Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

       Проведенные в ТатНИПИнефти, СибНИИНП и ВНИИ-нефти  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 2,5— 3 %.

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

       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 довытеснения остаточной нефти снижается.

       Как показали модельные исследования, применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти значительно интенсифицирует процесс. 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.

       В АО «Татнефть» по объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ находится на втором месте после закачки серной кислоты. Всего на месторождениях Татарстана закачано 56 тыс. т водорастворимых и 17 тыс. т маслорастворимых ПАВ, в том числе на Ромашкинском месторождении — соответственно 47 и 14 тыс. т. На месторождении за счет закачки ПАВ добыто 2,9 млн. т нефти. Удельная дополнительная добыча нефти составила 47,5 т на одну тонну ПАВ.

       Метод заводнения нефтяных залежей с применением  ПАВ имеет ряд недостатков. Самый большой недостаток заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это вытекает из результатов многочисленных исследований, заключается в относительно большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе.

       Кроме того, неионогенные ПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего 35— 40 %), что  способствует загрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды — содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свести эффект к нулю вследствие разрушения раствора.

       Перспективу применения ПАВ при разработке нефтяных месторождений исследователи и производственники связывают со следующими направлениями:

       1) обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пласта воздействием;

       2) нагнетание слабоконцентрированных (0,05— 0,5 %) и высококонцентрированных (1— 5 %) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов.

5.2.2.Применение НПАВ в  композиции с ингибиторами химической деструкции.

       Технология  увеличения нефтеотдачи пластов  на основе ПАВ хорошо сочетается с  обычным заводнением, не требует  больших капитальных вложений, способствует устранению ряда осложнений в добыче нефти.

       Однако  широко используемые неионогенные ПАВ  для улучшения процессов вытеснения нефти имеют серьезные недостатки, такие как:

       1) происходит адсорбция ПАВ на поверхности породы. Величина адсорбции ПАВ зависит от химического состава пород. В ходе промысловых экспериментов на одном из участков Арланского месторождения в оценочной скв. 7533, пробуренной на расстоянии 130 м от нагнетательной скважины, после прокачивания одного объема пор 0,05%-ного раствора ОП-10 содержание ПАВ в добываемой воде не обнаружено;

       2) водные растворы индивидуальных ПАВ характеризуются достаточно большим межфазным натяжением на границе с нефтью;

       3) высокая чувствительность к составу и свойствам пластовых вод (содержание кислорода, микроорганизмов и механических примесей), которые могут свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора;

       4) недостаточная стабильность ПАВ, возможность их деструкции под воздействием различных факторов.

       Важнейшим показателем, характеризующим способность  неионогенных ПАВ сохранять химический состав, структуру и физико-химические свойства при воздействии пластовой воды и нефтеносной породы, а также термобарических условий пласта, является стабильность. Знание этого вопроса важно при разработке эффективных нефтевытесняющих композиций с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому определение химической стабильности различных НПАВ (например, АФ_9—12, АФ_9—6 и др.) в условиях, близких к пластовым, оценка количества оставшегося НПАВ и химического состава продуктов разложения является важной и актуальной. В связи с этим в БашНИПИнефти и б. НПО «Союз-нефтеотдача» были выполнены исследования стабильности ПАВ в пластовых условиях.

       Экспериментально  показано, что в результате частичного разрушения Неонола АФ_9—12 происходит снижение поверхностной активности его водного раствора.

       Разработка  технологически эффективного и экономически выгодного способа заводнения с  применением НПАВ с целью увеличения нефтеотдачи пластов остается одной  из главных задач в разработке нефтяных месторождений. Применение поверхностно-активных веществ должно проводиться по хорошо продуманной методике, на основе тщательных лабораторных и теоретических исследований. Только в этом случае может быть получен максимальный технологический эффект. Особое внимание следует обращать на предотвращение химической деструкции НПАВ и на уменьшение адсорбции на поверхности пород.

       Подбор  реагентов-стабилизаторов и разработка методов защиты НПАВ от деструкции основаны на ингибировании каталитической активности компонентов пластовой среды введением в состав нефтевытесняющих композиций электронодонорных и электроноакцепторных добавок. В качестве возможных стабилизаторов проверялись различные химические реагенты и отходы химических и нефтехимических производств.

5.2.3.Применение маслорастворимых ПАВ.

       Сущность  механизма извлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная на поверхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет в исходной дисперсии двойную функцию — как дисперсной фазы, так и стабилизатора прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей.

       Дисперсия ПАВ после закачки в пласт  постепенно адаптируется к пластовым  условиям. Часть полимергомологов ПАВ  переходит из водной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазный слой («среднюю фазу») с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью, так и с водой. Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличении содержания нефти свыше 10— 15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефти уменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растет вплоть до 10— 20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяет увеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) и поддерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти на поздней стадии заводнения нефтяных залежей.

В промысловых  условиях технология испытывалась с 1988 г. на большом количестве опытных участков заводненных девонских терригенных пластов месторождений республики Татарстан. Средняя начальная обводненность до начала испытаний на различных участках была равна 83— 95 %. Оценка   технологической эффективности метода оказалась возможной на 31 участке. Расчеты показали, что общая дополнительная добыча с этих участков превышает 257 тыс. т нефти. Удельная технологическая эффективность составила в среднем 41 т дополнительной добычи нефти на 1 т ПАВ.

       Отмечается, что широкое промышленное внедрение маслорастворимых ПАВ в условиях Ромашкинского месторождения сдерживается из-за их высокой стоимости и недостаточной технологической эффективности.

5.2.4.Композиции углеводородов и ПАВ СНПХ-9630 и СНПХ-9633.

       В течение ряда лет в различных  научно-исследовательских институтах проводятся исследования по изысканию способов воздействия на обводненные нефтяные залежи с целью улучшения приемистости водонагнетательных скважин, уменьшения обводненности добывающих скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Один из таких способов обработки нагнетательных скважин для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов основан на использовании реагентов СНПХ-9630 или СНПХ-9633, которые представляют собой смеси ПАВ различных типов и углеводородных растворителей. Каждая из этих композиций выпускается в промышленности в виде нескольких модификаций (марок), которые различаются по составу и позволяют адаптировать реагенты к различным геолого-физическим условиям разработки залежей.

       Композиции  СНПХ-9630 и СНПХ-9633 при контакте с водой определенного состава как в свободном объеме, так и в пористой среде быстро образуют гелеобразные «твердоподобные» эмульсионные системы с внешней углеводородной фазой. Такие системы устойчивы к размыванию водой и разрушаются под действием нефти. Кроме того, эти композиции обладают гидрофобизирующим действием, высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтосмолопарафиновым образованиям.

       При закачке углеводородных композиций ПАВ в пласт через нагнетательные скважины они, взаимодействуя с водой, находящейся в промытых зонах, образуют высоковязкие эмульсии, снижающие проницаемость обводненных слоев. В результате поступающая следом закачиваемая вода попадает в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны, не охваченные ранее воздействием.

       Таблица 5.2.