Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии разработки

       Для эффективной обработки нагнетательных и добывающих скважин физико-химические и фильтрационные свойства ГОР должны соответствовать следующим техническим требованиям:

       Однородность  и стабильность ГОР в интервале  температур 20— 90 °С, ч   Не менее 6

       Вязкость  гелеобразующего раствора при 25 °С, мПа-с 1,0— 10,0

       Состав  воды для приготовления ГОР  Пресная или минерализованная вода

       Время начала гелеобразования, ч:

       -при 20—40 °С  Не менее 12

       -при 70—90 °С  Не менее 6

       Образование геля во всем объеме и стабильность в течение месяцев  Не менее 6

       Прочность (напряжение разрушения) геля G, Па  Не менее 20

       Минимальный градиент давления разрушения геля, МПа/м  Не менее 0,3

       Гелеобразные  композиции на основе силиката натрия являются коллоидными системами и характеризуются определенными реологическими свойствами: вязкостью гелеобразующего раствора, предельным напряжением разрушения (прочностью) образовавшегося из него геля и модулем упругости геля.

       Рассматриваемые характеристики геля существенно зависят  от концентрации HC1, силиката натрия, температуры, общей минерализации и химического состава воды.

       Лабораторными исследованиями установлено, что с  увеличением температуры прочность силикатного геля возрастает, при этом чем меньше концентрация HC1 в растворе, тем больше влияет температура на прочность гелей. Например, при концентрации HC1, равной 0,55 %, прочность силикатного геля с повышением температуры на 10 °С (с 70 до 80 °С) возрастает почти в 10 раз (с 2,5 до 22,0 Па), тогда как при концентрации HC1, равной 0,7 %, прочность геля возрастает в 1,5 раза (с 30 до 45 Па). Таким образом, при обосновании объемов закачки и времени обработки скважин необходимо учитывать пластовую температуру на забое скважины и, в зависимости от нее, корректировать состав гелеобразующего раствора, т.е. подбирать оптимальные концентрации компонентов в растворе.

       Технологии  увеличения коэффициента нефтеотдачи  пластов испытывались на терригенных коллекторах Башкортостана, Татарстана и Западной Сибири. Предварительная оценка эффективности применения гелеобразующих композиций на основе жидкого стекла и соляной кислоты показали высокую технологическую эффективность. Удельная дополнительная добыча нефти по Арланской площади составила 19 т/т, по Николо-Березовской площади - 50 т/т.

5.3.6.Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением вязкоупругой системы на основе ПАА.

       В условиях дефицита и дороговизны  химических реагентов, а также из-за целого ряда организационно-технических трудностей широкомасштабное промышленное применение физико-химических методов не всегда экономически рентабельно. В связи с этим представляют интерес методы воздействия на пласт различными водоизолирующими материалами индивидуально или в сочетании с интенсифицирующими реагентами.

       В качестве реагента, выравнивающего проницаемостную  неоднородность пластов, используются композиции на основе полимеров со сшивающими агентами, образующие гели в пластовых условиях. По своим реологическим свойствам эти гели значительно превосходят характеристики раствора полимера.

       Как правило, при разработке композиционных систем ориентируются на использование  недефицитных, недорогих, технологичных  в использовании и транспортировании химических продуктов. Большое внимание уделяется использованию побочных продуктов нефтехимических производств.

       В связи с этим была изучена возможность  получения гелей с использованием систем на основе полиакриламидов в виде композиционных составов со сшивателями в водах высокой и низкой минерализации.

       Принцип воздействия вязкоупругой системы  на основе использования полиакриламида аналогичен методам, описанным выше. Проникая в наиболее промытые пропластки, полиакриламид, реагируя со сшивателем и пластовой водой, образует эластичную массу, закупоривающую каналы и поры.

