CC BY
63
УДК 622.276.6
В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.), Ю. Ф. Гущина (к.т.н., м.н.с.), В. А. Винокуров (д.х.н., проф., зав. каф)
Новый метод селективного регулирования проницаемости и повышения нефтеотдачи истощенных пластов. Сообщение 2. Селективная интенсификация нагнетательных скважин
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина,
кафедра физической и коллоидной химии 119991, ГСП -1,В-296, Москва, Ленинский проспект, 65; тел. (499) 2339225, факс (499)1358895, e-mail: vinok_ac@mail.ru
V. N. Khlebnikov, Ju. F. Guschina, V. A. Vinokurov
A new method for selective regulation of permeability and enhanced recovery of depleted reservoirs. Report 2. The selective intensification of injection wells
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii pr, 119331, Moscow,, Russia; ph. 4992339589, fax 4991358895,
e-mail: vinok_ac@mail.ru
Предложен новый метод селективного восстановления (повышения) приемистости скважин, основанный на последовательной закачке в пласт раствора ПАВ-эмульгатора, образующего тампонажную массу из остаточной нефти, и интенсифицирующего состава (раствора кислоты и/ или ПАВ-деэмульгатора), очищающего призабой-ную зону пласта и разрушающего блокирующую эмульсию. Одновременно интенсифицирующий состав разрушает блокирующие эмульсии в пористой среде и увеличивает приемистость скважины. Результатом воздействия должен стать одновременный рост приемистости скважин и увеличение охвата пласта воздействием.
Ключевые слова: повышение нефтеотдачи; ПАВ в нефтедобыче.
A new method for selective restore (increase) of wells injection capacity is based on sequential injection of the surfactant-emulsifier into the reservoir, where it generates a plugging mass from residual oil, together with the intensifying composition (acid solution and/or surfactant-demulsifies agent) cleaning bottomhole formation zone and destroying the blocking emulsion. At the same time intersifying composition breaks down disabling emulsion in a porous medium and increases intake capacity of well. The result of the impact should be a simultaneous increase in intake capacity of wells and increase the influence of sweep.
Key words: enhanced oil recovery; surfactants in oil production.
Основным методом добычи нефти является заводнение. На практике заводнение часто сопровождается закачкой больших объемов плохо очищенных вод, что приводит к изменению проницаемости призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательных скважин. При этом в наибольшей степени взвешенными частицами и остаточными нефтепродуктами кальматиру-ются низкопроницаемые интервалы пласта. В ПЗП пласта фильтрация жидкостей в основном осуществляется по трещинам и высокопроницаемым участкам, что отрицательно отражается на равномерности вытеснения нефти
Дата поступления 29.09.11
и коэффициенте извлечения нефти (КИН) Снижение приемистости скважин отрицательно влияет на темп разработки запасов, что не позволяет в полной мере реализовать проектные решения по доразработке старых месторождений.
При применении составов для интенсификации (повышения приемистости) нагнеталь-ных скважин основное количество реагентов фильтруется в принимающие интервалы пласта, т. е. в наиболее проницаемые пропластки и каналы неоднородного пласта, дополнительно увеличивая их проницаемость для воды. При этом приемистость (проницаемость) плохо
принимающих воду интервалов пласта может заметно не измениться, поэтому в результате воздействия приемистость скважины увеличится, однако значительного эффекта по нефти в результате воздействия может не наблюдаться.
Таким образом, существует проблема повышения селективности технологий интенсификации, т. е. создания составов для одновременного повышения приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением. Решить проблему селективности при интенсификации скважин можно путем временного блокирования принимающих интервалов, после чего проводить закачивание интенсифицирующего состава (нефтяного растворителя, раствора кислот или ПАВ). Для временного блокирования используются гелеобразующие полимерные составы, разрушаемые различными деструкторами. Данные реагенты дороги и сложны в применении.
