved Oil Recovery Symposium. Tulsa, USA. 2010. SPE-130113.
Maya-Toro, G.A., Castro-García, R.H., Pachón-Contreras, Z., Zapata-Arango, J.F. Polymer gels for controlling water thief zones in injection wells. CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro. 2012. 5(1). Pp. 37-44.
Maya, G., Castro, R., Sandoval, J., Pachón, Z., Jiménez, R., Pinto, K., Diaz, V., Zapata, J., Perdomo, L., Muñoz, S. Successful polymer gels application in a highly channeled peripheral injection well: Tello Field pilot. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Maracaibo, Venezuela. 2014. SPE-169478.
Maya-Toro, G.A., Castro-García, R.H., Jiménez-Díaz, R., Muñoz-Navarro, S.F. Analysis of mixing parameters for polymer gels used for the correction of waterflooding profiles. CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro, 2015 a. 6(1). Pp. 43-68.
Maya, G., Jimenez, R., Castro, R., Mantilla, J., Vargas, J., Cardenas, F., Fernandez, F., Quintero, H., Zaitoun, A., Manrique, E., Romero, J., Putnam, J. Design and implementation of the first polymer flooding project in Colombia: Yariguí-Cantagallo Field. SPE Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Quito, Ecuador. 2015 b. SPE-177245.
Putz, A. G., Lecourtier, J. M., Bruckert, L. Interpretation of high recovery obtained in a new polymer flood in the Chateaurenard field. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Houston. 1988. SPE-18093.
Putz, A. G., Rivenq, R. C. Commercial polymer flooding in the Courtenay field. J. Pet. Sci. Eng. 1992. 7(1-2). Pp. 15-23.
Mogollón, J., Lokhandwala, T. Rejuvenating viscous oil reservoirs by polymer flooding: Lessons learned in the Field. SPE Enhanced Oil Recovery Conference. Kuala Lumpur, Malaysia. 2013. SPE-165275.
Mungan, N., Smith, F.W., Thompson, J.L. Some aspects of polymer floods. J. Petrol. Technol. 1966. 18(09). Pp. 1143-1150.
Seright, R.S., Seheult, M., Talashek, T. Injectivity characteristics of EOR polymers.SPE Annua Technical Conference and Exhibitionn. Denver, USA. 2008. SPE-115142.
Sheng, J. Modern chemical enhanced oil recovery-Theory and practice. Oxford: Elsevier. 2011.
Sorbie, K. Polymer-improved oil recovery. Florida: CRC Press. 1991.
Standnes, D. C., Skjevrak, I. Literature review of implemented polymer field projects. J. Petrol. Sci. Eng. 2014. 122. Pp. 761-775.
Wang, D.M., Dong, H.Z, Lv, C.S., Fu, X.F., Nie, J. Review of practical experience of polymer flooding at Daqing. SPE Reserv. Eval. Eng. 2009. 12(03). Pp. 470-476.
Weiss, W., Baldwin R. Planning and implementing a large-scale polymer flood. J. Petrol. Technol. 1985. 37(04). Pp. 720-730.
Yuan, C. Simulations of subsurface multiphase flow including polymer flooding in oil reservoirs and infiltration in vadose zone. Thesis of Master Science. University of Texas at Austin. Austin, USA. 2009.
Zhang, Y., Wei, M., Bai, B., Yang, H., Kang, W. Survey and data analysis of the pilot and field polymer flooding projects in China. SPE improved Oil Recovery Conference. Tulsa, USA. 2016. SPE-179616.
Zheng, C.G., Gall, B.L., Gao, H.W., Miller A.E., Bryant, R.S. Effects of polymer adsorption and flow behavior on two-phase flow in porous media. SPEReserv.Eval. Eng. 2000. 3(03). Pp. 216-223.
