Лекции к контрольной работе 2 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПНП • ФХМ применяются в целях увеличения коэффициентов вытеснения и охвата пласта заводнением закачкой различных реагентов в нагнетательные и добываю щие скважины объемом превышающим объем ПЗП. ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИЕ ТЕХНОЛОГИИ • Потокоотклоняющие технологии–методы основанные на изменении коллекторских свойств пласта. Основаны на перераспределении фильтрационных потоков в пласте и включении в разработку застойных нефтенасыщенных зон Полимерное заводнение • Полимерное заводнение – изменение соотношения подвижностей вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствие увеличения вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров. • Из уравнения Дарси Q = 2пkh/м * (Рк –Рс)/ln Rк/Rc следует, что снизить поступление жидкости в промытую высокопроницаемую зону можно увеличив вязкость жидкости, заполняющей поры, или снизив проницаемость пористой среды путем изменения структуры пористого прост – ранства • Сущность полимерного заводнения – изменение соотношения подвижностей вытесняющей жидкости и пластовой нефти вследствии увеличении вязкости закачиваемой воды за счет содержания в ней высокомолекулярных полимеров • Увеличение вязкости и снижение подвижности воды способствуют выравниванию фронта вытеснения, замедляя ее продвижение в высокопроницаемых зонах, уменьшая вязкостное языкообразование. Эти факторы вызывают повышение коэффициентов охвата вытеснением при заводнении. Размер оторочки полимерного раствора составляет 10-30% от количества содержащейся впласте нефти. • Полиакриламид (ПАА) – полимер (-СН2СНСОNН2-) сформированный из субэлементов акриламида, это длинноцепной полимер (одни и те же молекулы повторяют себя много раз), созданный для при влечения как позитивно заряженных частиц(органические материалы, такие как углерод) так негативно заряженных частиц (инертные материалы, такие как песок или глина) • Область эффективного применения: -коллектор терригенный и карбонатный, -отсутствие трещин, -проницаемость 0,1-1 мкм2, и Мд -вязкость нефти 3-100мПа*с, -нефтенасыщенность более 50%, -в закачиваемой воде ограниченное содержание ионов Са2+ и Мд2+, -температура пласта не выше 70С • Успешность проекта полимерного заводнения зависит от: -достоверности геологического описания пласта -размера оторочки и концентрации полимерного раствора, -прогнозирования технологических показателей разработки при заводнении и полимерном заводнении с помощью математического моделировании, -соблюдении запроектированной технологии и контроля за качеством закачиваемого раствора на промысле. • Особенности движения полимеров через пористые среды 1.Снижение подвижности происходит непропорционально увеличению вязкости раствора за счет добавки в воду полимерного вещества, что выражается появлении фактора сопротивления R = (Kв / Мв) / (Кп / Мп) где Кв и Кп – проницаемость воды и полимера, Мв и Мп - вязкость воды и полимера, Кв/Мв и Кп/Мп – подвижность воды и полимера 2.Адсорбция полимера пористой средой. Причем часть молекул удерживается пористой средой необратимо, являясь причиной повышенного сопротивления воде, дви – жущейся вслед за полимерным раствором. Это явление называется остаточным фактором сопротивления и определяется как отношение первоначальной подвижности воды к подвижности воды после закачки полимера Rост = (Кв/Мв) / (Квп/Мвп) где Квп и Мвп относительная проницаемость и вязкость воды после прохождения полимера Величина адсорбции определяется в лабораторных условиях на керне Факторы сопротивления и остаточного сопротивления для 0,075% раствора ПАА Полимерное заводнение дает увеличение КИН на 10,5% при меньшем объеме закачки воды • При полимерном заводнении абсолютприрост нефтеотдачи непрерывно воз растает с увеличением оторочки. Основной прирост при размерах оторочки 10-30% • При закачке полимерных растворов необходимо предусматривать мероприятия по исключению возможной деструкции макромолекул полиакриламида (механической, термической, химической). • Технологический эффект полимерного заводнения составляет до 1300т дополнительной нефти на одну тонну реагента. Сдерживающим фактором массового внедрения полимерного заводнения явля ется высокая стоимость полиакриламида (5 – 6 тыс.$/т) и отсутствие отечественного производства. Сшитые полимерные системы • Сущность метода с применением СПС заключается в следующем: к раствору полиакриламида добавляется небольшое количество (сотые доли процента) сшивающего агента (ацета хрома, хромкалиевые квасцы, бихромат калия и др.), под действием которого происходит структурирование (сшивка) макромолекул полимера в пористой среде с образованием геля в зонах высокой проницаемости пласта. • Оказывают влияние на свойства поли – меров в пластовых условиях температура состав пластовых вод, сдвиговое напряжение, бактериальное воздействие. • Основные технологии ПНП с использованием полимеров: 1.Закачка растворов полимер (полимерное заводнение). 2.Воздействие на пласт с использованием «сшитых» полимеров. 3.Полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами. 4.Воздействие на ПЗП ВУС. 5.Полимерное заводнение в сочетании с другими ФХМ. Результаты промышленного применения полимеров Моделирование фильтрации реагентов в слоистонеоднородных пластах Оценка эффективности комплексного воздействия на участок залежи Ватьеганского месторождения объект ЮВ1/1 Скв. №9191 – ОПЗ в феврале, скв.