       Метод позволяет выравнивать профили приемистости нагнетательных и притока добывающих скважин, изменять направление фильтрационных потоков, увеличивать степень извлечения нефти за счет изменения охвата послойно-неоднородного пласта воздействием и подключения в работу ранее не работающих пропластков, снижая количество воды в продукции добывающих скважин. Рецептура вязкоупругих систем (ВУС) подбирается с учетом типов и свойств коллектора, состава закачиваемой воды (табл. 5.5). 

       Таблица 5.5

       Составы исследованных систем и условия  изучения процессов сшивателя.

 

       В качестве сшивателей (реагентов, вызывающих гелеобразование в растворах) использовали ацетат хрома, сернокислую сложную  соль Cr³⁺ (хромонатриевые квасцы - отходы производства), хромокалиевые квасцы, уротропин, системы: бихромат натрия - тиомочевина, бихромат натрия - лигносульфонат.

       Наиболее  технологичным для применения в  промысловых условиях является ацетат хрома (АХ) и хромокалиевые квасцы (ХКК) с добавлением регулятора сшивки.

       Выбор в качестве сшивателей ацетата хрома [(CH₃COO₃Cr)], хромокалиевых квасцов [ KCr(SO₄)₂•12H2O] связан с тем, что, как показали предварительные исследования, эти соли позволяют одновременно регулировать в достаточно широких пределах время гелеобразования и механические характеристики геля.

       Одним из показателей к применению исследованных  композиций в промысловых условиях является способность их проникать  на значительное расстояние в пласт при относительно невысоких репрессиях. Поэтому крайне важным представлялось исследование фактора сопротивления R и остаточного фактора сопротивления R_0CT.

       Анализ  результатов лабораторных опытов по фильтрации показал, что остаточные факторы сопротивления значительно  превышают величины факторов сопротивления, что свидетельствует об образовании гелевых систем непосредственно в пористой среде после закачки через нее полимерных композиций со сшивателем.

       Очень важным элементом технологии обработок  скважин ВУСами является процесс приготовления качественного раствора полимера, представляющего собой гомогенную систему требуемой концентрации и имеющую заданные физико-химические характеристики.

       При проведении закачки в скважину полимерных композиций со сшивателями приготовленный раствор вывозится автоцистернами в количестве 1/ 2 объема планируемой закачки. Также автоцистернами доставляется на скважину сшиватель, предварительно растворенный в минерализованной воде в объеме 1/ 2 от планируемого объема закачки. Доставленные на скважину растворы полимера и сшивателя методом «струя в струю» подаются на прием насоса ЦА-320 и закачиваются уже в виде однородной композиции в обрабатываемую скважину.

       Промысловые испытания, проведенные на ряде месторождений  Оренбургской области, показали принципиальную возможность и эффективность использования рассматриваемой технологии для улучшения полноты выработки запасов нефти.

5.4. Методы, основанные на комплексном воздействии на залежь.

5.4.1. Совместное применение полиакриламида и НПАВ.

       Механизм  увеличения нефтеотдачи заключается в том, что макромолекулы ПАА, являясь полиэлектролитами, набухают в воде, образуя малоподвижную гидратную оболочку, что вызывает значительное уменьшение подвижности фильтрующегося раствора даже при незначительной концентрации полимера. Поскольку ПАА не взаимодействуют с нефтяной средой, его макромолекулы не оказывают влияния на подвижность нефти. При вытеснении нефти растворами ПАА на минерализованной воде в сочетании с НПАВ происходит переход активного вещества НПАВ из водной фазы в нефтяную, что улучшает реологические свойства остаточной нефти и ее подвижность. С другой стороны, под действием НПАВ происходят структурные изменения макромолекул ПАА и повышение реологических свойств фильтрующихся через нефтенасыщенную породу растворов полимеров, что приводит к дополнительному уменьшению соотношения подвижности между нефтяной и водной фазами. Растворы НПАВ уменьшают фазовую проницаемость для воды и улучшают смачиваемость породы вытесняющей водой, уменьшают адсорбцию ПАА на породе и снижают поверхностное натяжение на границе раздела нефть - вода. Находящиеся в растворе НПАВ оказывают также и стабилизирующее воздействие на растворы ПАА против агрессивных ионов сточной минерализованной воды, благодаря чему улучшаются и вязкоупругие характеристики растворов ПАА. Приведенные процессы существенно улучшают процессы нефтевытеснения.