For citation: Castro R., Pérez R., Maya G., Quintero H., Jimenez R., García H., Quintero L. Polymer Flooding Process to Increase Recovery Factor. Georesursy = Georesources. 2016. V 18. No. 4. Part 1. Pp. 271-280. DOI: 10.18599/grs.18.4.4
Information about authors
Rubén Castro - Petroleum Engineering, MSc, Research & Development EOR Department, Ecopetrol S.A. - Colombian Petroleum Institute
Colombia, Santander, Kilometro 7 vía Piedecuesta
Phone: +57-76847149
E-mail: rubenhe.castro@ecopetrol.com.co
Romel Pérez - Petroleum Engineering, MSc, Research & Development EOR Department, Ecopetrol S.A. - Colombian Petroleum Institute
Colombia, Santander, Kilometro 7 vía Piedecuesta
Phone: +57-76847223
E-mail: romel.perez@ecopetrol.com.co
Gustavo Maya - Petroleum Engineering, MSc, Leading in EOR Department, Ecopetrol S.A. - Colombian Petroleum Institute
Colombia, Santander, Kilometro 7 vía Piedecuesta
Phone: +57-76847127
E-mail: gustavo.maya@ecopetrol.com.co
Henderson Quintero - Chemical Engineer, PhD, Research & Development EOR Department, Ecopetrol S.A. -Colombian Petroleum Institute / Universidad Industrial de Santander
Colombia, Santander, Kilometro 7 vía Piedecuesta. Phone: +57-3133954811, e-mail: henquinp@uis.edu.co
Robinson Jimenez - Petroleum Engineering, MSc, Research & Development EOR Department, Ecopetrol S.A. -Colombian Petroleum Institute
Colombia, Santander, Kilometro 7 vía Piedecuesta Phone: +57-76847152
E-mail: robinson.jimenezdi@ecopetrol.com.co
Hugo García - Petroleum Engineering, M. Eng., Research & Development EOR Department, Ecopetrol S.A. - Colombian Petroleum Institute
Colombia, Santander, Kilometro 7 vía Piedecuesta
Phone: +57-76847392
E-mail: hugo.garcia@ecopetrol.com.co
Lexy Quintero - Chemical Engineering, Leading in EOR Management, Ecopetrol S.A.
Colombia, Cundinamarca, Edificio San Martín Piso 16 Phone: +57-12344000 Ext. 42253 E-mail: lexy.quintero@ecopetrol.com.co
Manuscript received October 28, 2016
k SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
A GEDRESURSY
УДК 622.276.64
НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩАЯ КОМПОЗИЦИЯ ПАВ С РЕГУЛИРУЕМОЙ ВЯЗКОСТЬЮ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ
Л.К. Алтунина, В.А. Кувшинов, Л.А. Стасьева, И.В. Кувшинов, В.В. Козлов
Институт химии нефти Сибирского отделения РАН, Томск, Россия
Для повышения эффективности заводнения или паротеплового воздействия, увеличения нефтеотдачи и интенсификации разработки создана загущенная нефтевытесняющая композиция НИНКА-З на основе ПАВ с регулируемой вязкостью и щелочностью, которая является одновременно потокоотклоняющей и нефтевытес-няющей композицией. При воздействии на залежь композициями НИНКА-З происходит увеличение конечного коэффициента извлечения нефти за счет увеличения и коэффициента нефтевытеснения, и охвата пласта.
Приведены результаты лабораторных исследований загущенной нефтевытесняющей композиции для увеличения нефтеотдачи пластов с высокой температурой и при паротепловом воздействии - кинетика золеобразования, физико-химические и реологические свойства растворов композиции. Композиция имеет регулируемую вязкость и высокую нефтевытесняющую способность, сохраняет, саморегулирует в пласте длительное время комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения.
В 2014-2015 гг. успешно проведены промысловые испытания технологии увеличения нефтеотдачи с применением загущенной нефтевытесняющей композиции НИНКА-З на опытном участке пермо-карбоно-вой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, разрабатываемом паротепловым воздействием. Опытно-промышленные работы показали высокую эффективность технологии, получены значимые эффекты по увеличению дебита нефти, снижению обводненности и интенсификации разработки. Технология экологически безопасна и технологически эффективна. Перспективно промышленное использование технологии для залежей высоковязких нефтей.