В предыдущем сообщении 2 показано, что значительно снизить проницаемость пористых сред можно путем генерирования в них обратных эмульсий из растворов ПАВ-эмульгаторов и ганглий остаточной нефти. Задачей настоящей работы было исследование возможности использования самоэмульгирующихся составов (СЭС) для временного блокирования принимающих интервалов, с целью повышения селективности при интенсификации работы нагнетательных скважин старых месторождений.
Экспериментальная часть
В фильтрационных экспериментах использовали модельные насыпные пористые среды (модели пласта) Арланского месторождения. В ходе опытов их последовательно насыщали минерализованной водой (моделью воды Арланского месторождения, плотностью 1100 кг/м3), изовискозной моделью нефти месторождения, вытесняли нефть из модели пласта минерализованной водой (моделировали остаточную нефтенасыщенность), закачивали раствор СЭС и опять минерализованную воду. Подробно результаты первого этапа эксперимента изложены в первом сообщении 2.
После завершения фильтрационных экспериментов по исследованию влияния СЭС на проницаемость по воде пористых сред с остаточной нефтенасыщенностью проводили закачивание растворов и реагентов для разрушения обратных эмульсий в пористой среде. Для этого использовали раствор Неонола АФ-12 в минерализованной воде и нефтяной раствори-
тель Нефрас 120/200. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл. 1 и 2 в сообщении 1 2.
Степень восстановления проницаемости (А) пористых сред в результате последовательной закачки блокирующего и деблокирующего составов рассчитывали по формуле:
А = (&2/&1>100 % = (1/ Я ост.)-100 %,
где Яост.— остаточный фактор сопротивления (после разрушения эмульсий в пористой среде),
к; и к2 — проницаемости пористой среды по воде с остаточной нефтью (до воздействия) и в конце опыта (после разрушения эмульсий в пористой среде), соответственно.
Для приготовления модельных эмульсий на основе СЭС использовали в качестве нефтяной фазы дегазированную нефть и минерализованную воду Сергеевского месторождения. Эмульсии готовили по следующей методике: нефтяную фазу и эмульгатор (ПАВ) смешивали, к полученной смеси медленно прибавляли минерализованную воду (рассол), после чего состав перемешивали при скорости вращения пропеллерной мешалки 1000 об/мин в течение 1 ч. Полученные эмульсионные составы представляли собой вязкие жидкости, устойчивые к расслаиванию. Измерение вязкости эмульсий проводили с использованием ротационного вискозиметра Реотест-2.
При подборе реагентов для разрушения эмульсий из СЭС использовали следующую методику: образцы модельных эмульсий из нефти Сергеевского месторождения (по 12—15 г) помещали в колбы и заливали 40 мл тестируемых растворов, содержимое колб вручную слегка помешивали и оставляли в покое на сутки, после чего визуально определяли состояние эмульсий в колбах.
Результаты и их обсуждение
Проведенное ранее исследование показало 2, что в результате взаимодействия специально подобранного ПАВ-эмульгатора, остаточной нефти и минерализованной воды происходит образование вязких обратных эмульсий, способных значительно снизить проницаемость пористых сред. Данное явление может быть использовано как самостоятельно в целях селективного регулирования проницаемости неоднородных пластов, так и для создания эффективных технологий ОПЗ, способных селективно восстанавливать проницаемость
ПЗП. Наиболее распространенными эффективными реагентами для повышения приемистости нагнетательных скважин являются водорастворимые НПАВ, поэтому было проведено исследование влияния данных реагентов на устойчивость эмульсий СЭС в пористой среде.
Закачка раствора Неонола АФд-12 (АФ-12) приводит к быстрому снижению перепада давления и росту проницаемости пористых сред (табл.1, рис.1). По сравнению с проницаемостью для воды (перед закачкой деблокирующего состава) наблюдали увеличение проницаемости в 30—125 раз, т. е. закачивание НПАВ-деэмульгатора приводит к разрушению вязких обратных эмульсий в пористой среде. На разрушение обратных эмульсий указывает и тот факт, что закачивание раствора АФ-12, а затем воды сопровождается вытеснением из модели пласта части остаточной нефти. Количество нефти, вытесненной из пористых сред на этапе закачивания СЭС и на этапе разрушения эмульсий (т.е. блокирования пористой среды и разрушения блокирующего барьера), соизмеримо (табл.1). Степень восстановления проницаемости для воды в результате закачки раствора АФ-12 составила 58—93.5 % и относительно мало зависела от исходной проницаемости модели пласта.
