CC BY
152
ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕДОБЫЧИ, НЕФТЕХИМИИ, НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И ПРИМЕНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТОВ
УДК 626.276.6
В. Н. Хлебников
ВЛИЯНИЕ НЕОРГАНИЧЕСКОГО ГЕЛЯ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ГИДРОФИЛЬНЫХ ПОРИСТЫХ СРЕД ПО НЕФТИ И ВОДЕ
Изучено влияние неорганических гелей алюмосиликата нефелина на проницаемость пористых сред и обнаружено, что заметного различия в степени снижения проницаемостей по нефти и воде не наблюдается. Показано, что ранее обнаруженная для сшитых полимерных гелей диспропорция в степени снижения проницаемостей по нефти и воде объясняется конкуренцией процессов образования тампонирующей массы (в том числе и геля) на поверхности и в свободном объеме пор.
Одним из наиболее распространенных способов уменьшения обводненности добываемой продукции заключается в обработке призабойной зоны добывающих скважин полимерными и гелеобразующими растворами. В результате обработки полимерными растворами или сшитыми полимерными системами (СПС) проницаемость пористых сред по нефти и по воде снижается в различной степени, т.е. наблюдается так называемая диспропорция в степени снижения проницаемостей (ДССП) [1,2]. Для объяснения ДССП было предложено несколько подходов: модель влияния типа смачиваемости поверхности породы [1], капельно-гелевая модель [2] и объединенная модель [2].
Модель влияния типа смачиваемости предполагает, что явление ДССП связано с образованием на поверхности породы слоя полимера или полимерного геля. Однако приведенные в работе [2] экспериментальные данные и их анализ показывают, что данный подход объясняет ДССП только в тех случаях, когда гель является смачивающей фазой для породы пласта (т.е. для геля на водной основе в гидрофильном пласте или для гидрофобного геля в гидрофобной пористой среде).
Согласно капельно-гелевой модели в центре пор образуются капельки (ганглии) геля, которые значительно в большей степени снижают проницаемость для несмачивающей жидкости, чем для смачивающей. Данная модель позволяет объяснить ДССП только в тем случаях, когда гелеобразующий раствор является несмачивающей фазой для пористой среды (гели на водной основе в гидрофобной пористой среде или гидрофобные гели в условиях гидрофильной пористой среды).
Объединенная модель [2] образована путем соединения выше описанных моделей в одну. Подразумевается, что смачивающий породу гель образует слой на поверхности, а несмачивающий гель образует капельки в центре пор. Использование объединенной модели объясняет диспропорцию в степени снижения проницаемостей пористых сред по нефти и по воде для любого типа гелей и смачиваемости породы, а также влияние нефте-насыщенности пористой среды на значения остаточных факторов сопротивления (степени снижения проницаемости в результате закачки геля). Однако, авторы объединенной модели [2] отмечают, что данная модель не позволяет объяснить влияние исходной проницае-
мости пористых сред на значения факторов сопротивления (степени снижения проницаемости пористой среды в результате обработки гелем) по нефти или воде и, следовательно, на ДССП.
Целью настоящей работы являлось исследование явления ДССП для неорганических гелей основе алюмосиликатов (АС), т.е. исследование влияния данных гелей на проницаемость гидрофильных пористых сред по нефти и воде. Практическая ценность данного исследования заключается в том, что маловязкие гелеобразующие растворы на основе неорганических реагентов используются для проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах с целью снижения обводненности нефти.
Кислотные гелеобразующие растворы (золи) АС и несшитые растворы полимеров различаются реологическими свойствами. Свежеприготовленные кислотные золи АС имеют вязкость и подвижность практически не отличимую от вязкости и подвижности воды. При закачке гелеобразующих композиций АС в водонасыщенные пористые среды не наблюдается роста перепада давления [3,4]. Растворам полимеров свойственны высокие значения скрин-факторов, т.е. при фильтрации через мелкие отверстия и пористые среды они оказывают значительно большее сопротивление, чем вода [5].