Ключевые слова: нефтевытесняющие композиции, ПАВ, щелочные буферные системы, карбамид, гидролиз, СО2, кинетика, реология, вязкость, увеличение нефтеотдачи, физико-химические технологии, высоковязкие нефти, пермо-карбоновая залежь, Усинское месторождение, паротепловое воздействие, опытно-промышленные испытания
DOI: 10.18599^ге.18.4.5
Для цитирования: Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А., Кувшинов И.В., Козлов В.В. Нефтевытесняющая композиция ПАВ с регулируемой вязкостью для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей. Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 1. С. 281-288. DOI: 10.18599^ге.18.4.5
Россия входит в первую десятку стран с крупнейшими запасами нефти, уступая по этому показателю только государствам Ближнего Востока и Венесуэле. Основным методом разработки нефтяных месторождений в России является заводнение, с его применением добывается около 95 % нефти. В настоящее время большинство крупных месторождений России вступило в позднюю стадию разработки, текущая обводненность продукции превышает 80 %. Вновь вводимые месторождения характеризуются низкой проницаемостью, повышенной вязкостью нефти и сложным геологическим строением, то есть их запасы относятся к категории трудноизвлекаемых. Доля трудно извлекаемых запасов нефти в России постоянно растет и в настоящее время превышает 60 % (в том числе высоковязкие нефти - 13 %, низкопроницаемые коллекторы - 36 %) (Якуцени и др., 2007; Тарасюк, 2014; Барков и др., 2015). В этих условиях особое значение приобретает возможность прироста запасов нефти за счет увеличения нефтеотдачи пластов. Увеличение конечного коэффициента извлечения нефти (КИН) только на 1 % сможет обеспечить прирост ежегодной добычи на 20-30 млн тонн. Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, необходимо создание и широкомасштабное применение научно обоснованных технологий добычи нефти, разработка новых химических реагентов для осуществления технологий.
Постоянное усложнение условий рентабельной эксплуатации нефтегазовых объектов разработки стимулирует появление новых и совершенствование применяемых методов увеличения нефтеотдачи. В ходе развития методов увеличения нефтеотдачи отчетливо прослеживается тенденция наделять нефтевытесняющий флюид элементами саморегулирования, позволяющими ему длительное время сохранять свои функции в пласте. В Институте химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН, г. Томск) реализован один из вариантов этой тенденции, основанный на представлениях о композиции для увеличения нефтеотдачи как физико-химической системе с обратной связью. Эти представления послужили теоретической базой физико-химических принципов подбора композиций на основе ПАВ с учетом термодинамических и кинетических параметров системы нефть - порода - водная фаза, влияющих на вытеснение нефти из пористой среды. Было предложено использовать щелочные буферные системы с максимумом буферной емкости в интервале 9.0-10.5 ед. рН для обеспечения отрицательной обратной связи в нефтевытесняющих композициях, позволяющей им сохранять, саморегулировать комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения (Алтунина, Кувшинов, 2007 а; 2007 б; А1Штпа, К^Ыпо^ 2008; АЩтпа et а1., 2011; 2014; Алтунина и др., 2010).
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Выбор именно щелочных буферных систем обусловлен важной ролью физико-химических процессов с участием гидроксил-ионов в механизме вытеснения нефти из капиллярно-пористой среды пласта водными растворами ПАВ. К числу таких взаимодействий относятся реакции нейтрализации кислотных групп, омыление сложноэфир-ных связей, депротонирование донорных гетероатомов асфальтено-смолистых компонентов нефти, ассоциация гидроксил-ионов с ароматическими фрагментами молекул нефтяных компонентов, влияние на структуру воды и, тем самым, на гидрофобное связывание, на конфор-мационную подвижность гидрофобных частей ПАВ. В результате этих взаимодействий снижается межфазное натяжение и межфазная вязкость на границе нефть - вода, увеличивается смачиваемость водой породы коллектора, и уменьшаются потери ПАВ вследствие уменьшения адсорбции на породе.
В настоящее время эффективная разработка месторождений высоковязких нефтей осуществляется в основном с применением методов теплового воздействия. В качестве теплоносителя наиболее широко используется водяной пар. Многими исследователями непрерывно предпринимаются попытки найти химические добавки к водяному пару, улучшающие его нефтевытесняющее действие. Теоретически такие добавки должны снизить температуру конденсации пара, например, по механизму образования азеотропа или растворимости воды в сжатых газах, увеличить фазовую проницаемость для парогазовой смеси и тому подобное. На сегодняшний день наилучшей добавкой является углекислый газ СО2. Причины благоприятного влияния СО2 хорошо известны - это увеличение фазовой проницаемости коллектора по нефти, уменьшение вязкости нефти, благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы.