Исследование нефтяного растворителя (Нефрас 120/200) показало, что данный реагент также способен разрушать в пористой среде обратные эмульсии СЭС, однако его эффективность существенно ниже, чем у раствора АФ-12 (табл.1).
Для визуализации процессов разрушения эмульсий были проведены эксперименты с модельными обратными эмульсиями на основе СЭС, минерализованной воды и дегазированной нефти девонских пластов Сергеевского месторождения (табл.2).
Было обнаружено, что быстрее всего разрушают эмульсии на основе СЭС композиция «АФ-12 + соляная кислота» и раствор соляной кислоты. Растворы АФ-12 в пресной и минерализованной водах разрушают эмульсии заметно медленнее. Рост уровня минерализации (плотности) растворов АФ-12 замедляет скорость разрушения эмульсий на основе СЭС. Растворы маслорастворимого Неонола АФ6-6 (АФ-6) в соляной кислоте разрушают эмульсию медленно. Раствор АФ-6 в пресной воде разрушает эмульсию очень медленно. Раствор АФ-6 в минерализованной воде не разрушает эмульсию на основе СЭС. Нефрас 120/200 также способен разрушать эмульсию на основе СЭС.
С наибольшей скоростью разрушают эмульсии на основе СЭС кислотные растворы и композиция «кислота + деэмульгатор», т.е. именно те реагенты, которые наиболее часто применяются для очистки ПЗП от эмульсий, неорганических частиц и солевых отложений. Способность кислот разрушать эмульсии на основе СЭС связана с повышением гидро-фильно-липофильного баланса (ГЛБ) ПАВ-эмульгатора и действием ионов водорода. Сильные кислоты (точнее, Н+) являются деэмульгаторами, а сильные щелочи (точнее, ОН-) — эмульгаторами.
100
90
£ 80
и
в е 70
=
й 60
в е
н 50
=
н в 40
е
= 30
* о 20
а
10
0
К=1,51 мкм2
- К=216
К=1,73 К=1,31
1000
100
10
-- 1
0,1
10 15
Обьем закачки, п.о.
20
25
& 1
>а 5
4 5
■& о
а в
ё О
а и
а
е
Рис. 1. Динамика фильтрации (опыт 17). Порядок закачки: вода (9.06 п.о.), 1% СЭС (1 п.о.), вода (4.26 п.о.), 1% АФ-12 (0.50 п.о.), вода (2.67 п.о.), 1% АФ-12 (0.50 п.о.), вода (2.30 п.о.)