Экспериментальная часть
В фильтрационных опытах использовали минерализованную (закачиваемую) воду (вязкость 1,22 мПа с и плотность 1098 кг/м ) и изовискозную модель нефти девонских пластов Сергевского месторождения (плотность 850 кг/м3 и вязкость 6,04 мПа*с). Пористые среды готовили из размолотого гидрофильного кварцевого песка, которым набивали корпуса моделей из органического стекла (длина 24,8-25,0 см, диаметр 2,5 см), которые имели внутри винтовую нарезку для предотвращения проскальзывания флюидов вдоль стенок. Пористые среды (модели пласта) насыщали под вакуумом минерализованной водой и измеряли их проницаемость по воде (к). Затем воду в ходе фильтрации замещали моделью нефти. Нефть подавали сверху в вертикально расположенную модель пласта. При этом измеряли проницаемость по нефти пористых сред с остаточной водонасыщенностью (кн1).
В основной серии экспериментов через выход из пористой среды (т. е. в направлении обратном первичной фильтрации воды и нефти) закачивали свежеприготовленную гелеобразующую композицию АС и продавливали ее нефтью. После чего фильтрацию прекращали на время, необходимое для образования и упрочнения геля. Для уменьшения влияния гравитационного разделения жидкостей гелеобразующую композицию закачивали снизу в вертикально расположенную модель пласта, а при продавке нефть подавали сверху (для чего модель пласта переворачивали). После выдержки через модели пористой среды последовательно фильтровали модель нефти и минерализованную воду Схема фильтрационных экспериментов приведена в табл.1. В вспомогательной серии экспериментов через модель пласта фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления и прекращения вытеснения нефти (табл.1).
Поровый объем моделей пласта определяли весовым методом, а нефтенасыщен-ность по материальному балансу. Гелеобразующий раствор готовили растворением нефелина в соляной кислоте. Навеску нефелина помещали в раствор соляной кислоты и интенсивно перемешивали 30 минут. Затем раствор фильтровали для удаления песка. В работе использовали гелеобразующие растворы, образующие плотный и слабый гели (табл.2). Подробно свойства гелеобразующих растворов на основе АС описаны в работах [3,4].
Скорость фильтрации флюидов составляла 38-40 см3/ч. Эксперименты проводили при температуре 22-25 оС.
№ опе ра- ции Закачиваемый агент Объем закачки, п.о. Направление фильтрации флюидов Положение модели пласта Цель операции
Основная серия опытов (закачка гелеобразующих композиций)
1 Минерализованная вода** 2,5-3,0* Прямое Г оризонтальное Определение проницаемости (к)
2 Модель нефти* * 7-8,6* Прямое Вертикальное Определение проницаемости по нефти с остаточной водой (кН1)
3 Г елеобразующая композиция 0,40 Обратное (через выход модели пласта) Закачка композиции
4 Модель нефти* * 0,20 Продавливание композиции
5 Остановка фильтрации на 4,7-4,8 суток - - Образование и упрочнение геля
6 Модель нефти* * 5,5-6,6* Прямое Определение проницаемости по нефти после воздействия (кН2)
7 Минерализованная вода** 9-12,3* Прямое Г оризонтальное Определения проницаемости по воде после воздействия (кВ2)
Вспомогательная серия опытов
1 Минерализованная вода** 2,4-3,4* Прямое Г оризонтальное Определение проницаемости (к)
2 Модель нефти* * 4,7-5,9* Вертикальное Определение проницаемости по нефти с остаточной водой (кН1)
3 Минерализованная вода** 9,8-13,1* Г оризонтальное Определение проницаемости по воде с остаточной нефтью (кВ1)
Методика опытов в работах [3,4]
1 Минерализованная вода*** 2,2-3,0 Прямое Г оризонтальное Определение проницаемости (к)
2 Модель нефти* * * 4,1-4,6 Вертикальное Определение проницаемости по нефти с остаточной водой (кН1)
3 Минерализованная вода*** 11,4-13,9 Г оризонтальное Определение проницаемости по воде с остаточной нефтью (кВ1)
4 Г елеобразующая композиция 0,54-0,68 Прямое Г оризонтальное Закачка композиции
5 Минерализованная вода*** 0,09-0,175 Продавливание композиции
6 Остановка фильтрации на 4,7-4,8 суток 2,7-2,8 Образование и упрочнение геля
7 Минерализованная вода*** 3,3-7,3 Определения проницаемости по воде после воздействия (кВ2)
Результаты и их обсуждение
Влияние геля на степень снижения проницаемостей по нефти и воде. Действие геля на проницаемость пористых сред по нефти оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пласта:
К = (Р| /0| )/(Р1/01>, (1)
где К - фактор сопротивления, Р| и 0| - текущие перепад давления и расход, соответственно, Р1 и 01 - установившиеся перепад давления и расход нефти при фильтрации до закачки гелеобразующего раствора, соответственно. В случае установившейся фильтрации:
К = Кост.(н) = кн1/кн2, (2)
где Кост. (н) - остаточный фактор сопротивления (степень снижения проницаемости по нефти), кн1 и кн2 - проницаемости пористой среды по нефти до и после воздействия, соответственно. Для характеристики изменения проницаемости пористой среды использовали:
Кост. (н) и максимальный фактор сопротивления (Кмак. (Н)).