В ИХН СО РАН развивается концепция воздействия на залежь высоковязкой нефти термотропными нефте-вытесняющими композициями на основе ПАВ, которые в пласте под действием температуры водяного пара или горячей воды образуют СО2 и аммиачную буферную систему. Физико-химический механизм действия нефте-вытесняющих композиций на основе ПАВ и щелочных буферных растворов, генерирующих СО2 непосредственно в пласте, базируется на кинетике гидролиза карбамида в композициях с образованием аммиака и углекислого газа в области температур 70-250 °С.
Ранее создана технология воздействия на залежь высоковязкой нефти композициями НИНКА® на основе ПАВ, соли аммония и карбамида, которые в пласте под действием пластовой температуры или закачиваемого теплоносителя образуют углекислый газ СО2 и аммиачную буферную систему (Алтунина, Кувшинов, 2007 б; Алтунина и др., 2010; Акитпа et а1., 2003). Карбамид непосредственно в пласте при температуре выше 70 °С гидролизуется с образованием СО2 и аммиака. Углекислый газ, в отличие от аммиака, намного более растворим в нефти, чем в воде. Поэтому в системе нефть - вода нефтяная фаза будет обогащена СО2, водная - аммиаком. При растворении СО2 вязкость нефти снижается в 2-6 раз (А1Штпа et а1., 2003). Аммиак с солью аммония образует щелочную систему с максимальной буферной емкостью в интервале рН 9^10, оптимальную для целей нефтевы-
теснения. Кроме того, благодаря своей щелочности и присутствию ПАВ, она способствует дополнительному вытеснению нефти, уменьшению межфазного натяжения и деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок на границах нефть - вода - порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти (Алтунина, Кувшинов, 2007 б; Алтунина и др., 1992; 2010; Акитпа et а1., 2003).
Для того, чтобы увеличить нефтеотдачу не только за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения, но и за счет повышения коэффициента охвата пласта, создана загущенная нефтевытесняющая композиция НИНКА-З с регулируемой вязкостью и щелочностью, которая является одновременно потокоотклоняющей и нефтевытесняющей композицией. Композиция является результатом исследования в рамках развития концепции использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для генерации непосредственно в пласте химических «интеллектуальных» систем - композиций на основе ПАВ и щелочных буферных систем, сохраняющих, самоподдерживающих в пласте длительное время комплекс свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения (Алтунина, Кувшинов, 2007 б; Алтунина и др., 1992; 2010; Акитпа et а1., 2003).
Композиция НИНКА-З может использоваться для повышения эффективности заводнения или паротепло-вого воздействия, увеличивая конечный коэффициент извлечения нефти: для увеличения нефтеотдачи залежей с высокой естественной пластовой температурой (выше 70 оС), разрабатываемых заводнением, а также залежей высоковязких нефтей с естественной низкой пластовой температурой, разрабатываемых по технологии площадной закачки теплоносителя (пар, горячая вода) и пароци-клических обработок (ПЦО) добывающих скважин.
При закачке загущенной композиции НИНКА-З в водо- или паронагнетательные скважины непосредственно в пласте происходит регулируемое увеличение вязкости композиции. Это способствует выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов и приводит к увеличению охвата пласта воздействием, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, ограничению прорывов закачиваемого рабочего агента в реагирующие добывающие скважины, подключению низкопроницаемых пропластков. Кроме того, происходит дополнительное снижение вязкости нефти и доотмыв нефти из промытых зон. В результате происходит увеличение коэффициента охвата пласта, прирост КИН и интенсификация добычи нефти.
Для получения загущенной композиции НИНКА-З в состав композиции НИНКА® на основе ПАВ дополнительно вводят соль алюминия, изменением концентрации которой можно регулировать вязкость композиции. При температуре выше 70 °С в результате гидролиза карбамида непосредственно в пласте рН раствора увеличивается, происходит гидролиз ионов алюминия с образованием гидроксида алюминия (Алтунина, Кувшинов, 2007 б; Акитпа et а1., 2003; Алтунина и др., 1992), в результате через определенное время вязкость нефтевытесняющей композиции увеличивается.
Проведено исследование влияния концентраций компонентов загущенной нефтевытесняющей композиции
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
500 1000
Скорость сдвига, с1
Рис. 1. Полные реологические кривые течения и зависимость вязкости раствора золеобразующей нефтевытес-няющей композиции НИНКА-З с регулируемой вязкостью и щелочностью (2.5 % соли алюминия) до и после 5 часов термостатирования при 150 °С: до термостатирования раствор композиции является ньютоновской жидкостью, после образования золя - вязкопластичной жидкостью.