       Растворы  НПАВ в коллекторах, содержащих значительное количество глинистых частиц, способствуют их набухаемости, разрушению и переносу фильтрующейся жидкостью. Это приводит к уменьшению относительной фазовой проницаемости породы по фильтрующему раствору НПАВ по сравнению с водой, что оказывает дополнительное влияние на реологические свойства растворов полимеров и охват пласта заводнением.

       Для достижения высокой эффективности процесса с учетом отмеченных выше положительных факторов целесообразно композицию ПАА с НПАВ закачивать в пласт после обработки пласта раствором НПАВ. Содержание НПАВ  в растворах улучшает реологические свойства растворов полимеров в пластовых водах с содержанием солей щелочных и щелочно-земельных металлов, а также затрудняет доступ ионов железа к макромолекулам ПАА. Эти пласты характеризуются проницаемостью от 0,076 до 0,12 мкм²; пористостью 20— 22 %; вязкостью пластовой нефти 19— 29,1 мПа-с; начальной нефтенасыщенностью 0,76— 0,85; пластовой температурой 24 °С; средней нефтенасыщенной толщиной 1,25— 2,0 м и высокой минерализацией пластовой и закачиваемой вод.

       В девять нагнетательных скважин Арланского месторождения в течение 1 года несколькими оторочками было закачано 3700 м3 водного раствора композиции с содержанием 0,03 % полиакриламида и 3 % раствора СНО-ЗБ + Неонол

       АФ_{9 — 12}¬В результате закачивания оторочек растворов композиции суммарная приемистость нагнетательных скважин уменьшилась на 15 %. При этом также снизилось давление нагнетания воды в среднем на 3— 5 МПа.

       По  предварительным оценкам дополнительная добыча составляет 4200 т нефти на скважино-операцию.

5.4.2. Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ).

       Силикатно-щелочное заводнение (СЩЗ) основано на внутрипластовом осадкообразовании в обводненных зонах неоднородного пласта. Осадок образуется за счет химической реакции закачиваемого СЩР с солями кальция и магния, содержащихся в закачиваемой и пластовой водах.

       При наличии в вытесняющей сточной  воде Са²⁺ и Mg²⁺ образуются CaSiO₃, MgSiO₃, Ca(OH)₂ и Mg(OH)₂. Осадок CaSiO₃ по природе является коллоидным и способен значительно снизить проницаемость обводненного пласта (до 10 раз и более), а осадки гидроокисей Mg и Са снижают проницаемость лишь в 1,5— 2 раза.

       В зависимости от условий использования  месторождений варианты СЩЗ могут  различаться применяемыми реагентами и их соотношением. Так, для осуществления  осадкообразования на месторождениях девона с нефтями малой вязкости целесообразно применение СЩР с повышенным содержанием гидроокиси натрия, а на месторождениях нижнего карбона - с высоким содержанием силиката натрия. В результате внутрипластового контакта нефти с щелочными растворами образуется ПАВ, снижающее межфазное натяжение на границе нефть — щелочной раствор до 0,1 мН/м. Это делает нефть более подвижной, приводит к эмульгированию нефтяной фазы в воду и вовлечению в процесс вытеснения остаточной нефти, снижая капиллярные силы за счет эффекта Жамена.

       Основная  модификация СЩВ включает закачку  разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, ПАА).

       Оторочки  реагентов закачиваются в следующей  последовательности:

     -сточная минерализованная вода, нагнетаемая для ППД;

     -разделительная оторочка пресной воды;