Таблица 2 - Состав гелеобразующих растворов
Концентрация Состав кислотного раствора Тип обра- Время ге-
нефелина, г/100 мл кислотного раствора Концентрация НСІ, % Объемная доля минерализованной воды в кислотном растворе зуемого геля леобразо-вания, ч
3,0 9,5-10 50 % Слабый 25-30
9,0 9,0 0 Плотный 20-25
Оценку влияния геля на проницаемость по воде проводили следующим образом. При принятой методике эксперимента фильтрационное сопротивления для движения воды связано с наличием в пористой среде геля и остаточной нефти. Поэтому влияние геля на проницаемость по воде оценивали относительно проницаемости по воде пористых сред с остаточной нефтенасыщенностью (кв1). В вспомогательной серии экспериментов (табл.3) было определена зависимость кв1 от начальной проницаемости пористых сред по воде (к):
кв1 = 0,397 к. (3)
Коэффициент линейной корреляции в координатах уравнения 3 равен 0,99.
Расчет остаточного фактора фильтрационного сопротивления по воде (Кост.(В)) проводили с использованием следующего уравнения:
Кост.(в) = кв1/ кв2 = 0,397-к/ кв2, (4)
где кв2 - проницаемость по воде после воздействия (определялась экспериментально, см. табл.1).
Данные, представленные в табл.3 показывают, что факторы остаточного сопротивления по нефти и воде близки, т.е. эффекта ДССП в случае как слабого, так и плотного неорганического геля не наблюдается.
Влияние плотности геля на результаты фильтрации. В опыте №2 исследовали гель малой плотности. Фильтрация нефти (после завершения гелеобразования) сопровождалась
№ опы та 2 Проницаемость, мкм Объ- ем пор, мл Нефтенасыщенность, % Объем закачки геля, п.о. Фактор сопротивления Тип геля
по воде по нефти с остаточной водой по воде с остаточной нефтью на- чаль ная после ге-леобра-зования и фильтрации нефти оста- точная по нефти по воде
мак- си- маль- ный оста- точ- ный макси маль- ный остато чный
Основная серия экспериментов
7 0,337 0,248 0,134 1 45,2 79,9 54,8 22,5 2 0,40 8,05 7,0 - 7,0 плот- ный
5 1,01 0,640 0,402 1 48,0 80,0 54,0 22,3 2 0,40 9,3 7,6 - 11,1
3 2,22 1,60 0,883 1 46,5 81,5 55,9 23,7 2 0,40 12,3 11,6 - 12,4
2 2,58 1,97 1,03 1 47,2 81,4 71,2 27,3 2 0,40 15,3 8,1 - <7,1 3 сла- бый
Вспомогательная серия экспериментов
6 0,240 0,210 0,116 43,0 83,0 - 22,1 4 - - - - - -
4 0,902 0,623 0,341 47,6 80,5 - 23,3 4 - - - - - -
8 2,05 1,43 0,813 45,5 81,3 - 22,0 4 - - - - - -
1 2,32 1,60 0,928 46,6 81,0 - 21,3 4 - - - - - -
Данные работ [3,4] 5
83-0 0,404 0,396 0,173 46,3 84,2 - 22,0 4 0,68 - - 38 14 сла- бый
3-1 1,35 1,24 0,841 49,6 85,6 - 16,9 4 0,54 - - 46 23
95-0 3,56 3,36 2,29 46,4 86,1 - 14,9 4 0,54 - - 157 60
Примечания: 1 - рассчитаны по уравнению 3, 2 - в конце опыта после последней фильтрации воды, 3 - стабилизации перепада давления не
4 д. ~ 5 ~
удалось достигнуть, - после первичного вытеснения нефти водой, - в опытах использовали те же корпуса моделей пласта и кварцевый песок, но пористую среду насыщали минерализованной водой и моделью нефти Арланского месторождения.