Рис. 2. Время загущения (образования золя или геля) растворов золеобразующей нефтевытесняющей композиции с регулируемой вязкостью и щелочностью в зависимости от содержания соли алюминия и температуры термостатирования.
НИНКА-З на реологические свойства растворов и золей, в частности, динамическую вязкость (мПах). Измерение вязкости растворов проводили ротационным методом и вибрационным методом с использованием вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком «Реокинетика» (Богословский, Алтунина, 1985). При определенных концентрациях соли алюминия непосредственно в пласте образуется золь - подвижная свободно-дисперсная система с высокими нефте-вытесняющими свойствами.
На рисунках 1, 2 представлены результаты исследования кинетики золео-бразования в растворах композиции при температурах 90, 150 и 200 °С.
Исследования кинетики образования золя и реологических свойств растворов и золей, полученных при 90, 150 и 200 °С, показали, что после термоста-тирования растворов золеобразующей нефтевытесняющей композиции с ре-
гулируемой вязкостью и щелочностью в зависимости от концентрации соли алюминия вязкость растворов композиции увеличивается в 6-78 раз, рН растворов композиции после термостатирования повышается до 7.7-10.1 ед.рН. В качестве примера на рисунке 1 приведены результаты исследования реологических свойств раствора композиции (концентрация соли алюминия 2.5 %) до и после образования золя в результате термостатирования при 150 °С в течение 5 часов. Измерения проводили после охлаждения раствора до 20 °С. Как видно из рисунка, до термоста-тирования раствор композиции является ньютоновской жидкостью, после образования золя - вязкопластичной жидкостью, обладающей одновременно свойствами твердого тела и жидкости, а также способной проявлять свойства упругого восстановления формы после снятия напряжения (Рис. 1).
Время образования золя в растворе нефтевытесня-ющей композиции зависит от концентрации соли алюминия и температуры термостатирования и составляет от 20-35 минут при 150 и 200 °С и 3-3.5 часа при 90 °С (Рис. 2), то есть при увеличении температуры термостатирования от 90 до 150, 200 °С время золеобразования сокращается в 6-9 раз.
Исследования изменения реологических свойств нефти Усинского месторождения после термостатирования с растворами золеобразующей нефтевытесняющей композиции с регулируемой вязкостью и щелочностью показали, что после термообработки при 150 °С высоковязкой нефти Усинского месторождения с композицией вязкость нефти по сравнению с исходной нефтью (нетер-мообработанной) снижается в 2-3 раза (Рис. 3). При этом растворы композиции оказывают деэмульгирующее действие, количество воды в нефти снижается в 10-220 раз.
Разработанные композиции имеют следующие физико-химические параметры: рН растворов - 3.4-4.1 ед. рН; рН золей и гелей - 7.7-10.1 ед. рН; вязкость растворов -1.6-3.5 мПах; вязкость золей - 9.7-260 мПах; плотность растворов - 1161-1178 кг/м3; время гелеобразования - от нескольких минут до нескольких суток в зависимости от температуры и состава раствора; температура замерзания - минус 20.4 - минус 21.2 °С.
Экспериментальное исследование фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности золе-образующих композиций с регулируемой щелочностью и вязкостью (загущенной композиций НИНКА-З) приме-
Рис. 3. Реологические кривые течения (а) и зависимости вязкости нефти пермо-карбо-новой залежи Усинского месторождения от скорости сдвига (б) после термостатирования при 150 °С в течение 24 часов с раствором золеобразующей нефтевытесняющей композиции, измеренные при различных температурах.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
Рис. 4. Выравнивание фильтрационных потоков и доотмыв нефти при 150 °С после закачки загущенной композиции НИНКА-З в неоднородную нефтенасыщенную модель пласта в условиях, моделирующих паротепловое воздействие на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Исходная газовая проницаемость моделей: (а) 1 колонка - 0.730 мкм2, 2 колонка - 0.091 мкм2; (б) 1 колонка - 0.374 мкм2, 2 колонка - 1.918 мкм2.
нительно к условиям неоднородных пластов месторождений Западной Сибири, разрабатываемых заводнением, и пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, разрабатываемой с применением паро-теплового и пароциклического воздействия, показали их высокую эффективность.
