Способ увеличения коэффициента вытеснения нефти водой и охвата пласта с применением геле, осадкообразующих растворов

METHOD FOR INCREASING THE COEFFICIENT OF OIL DISPLACEMENT BY WATER AND RESERVOIR COVERAGE USING GEL-SETTLING SOLUTIONS

Aryngazy Zhumabayev

Undergraduate, NJC Atyrau University of Oil and Gaz named after Safi Utebayev, Kazakhstan, Atyrau

Gulsim Doskazieva

Candidate of Engineering Sciences, professor in NJC Atyrau University of Oil and Gaz named after Safi Utebayev, Kazakhstan, Atyrau

Аннотация. Длительная разработка основных месторождений нефти привела к значительной истощенности их запасов. В статье рассматриваются способы увеличения нефтеотдачи.

Abstract. Long-term development of the main oil fields has led to significant depletion of their reserves. The article discusses ways to increase oil recovery.

Ключевые слова: увеличение нефтеотдачи; заводнения; осадкообразующие растворы; гелеобразующие растворы.

Kyewords: increased oil recovery; floodings; sediment-forming solutions; gel-forming solutions.

Спрос на черное золото остается прежним, а легкодоступных запасов все меньше. Поэтому современная нефтедобыча немыслима без методов увеличения нефтеотдачи. Они позволяют извлекать максимум из старых месторождений и браться за разработку неудобных новых, добыча из которых еще несколько лет назад казалась неосуществимой.

Оценить эффективность разработки месторождения можно по КИН – коэффициенту извлечения нефти (или нефтеотдаче). КИН вычисляют как отношение извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам и рассчитывают на каждом этапе разработки месторождения.

В процессе добычи нефти обновляется геологическая модель месторождения, а вместе с ней пересчитывается и проектный КИН.

К тому же регулярно отслеживается текущий КИН, равный доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Это позволяет соотносить реальность с планами и своевременно менять стратегию освоения месторождения. После того как месторождение переходит в разряд истощенных и добыча на нем прекращается, подсчитывают окончательный КИН и сравнивают его с проектным. Если проектный КИН достигнут, можно говорить о том, что разработка проведена эффективно.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) делятся на несколько категорий, но все сводятся к двум задачам: более качественному вытеснению нефти из пласта и увеличению дренируемой зоны без бурения дополнительных скважин. Самым простейшим МУНом можно назвать ставшую уже обычной процедуру заводнения. Увеличение нефтеотдачи за счет закачки в пласт воды – это способ из серии «дешево и сердито». К сожалению, вода не вытесняет нефть равномерно.

Из-за разных вязкостей и поверхностного натяжения воды и нефти, из-за неравномерного строения пород коллектора, разной величины пор вода может на отдельных участках пласта двигаться быстрее, чем нефть. В итоге часть нефти так и остается в порах.

Для того чтобы вытеснение нефти происходило более эффективно, в качестве вытесняющего агента применяют не воду, а различные растворы. Так, например, растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ) уменьшают «цепляемость» нефти к породе, способствуя более легкому ее вымыванию из пор. Также ПАВы уменьшают поверхностное натяжение на границе нефть -вода, что содействует образованию водонефтяной эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой в пласте необходимы меньшие перепады давления.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ типа ОП-10 основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой с 35-45 до 7-8,5 мН/м и изменении краевого угла смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°.

Следовательно, натяжение смачивания ( a cosB) уменьшается в 8-10 раз.

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут дифундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, отчего изменяются реологические свойства нефти. Впервые в работах В.В. Девликамова с соавторами сообщалось о диффузии в нефть неионогенных ПАВ из водных растворов [10]. 

Показано, что после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта и нефтеотдача возрастает. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурномеханические свойства нефтей. 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.

Проведенные в КазНИПИ опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения нефти из моделей пористой среды в среднем на 3-3,5 %.

Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидрофильности пород эффективность применения ПАВ для до вытеснения остаточной нефти снижается.

Максимальный прирост коэффициента вытеснения при этом, по сравнению с вытеснением нефти водой без оторочки ПАВ, равный 8,3 %, достигнут при закачке 2,0–2,5 поровых объемов растворов ПАВ. При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ этот параметр равняется 5 % при закачке четырех поровых объемов жидкости вытеснения [10]. 

Оценки технологической эффективности заводнения опытных участков месторождений республики Казахстан  неоднократно проводились на основе сопостaвлeния промысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весьма неоднозначны и противоречивы.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ, определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется в широких пределах от 12 до 200 т/ т [10]. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения. Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего 35-40 %), что способствует загрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды и содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие разрушения раствора. Для обводненных пластов весьма перспективными технологиями повышения нефтеотдачи пластов являются осадкообразующие композиции.

Наиболее полное обобщение результатов данного направления МУН приведено в работах [2-5]. 

Основными потокоотклоняющими осадкообразующими технологиями повышения выработки продуктивных пластов являются щелочно полимерные и силикатно-щелочные композиции, основанные на образовании осадка в пластовых условиях.