О -I------------------------1------------------------1------------------------1------------------------1- О
5 10 15 20 25
Объемзэрачки, п. о.
Рис. 1 - Динамика фильтрации (опыт №2/2004). (Порядок закачки: 7,85 п.о. нефти,
0,40 п.о. гелеобразующего раствора, 0,20 п.о. нефти, остановка на 4,8 сут., 5,61 п.о. нефти, 10,16 п.о.воды)
постоянным вытеснением воды, в результате чего нефтенасыщенность увеличилась с 51,3 % до 71,2 %, что указывает на усадку (дегидратацию) и (или) разрушение слабого геля в пористой среде (рис.1,2). Выделяющаяся при этом из пористой среды водная фаза не содержала взвешенных частиц, т.е. нефть не вытесняет частиц разрушенного геля. Переход на фильтрацию воды сопровождался постоянным снижением перепада давления и вытеснением из модели пласта взвеси частиц разрушенного геля. Ранее проведенное исследование показало [3,4], что фильтрация минерализованной воды не разрушает в пористой среде слабые гели на основе алюмосиликатов.
В случае плотного геля (опыты № 3, 5 и 7) в результате фильтрации нефти нефтенасыщенность пористой среды не достигла 60 %, т.е. заметной дегидратации геля не происходило при всех изученных проницаемостях и перепадах давления. Переход на фильтрацию воды сопровождался вытеснением только незначительного количества взвеси частиц разрушенного геля. Все это указывает на стабильность плотного геля в пористой среде.
Результаты ранее проведенных исследований [3,4] и данные опытов № 2 и № 3 показывают следующее:
- разрушение гелей АС в пористой среде происходит только в результате воздействия нефти при высоких градиентах давления;
- разрушение алюмосиликатных гелей сопровождается их дегидратацией.
Рис. 2 - Динамика фильтрации (опыт №3). Порядок закачки: 8,57 п.о. нефти, 0,40 п.о. гелеобразующего раствора, 0,19 п.о. нефти, остановка на 4,7 суток, 5,48 п.о. нефти и 10,55 п.о.воды)
Согласно Айлеру [6], образование трехмерной сетки геля (макрогеля) происходит в результате последовательных процессов образования первичных линейных или циклических агрегатов мицелл золя кремниевой кислоты, микрогелевых частиц и только затем макрогеля. В случае слабого геля процесс разрушения геля под действием нефти связан с разделением макрогеля на микрогелевые частицы. Одновременно гель теряет значительную часть удерживаемой воды. Микрогелевые частицы обволакиваются нефтью, что не позволяет им воссоздать трехмерную структуру макрогеля. В случае плотного геля наблюдается только незначительное уплотнение (усадка) геля в результате увеличения внутрипорового давления.
Влияние проницаемости пористой среды на степень снижения проницаемости по нефти и воде. Исследование проводили на примере плотного геля АС. Было обнаружено, что по мере роста проницаемости пористых сред с 0,377 до 2,22 мкм2 остаточные и максимальные факторы сопротивления по нефти и воде увеличиваются, т.е. чем выше исходная проницаемость, тем в большей степени она снижается в результате внутрипорового геле-образования (табл.3, рис.3). Аналогичное явление ранее [3,4] было обнаружено при воздействии слабого геля АС на проницаемость по воде гидрофильных пористых сред с остаточной нефтенасыщенностью. В последнем случае наблюдали как большие значения факторов сопротивления, так и более быстрый их рост по мере увеличения проницаемости пористых сред (табл.3).
Увеличение проницаемости пористых сред с 0,377 до 2,22 мкм не оказывает заметного влияния на степень вытеснения водной и гелевой фаз в ходе фильтрации нефти и
Рис. 3 - Зависимость факторов сопротивления от проницаемости пористых сред (плотный гель)
остаточную нефтенасыщенность пористой среды после фильтрации воды (табл.3). Следует отметить, что начальная нефтенасыщенность пористых сред во всех опытах и остаточная нефтенасыщенность в вспомогательной серии экспериментов (т.е. без закачки геля) также не зависит от проницаемости пористых сред (табл.3). При этом остаточная нефтенасыщен-ность пористых сред в основной и вспомогательной сериях опытов практически совпадает (табл.3). Полученные данные показывают, что плотный гель АС в гидрофильной пористой среде практически не оказывает влияние на свойства ганглий остаточной нефти.