Так, на основании экспериментальных исследований установлено, что закачка композиции с регулируемой щелочностью и вязкостью - загущенной композиции НИНКА-З при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт применительно к условиям пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения приводит к перераспределению фильтрационных потоков, снижению скорости фильтрации по высокопроницаемым пропласткам и увеличению скорости фильтрации по низкопроницаемым пропласткам, выравниванию подвижностей жидкости в неоднородной модели пласта, что сопровождается доотмывом нефти как из низкопроницаемых зон, так и из высокопроницаемых зон модели пласта. В результате увеличивается коэффициент вытеснения нефти водой по модели в целом. Прирост коэффициента нефтевытеснения находится в пределах от 5 до 39 %, при этом достигаются высокие абсолютные коэффициенты нефтевытеснения и низкая остаточная нефтенасыщенность (Рис. 4).
На пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения, на участке ПТВ-3, разрабатываемом паротепловым и пароциклическим воздействием, в соответствии с технологической инструкцией проведена
Рис. 5. Усинское месторождение на карте Республики Коми.
апробация разработанной технологии увеличения нефтеотдачи, интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока с применением термотропной золеобра-зующей композиции НИНКА-З. Работы проводились ООО «ОСК» на Усинском месторождении (Рис. 5), ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
Пермо-карбоновая залежь Усинского месторождения находится в интервале глубин 1100-1500 м. При начальных условиях нефть пермо-карбоновой залежи характеризуется высокими значениями динамической вязкости, около 710 мПах, из-за большого содержания асфальто-смолистых компонентов. Пермо-карбоновые отложения имеют крайне неоднородное геологическое строение, пласты-коллекторы сложного типа: каверно-поровые, трещинно-поровые, трещинно-каверно-поровые.
Рис. 6. Карта участка ПТВ-Юго-Запад пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения. Фиолетовыми окружностями отмечены паронагнетательные скважины, в которые закачивалась композиция НИНКА-3 в 2014 г., красными - в 2015 г.
I ^ОТН зс|Ент|р|с«готЕснн|СА1.,гаига«1.
Рис. 7. Дебиты по нефти и жидкости до и после закачки композиции НИНКА-З при паротепловом воздействии в 2014-2015 гг. на опытном участке ПТВ-Юго-Запад пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Рис. 8. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости и дополнительная добыча нефти по участку ПТВ-Юго-Запад пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения после закачки композиции НИНКА-З.
Рис. 9. Дебиты по нефти и жидкости до и после закачки композиции НИНКА-З при паротепловом воздействии в 2015 г. на опытном участке ПТВ-Юго-Запад пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
Промышленная разработка залежи ведется с 1977 года. К настоящему времени залежь наполовину разбурена наклонно-направленными скважинами. Значительная часть залежи разрабатывается на естественном водонапорном режиме. В целях снижения вязкости нефти и увеличения нефтеотдачи пластов в зоне ПТВ (паротеплового воздействия) с 1992 года применяется площадная закачка пара, а также проводятся пароциклические обработки добывающих скважин.
Текущее состояние разработки залежи характеризуется высокой степенью обводненности добываемой продукции при низкой освоенности геологических запасов нефти, что создает предпосылки для использования различных методов увеличения нефтеотдачи, в частности, для применения химических композиций.
В 2014-2015 гг. проведены промысловые испытания технологии увеличения нефтеотдачи с применением загущенной композиции НИНКА-З на опытном участке паротеплового воздействия (ПТВ-Юго-Запад) пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения (Рис. 6). В 2014 г. произведена закачка 485 тонн композиции НИНКА-З в 5 паронагнета-тельных скважин, расположенных на одном участке. В августе 2015 г. на этом же участке были обработаны еще 2 паронагнетательные скважины. Объем закачки составлял 80-110 м3 на скважину. Отслеживание эффекта проводилось по 75 добывающим скважинам участка. Эффект от закачек 2015 г. проанализирован отдельно по 25 добывающим скважинам, окружающим обработанные нагнетательные, этот эффект также учитывается в общей динамике работы участка в 2014-2016 гг.