Осадок образуется за счет взаимодействия щелочных реагентов с солями поливалентных катионов, содержащихся в пластовой воде [5, 8].

На месторождениях Татарстана наиболее широко внедряется технология увеличения нефтеотдачи пластов с использованием щелочно-полимерной композиции (технология ЩГЖ). [8].

Основным компонентом в композиции является гидроокись натрия, позволяющая регулировать объем образующегося осадка, в зависимости от концентрации его и плотности закачиваемой воды. Для регулирования свойств осадков в композицию вводятся водорастворимые полимеры (полиакриламид, карбоксиметилцеллюлоза), что позволяет улучшить реологические свойства композиций, связать отдельные частицы осадка между собой и с поверхностью породы, тем самым снизить проницаемость породы в 1,5-2,0 раза. Силикатно-щелочное воздействие основано на внутрипластовом осадкообразовании в обводненных промытых пропластках неоднородного пласта. Осадок образуется в результате взаимодействия силикатно-щелочных растворов с солями кальция и магния, содержащимися в закачиваемой воде в пластовых условиях.

На ряде месторождений внедряются технологии повышения нефтеотдачи пластов на основе отходов производства капролактама - ЩСПК (щелочной сток производства капролактама) шлам-лигнина крупнотоннажного производства отхода целлюлозно-бумажной промышленности) [6].

ЩСПК представляет водный раствор натриевых солей адипиновой кислоты.

Для вытеснения нефти из пласта рекомендуется закачка раствора ЩСПК, разбавленного в пресной воде до необходимой концентрации.

Промысловые испытания технологии с и пользованием лигнинсодержащих составов показали высокую эффективность – дополнительная добыча нефти составила 500-900 тонн на одну тонну реагента [2].

Согласно литературным данным, осадкообразующие композиции более эффективны на терригенных и карбонатных коллекторах с обводненностью добываемой продукции более 80 %.

Типичными представителями гелеобразующих композиций являются водорастворимые неорганические соединения, способные при контакте с пластовой водой образовывать гели.

Известен состав «ГАЛКА» [3], основанный на закачке соли алюминия и карбамида для высокотемпературных пластов. В результате гидролиза карбамида при повышенной температуре происходит образование геля в виде гидроокиси алюминия, обладающего высокими реологическими свойствами. Фильтрационные исследования показали, что закачка композиции «ГАЛКА» приводит к снижению подвижности воды в 4-100 раз по мере роста проницаемости.

В настоящее время гелеобразующая композиция «ГАЛКА» успешно внедряется на месторождениях Западной Сибири.

Предложен также гелеобразующий составна основе силиката натрия и аммиачной селитры. При взаимодействии указанных реагентов происходит выделение углеки лого газа за счет гидролиза аммиачной селитры и образование геля кремниевой кислоты [8].

Этот состав может быть применен только для высокотемпературных пластов из-за медленной скорости гидролиза карбамида в щелочной среде.

Другим наиболее распространенным реаентом, применяемым в нефтяной промышленности, является низкомодульное жидкое стекло (силикат натрия), в различных работах упоминаемый, как жидкое стекло, выпускаемый по ГОСТ 13078-81 [4].

В США на основе силикагеля разработана система «Zonelock» фирмы Dowell [7], применяемая при выработке запасов нефти из терригенных и карбонатных коллекторов. Также за рубежом успешно применяются составы на основе силикагелей, разработанные компаниями «Haliburton», «Amoco», «Standard», показавшие высокую эффективность в технологиях увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритока в добывающих скважинах [7].

В качестве активатора гелеобразования могут выступать соединения различной природы: углеводороды, соли или эфиры органических кислот, неорганические соединения, например, хлорид натрия.

Могут быть использованы гидроксид аммония и его соли, пиридин и его производные, соли слабых кислот и слабых оснований. Возможно образование двойного осадка. Например, при взаимодействии сульфата железа (III) (Fe2(SO4)3) и силиката натрия (Na2SiO3) получается осадок гидроксида железа (III) и золя SiO2. Успешно прошли испытания технологии УСГ в продуктивных и нагнетательных скважинах Казахстана, Западной Сибири, Калининградской области. Дополнительная добыча нефти варьируется от 250 до 10000 тонн на скважину [9, 11]. Также был разработан осадкогелеобразующий состав на базе сырья лесохимических производств омыленной древесной смолы (ОДС). ОДС представляет собой подвижную жидкость тёмного цвета с массовой долей основного вещества 50 %, хорошо растворимую в воде и нерастворимую в углеводородных растворителях и нефти.

Исследование возможностей применения данной композиции для ограничения притока воды и повышения нефтеотдачи показало, что введение композиции на основе ОДС обеспечивает прирост коэффициента нефте-вытеснения на 7,3 %, что свидетельствует о её перспективности [1].

Согласно литературному обзору и анализу научных-исследовательских работ авторов из разных стран мира, можно сделать вывод, что увеличить коэффициент вытеснения нефти можно с помощью обычного заводнения и применения геле, осадкообразующих растворов.