Проведенные исследования показывают, что основными параметрами, влияющими на результаты гелевого воздействия, являются проницаемость и нефтенасыщенность пористых сред (до закачки геля). Чем выше проницаемость и ниже нефтенасыщенность, тем в большей степени гель снижает проницаемость гидрофильных пористых сред, т. е. гелеобразующий золь АС способен селективно регулировать проницаемость неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности пористых сред.
Способностью селективно регулировать проницаемость неоднородных гидрофильных пористых сред обладают растворы и композиции, содержащие в своем составе гидрофильные частицы коллоидных размеров (коллоидные частицы и глобулы высокомолекулярных полимеров) [3,7], в том числе и полимерные гели (СПС) [8]. Данное явление связано с конкуренцией процессов образования гидрофильной тампонирующей массы (в том числе и геля) на гидрофильной поверхности и в свободном объеме пор. Тампонирующая масса, образовавшаяся в центре пор, в большей степени снижает сечение фильтрации, чем тампонирующая масса на поверхности пор. Схема, представленная на рис.4, иллюстрирует данное положение.
Зародышами образования тампонирующей массы выступают частицы коллоидных размеров (мицеллы и глобулы молекул полимеров). Рост проницаемости пористой среды
а) образование геля в свободном объеме пор
до воздействия после воздействия
6) образование геля на поверхности пор
Рис. 4 - Схемы образования геля в пористых средах
и уменьшение нефтенасыщенности способствует образованию тампонажной массы в свободном объеме пор. Более подробно механизм, объясняющий данное явление, изложен в работах [3,7].
Именно способность систем, содержащих частицы коллоидных размеров, селективно регулировать проницаемость неоднородных пористых сред и объясняет описанный в работах [1,2] эффект ДССП (по крайней мере для гидрофильных гелей в гидрофильной среде). Данные табл.3 показывают, что для высокопроницаемых (к ^ 2 мкм2) пористых сред (опыты №2 и №95-0) максимальные факторы сопротивления по нефти и воде различаются в 10 раз, а остаточные факторы сопротивления - в 5 раз.
Таким образом, проведенное исследование позволяет сделать следующие выводы.
1. Разрушение гидрофильных гелей в гидрофильной пористой среде происходит только в результате воздействия нефти при высоких градиентах давления и сопровождается их дегидратацией.
2. Влияние нефтенасыщенности и проницаемости на конкуренцию процессов образования тампонирующей массы на поверхности и в свободном объеме пор объясняет, описанный в работах [1,2], эффект диспропорции в степени снижения проницаемостей пористых сред по нефти и воде в результате воздействия гелей.
Литература
1. Liang J., Seright R.S. Wall-effect / Gel-droplet model of disproportionate permeability reduction / SPEJ.- September 2001. - P.268-272.
2. Nilson S., Stavland A., Jonsbraten H.C. Mechanistic study of disproportionate permeability reduction / SPE 39635 present. at the SPE/DOE Improved oil recovery symposium, Tulsa. - 19-22 april 1998.-12 p.
3. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов в нефтедобыче. - Уфа: изд. Башнипинефть. - 2003. - 236 с.
4. Хлебников В.Н., Алмаев Р.Х. и др. // Интервал. -2003. -№1(48). - С.27-29.
5. Хлебников В.Н., Алмаев Р.Х., Базекина Л.В. и др. // Башкирский химический журнал. - 2000. -Т.7. - №4. - С.78-82.
6. Айлер Р. Химия кремнезема. Часть 1.- М.: Мир. - 1982. - 416с.
7. Лозин Е.В., Хлебников В.Н. // Нефтяное хозяйство. - 2003, №6. - С.46-47.
8. ХасановМ.М., Исмагилов Т.А., Мангазеев В.П. и др. // Повышение нефтеотдачи пластов: Труды международного технологического симпозиума. - М.: Институт нефтегазового бизнеса, 2002. -С.46-51.
© В. Н. Хлебников - канд. хим. наук, ст. науч. сотр. лаборатории нефтедобычи ООО «ЦИР ЮКОС»