По результатам, представленным на рисунке 7 (по данным месячных эксплуатационных рапортов на август 2015 г.), видно устойчивое снижение обводненности продукции и повышение добычи нефти после закачки, особенно заметное через 3 месяца после обработки, что обусловлено, по-видимому, скоростью движения фронта жидкости между нагнетательными и добывающими скважинами. Суммарный эффект по участку, по разным методам оценки, составляет 60-80 тыс. тонн дополнительно добытой нефти. На рисунке 8 представлена реакция добывающих скважин участка ПТВ-Юго-Запад на закачку загущенной композиции НИНКА-З в паронагнетательные скважины в 2014 г.: зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости; расхождение реальной и прогнозной кривой до и после закачки композиции НИНКА-З, характеризующее дополнительную добычу нефти.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
ГЕОРЕСУРСЫ
Рис. 10. Эффект обработки композицией НИНКА-З в добы- Рис. 11. Эффект обработки композицией НИНКА-З в добывающей вающей скважине 2946 на опытном участке ПТВ-Юго-Запад скважине 3059 на опытном участке ПТВ-Юго-Запад пермо-кар-
пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.
боновой залежи Усинского месторождения.
На рисунке 9 показана динамика работы 25 окружающих добывающих скважин вокруг нагнетательных скважин, обработанных в 2015 г. Эффект по этому участку, рассчитанный отдельно, составляет 9500 т дополнительно добытой нефти, по данным на август 2016 г.
На рисунках 10-13 представлены характерные отклики добывающих скважин участка на закачку композиции НИНКА-З в нагнетательную скважину. Видно, что основной фронт композиции проходит в области дренирования скважины через 2-4 месяца после закачки. Это подтверждается также отбором проб из данных скважин, в которых обнаружены характерные для композиции НИНКА-З реагенты (карбамид, продукты разложения карбамида и пр.). В этих скважинах наблюдается наибольший эффект по дополнительно добытой нефти, как в наиболее гидродинамически связанных с нагнетательными и, соответственно, попадающих под действие закачанной композиции.
В добывающей скважине 2949 (Рис. 13) четко прослеживается эффект как от закачки композиции НИНКА-З в 2014 г., так и от закачки в 2015 г. При этом эффект от второй закачки больше, так как паронагнетательная скважина 1589 находится ближе к скважине 2949.
Результаты проведенных работ показывают перспективность применения загущенной нефтевытесняющей композиции НИНКА-З с регулируемой вязкостью и щелочностью для увеличения нефтеотдачи пермо-кар-боновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения как при площадной закачке пара (горячей воды), так и при пароциклическом воздействии.
Таким образом, загущенная нефтевытесняющая композиция НИНКА-З с регулируемой вязкостью и щелочностью, низким межфазным натяжением на границе с нефтью является одновременно потоко-отклоняющей и нефтевытесняющей композицией и может использоваться для повышения эффективности разработки за счет увеличения коэффициента охвата пласта и коэффициента вытеснения нефти, закачиваться в нагнетательные, паронагнетательные и пароциклические скважины.
Рис. 12. Эффект обработки композицией НИНКА-З в добывающей скважине 3066 на опытном участке ПТВ-Юго-Запад пермо-карбо-новой залежи Усинского месторождения.
Рис. 13. Эффект обработки композицией НИНКА-З в добывающей скважине 2949 на опытном участке ПТВ-Юго-Запад пермо-карбо-новой залежи Усинского месторождения.
Загущенная нефтевытесняющая композиция НИНКА-З является маловязкой низкозастывающей пожаробезопасной жидкостью, что делает ее технологичной в применении в зимний период. Для приготовления и закачки загущенной композиции в промысловых
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
условиях используется стандартное нефтепромысловое оборудование. Композиция НИНКА-З применима как на ранней, так и на поздней стадии разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязкой нефти.
Финансирование
Работа выполнена при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ по Соглашению о предоставлении субсидии № 14.607.21.0022 от 05.06.2014, уникальный идентификатор - RFMEFI60714X0022 в рамках ФЦП по приоритетному направлению «Рациональное природопользование».
Литература
Алтунина Л., Кувшинов В., Кувшинов И. Композиции ПАВ для эффективного паротеплового воздействия на пласт. Oil&Gas Journal Russia. 2010. № 6. С. 68-75.
Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физико-химическими методами. Технологии ТЭК. 2007 а. № 1 (32). С. 46-52.
Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор). Успехи химии. 2007 б. Т. 76. № 10. С. 1034-1052.
Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Кинетика гелеобразо-вания в системе соль алюминия - карбамид - вода. Физико-химические свойства растворов и дисперсий: Сб. статей. Новосибирск: Наука. 1992. С. 18-24.