0
5
Таблица 1
Результаты исследования внутрипорового разрушения эмульсий СЭС (10 г/л) при 21-23 °С (с учетом данных 2)
№ Проницаемость по воде, мкм2 Реагент для восстановления проницаемости Общий объем закачки реагента для восстановления проницаемости. п.о. Остаточные факторы сопротивления Отношение Rcsc/ ReOCT Степень восстановления проницаемости, % Прирост коэффициента вытеснения нефти. %
При 100% водонасы-щенности С остаточной нефтью После закачки СЭС и ВОДЫ (Roc) После закачки реагента для восстановления проницаемости и ВОДЫ (Р^ост) В результате закачки СЭС и воды В результате закачки реагента для восстановления проницаемости и воды
12 0.405 0.155 Аф-12 0.5 54.0 1.70 31.8 58.8 1.0 3.3
10 0.754 0.305 АФ-12 0.5 52.4 1.66 31.6 60.2 1.7 2.9
14 3.89 1.13 АФ-12 0.5 119 1.07 111.2 93.5 13.8 6.0
15 1.62 0.638 АФ-12 0.5 96.0 1.43 67.1 69.9 5.3 5.6
17 1.51 0.662 АФ-12 0.5 216 1.73 124.9 57.8 19.1 3.2
0.5 76.3 3.4
2 1.53 0.617 Нефрас 120/200 0.4 50.0 2.76 31.8 36.2 3.9 6.8
Таблица 2
Влияние реагентов на стабильность обратных эмульсий СЭС
Состав эмульсии Состав раствора для разрушения эмульсии Результат воздействия
после перемешивания через 1 сут
10 мл дегазированной девонской нефти + 4 г СЭС + 90 мл воды плотностью 1149 кг/м3. Скорость перемешивания -1000 об./мин, время перемешивания 1 ч Пресная вода Нет изменений Объем эмульсии несколько увеличивается
10% соляная кислота Мгновенное разрушение Полное разрушение
Раствор Неонол АФ-12 + HCl (концентрация НПАВ - 10 г/л, HCl - 5%, плотность раствора 1025 кг/м3) - -
Раствор Неонол АФ-12 + HCl (концентрация НПАВ - 10 г/л, HCl - 5%, плотность раствора 1075 кг/м3) - -
Раствор Неонол АФ-12 (концентрация 10 г/л, плотность 1000 кг/м3) Быстрое разрушение -
Раствор Неонол АФ-12 (концентрация НПАВ -10 г/л, плотность 1100 кг/м3) Быстрое разрушение -
Раствор Неонол АФ-6 + HCl (концентрация НПАВ - 10 г/л, HCl-5%, плотность раствора 1025 кг/м3) Очень медленное разрушение Полное разрушение
Раствор Неонол АФ-6 + HCl (концентрация НПАВ - 10 г/л, HCl - 5%, плотность раствора 1025 кг/м3) - -
Раствор Неонол АФ-6 + HCl (концентрация НПАВ - 10 г/л, HCl - 5%, плотность раствора 1075 кг/м3) - -
Нефрас 120/200 Быстрое разрушение Полное разрушение
450
400
350
я И
« 300
£ 250
Л 200
я И
150
100
50
0 ■+
100 200 300
Скорость сдвига, 1/с
400
500
Рис. 2. Влияние объемного отношения нефть (У0й)/рассол (Уш) на реологию эмульсии (концентрация СЭС - 3 г/100 мл, 23-24 оС).
0
Слабая зависимость степени снижения проницаемости в результате закачки раствора СЭС от начальной проницаемости пористых сред показывает, что в условиях реального пласта степень снижения проницаемости будет определяться только приемистостью интервалов пласта. Поэтому закачка раствора СЭС может быть использована как для проведения селективной изоляции, так и в качестве предо-торочки перед закачкой растворов для повышения приемистости. Временное блокирование принимающих интервалов увеличит долю интенсифицирующего состава, поступившего в низкопроницаемые интервалы пласта. Если использовать для повышения проницаемости растворы, содержащие кислоты и (или) деэ-мульгаторы (водорастворимые НПАВ), то од-
новременно произойдет разрушение блокирующего состава и очистка ПЗП от примесей.
Представляется перспективным также сочетать закачку СЭС с еще одним технологическим приемом по очистке ПЗП скважины, а именно, изливом. После временного блокирования принимающего интервала излив будет происходить из низкопроницаемых пропластков, после чего закачка раствора кислоты и/или НПАВ позволит повысить приемистость пласта и одновременно снять временную блокаду.
Литература
1. Тронов В. П., Тронов А. В. Очистка вод различных типов для использования в системе ППД.-Казань: изд-во «Фэн», 2001.— 560 с.
2. Хлебников В. Н., Гущина Ю. Ф., Винокуров В. А. // Баш. хим. ж.- 2011.- Т. 18, №4.- С 46.
Работа осуществляется в рамках федеральной целевой программы «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009—2013 годы.