Барков С., Грунис Е., Хавкин А. Нефтедобыча: запасы и КИН. http://neftegaz.ru/science/view/932/. Дата обращения: 26.05.2015.
Богословский А.В., Алтунина Л.К. Способ измерения реологических свойств контактирующих жидкостей. Патент 1229647 РФ. 1985. БИ № 17.
Тарасюк, В.М. Высоковязкие нефти и природные битумы. Экологический вестник России. 2014. № 6. С. 22-27.
Якуцени В.П., Петрова Ю.Э., Суханов А.А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе. Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. Т. 2. С. 1-11. http://www.ngtp.ru/rub/9/023.pdf.
Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Chertenkov M.V., Ursegov S.O. Integrated IOR technologies for heavy oil pools. Abstract Book of the 21st World Petroleum Congress. Moscow. Russia. 2014. Pp. 10-11.
Altunina L.K., Kuvshinov V. A., Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physicochemical methods at thermal-steam treatments. Oil&Gas Science and Technology. 2008. V. 63. No. 1. Pp. 37-48.
Altunina L.K., Kuvshinov V. A., Stasyeva L.A. Effect of in situ generated СО2 and alkaline buffers on rheological properties of high viscosity oils. Progress in Mining and Oilfield Chem. Vol. 5 Advances in Incremental Petroleum Production. Ed. by I. Lakatos. Akademiai Kiado. Budapest. 2003. Pp. 123-132.
Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Ursegov S.O., Chertenkov M.V. Synergism of physicochemical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools. 16th European Symposium on Improved Oil Recovery. Cambridge, UK. 2011. Paper A13. DOI: 10.3997/2214-4609.201404753
Сведения об авторах
Любовь Константиновна Алтунина - Доктор тех. наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ, Директор Института химии нефти Сибирского отделения РАН, заведующая лабораторией коллоидной химии нефти. Область профессиональных интересов: физическая химия диспеpсных систем и повеpхностных явлений, увеличение нефтеотдачи пластов физико-химическими и комплексными методами.
Россия, 634055, Томск, пр. Академический, 4 Тел: +7(3822) 491-623, 491-146 E-mail: alk@ipc.tsc.ru
Владимир Александрович Кувшинов - Кандидат хим. наук, Ведущий научный сотрудник Института химии нефти Сибирского отделения РАН. Область профессиональных интересов: увеличение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами.
Россия, 634055, Томск, пр. Академический, 4 Тел: +7(3822) 492-411 E-mail: vak2@ipc.tsc.ru
Любовь Анатольевна Стасьева - Научный сотрудник Института химии нефти Сибирского отделения РАН. Область профессиональных интересов: увеличение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. Россия, 634055, Томск, пр. Академический, 4 Тел: +7(3822) 492-457 E-mail: lkhn304@ipc.tsc.ru
Иван Владимирович Кувшинов - Ведущий программист Института химии нефти Сибирского отделения РАН. Область профессиональных интересов: компьютерное моделирование методов увеличения нефтеотдачи. Россия, 634055, Томск, пр. Академический, 4 Тел: +7(3822) 492-411 E-mail: kiv@ipc.tsc.ru
Владимир Валерьевич Козлов - Кандидат хим. наук, научный сотрудник Института химии нефти Сибирского отделения РАН. Область профессиональных интересов: увеличение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами, исследование нефтевытесняющих и фильтрационных характеристик.
Россия, 634055, Томск, пр. Академический, 4
Тел: +7(3822) 492-457
E-mail: kozlov_vv2004@mail.ru
Статья поступила в редакцию 24.10.2016
Oil-Displacing Surfactant Composition with Controlled Viscosity for Enhanced Oil Recovery from Heavy Oil Deposits
L.K. Altunina, VA. Kuvshinov, L.A. Staseva, I.VKuvshinov, V.V. Kozlov
Institute ofPetroleum Chemistry of the Siberian Branch of the Russian Academy of Sciences, Tomsk, Russia
Abstract. To improve the efficiency of waterflooding or steam stimulation, enhanced oil recovery and intensification of development a thickened oil-displacing composition
NINKA-Z has been created, based on surfactants with controlled viscosity and alkalinity, which is both water-diverting and oil-displacing composition.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ OTWk^^Hi
ШШШШшжЬ'