№ 9202-ОПЗ в марте, скв.№ 9190нефтеотмывающая технология Алдинол+ПАВ в апреле 2012 года. 160.0 20.0 18.0 140.0 13.4 16.0 120.0 16.7 14.0 14.0 100.0 13.7 12.5 80.0 ОПЗ 11.6 13.4 14.1 12.6 11.4 10.0 8.0 60.0 8.9 40.0 20.0 12.0 7.7 6.0 Алдинол+ПАВ 30.5 10.0 4.0 14.8 8.4 7.5 4.6 4.5 4.7 7.1 5.57 11.06 9.06 0.0 2.0 0.0 ср. обводненость, % ср. дебит нефти, т/сут приемистость, м3/сут ср. дебит жидкости, т/сут До обработки нефтеотмывающим составом на реагирующих добывающих скважинах (№9191 – в феврале и №9209 – в марте 2012 года) были проведены обработки по очистке ПЗП, которые способствовали росту дебита нефти. В связи с низкой компенсацией отбора жидкости было принято решение о проведении интенсифицирующей нефтеотмывающей технологии Алдинол+ПАВ по увеличению приемистости на нагнетательной скважине №9190. За счет увеличения приемистости и за счет действия ПАВа получен положительный результат на реагирующих добывающих скважинах. В целом технология Алдинол+ПАВ благотворно повлияла на работу скважин входящих в этот участок. За 9 месяцев длительности эффекта накопленная дополнительная добыча составила 1426 тонн. Пример воздействия потокоотклоняющей технологии ГОС-1АС на Повховском месторождении Карта изменения обводненности за 3 квартал 2012 года Карта изменения обводненности за 4 квартал 2012 года Участок нагнетательных скважин №№1531, 2481 обработан в августе 2012г. осадкообразующей технологией ГОС-1АС. До обработки на участке наблюдался рост обводненности, после обработки потокоотклоняющей технологией наблю-дается снижение обводненности с 87 до 82%. Кроме того, произошло перерас-пределение профиля. Накопленная дополнительная добыча нефти составила 2386 тонн. Обводненность Дебит нефти Дебит жидкости Приемистость 36 подключились в работу верхний и нижний пропластки. Пример воздействия потокоотклоняющей технологии ЭСС на Повховском месторождении Обводненность Дебит нефти Дебит жидкости Приемистость Карта изменения обводненности За 4 квартал 2012 года Участок нагнетательных скважин №959 обработан в январе 2013г. осадкообразующей технологией ЭСС. До обработки на участке наблюдался рост обводненности, после обработки потокоотклоняющей технологией наблю-дается снижение обводненности с 82 до 74%. Текущая накопленная дополнительная добыча нефти составила 519 тонн. С момента обработки прошло только 3 месяца и эффект еще продолжается. 37 Карта изменения обводненности За 1 квартал 2013 года Технология повышения выработки слоисто-неоднородных пластов с применением эфиров целлюлозы • Технология основа на использовании составов простых эфиров целлюлозы: -метилметилцеллюлозы, -оксиэтилцеллюлозы, -гидроксилэтилцеллюлозы, -карбометилцеллюлозы. Достоинство метода – возможность применения на высокообводненных залежах, находящихся на поздней стадии разработки, а также простота исполнения и высокая эффективность. • Метод основан на загущении закачиваемой воды (растворов эфиров целлюлозы), вплоть до образования гидрогелей различной степени под вижности. Добавление в раствор сшивателя (ионов металлов) позволяет регулировать свойства раствора. • На ранней стадии разработки применение эфиров целлюлозы без сшивателя происходит загущение закачиваемой воды без образования геля. На этой стадии из-за снижения подвиж – ности закачиваемого агента происходит общее выравнивание фронта вытеснения нефти и повы шается степень охвата пласта заводнением. • На поздней стадии разработки под воздей ствием ионов металла (поливалентные катионы Fe3+, AL3+, Cr3+), содержащихся в пластовой воде, происходит образование гидрогеля. В результате образования малоподвижных и неподвижных гелей происходит блокирование поступления воды в промытые зоны пласта и поступление закачиваемой воды в зоны слабо охвачен – ных воздействием. • Закачка состава на основе ЭЦ основана на образовании неподвижной или малоподвижной высоковязкой оторочки в промытой обводненной части пласта за счет сшивателей (поливалентные катионы Fe3+, Al3+, Cr3+ и др.), температуры, Рн и других факторов. Полимер – дисперсные системы • Принцип действия ПДС на нефте-водонасыщенную породу основывается на повышении фильтрационного сопротив ления обводненных зон коллектора. При взаимодействии полимеров и частиц глинистой суспензии, а также дисперсных частиц пород продуктивного пласта в пористой среде и трещинах с водой образуются полимерминеральные комплексы, обладающие водоизолирующими свойствами. превращение дисперсных частиц в водоизолирующую мас су приводит к значительному увеличению фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора, снижению степени неоднородности пласта по проницаемости и росту охвата его заводнением • В технологическом отношении способ заключается в последовательной закачке в высокообводненный и промытый пласт слабоконцентрированных растворов полимеров и водной суспензии глины. В механизме образования ПДС важную роль играет полимер, под воздействием которого происходит флокуляция частиц глины с потерей гравитационной устойчивости. Наличие ионогенных групп в полимерной цепи обеспечивает достаточную высокую адгезионную связь ее не только с поверхностью пор и трещин, но и с твердыми частицами пород и частицами глинистой суспензии. Коллоидно-дисперсные системы • Технология предусматривает создание водоограничивающих барьеров в высокопроницаемых зонах продуктивного пласта и перераспределение последующего заводнения на неохваченные вытеснением нефтенасыщенные зоны. Создание таких барьеров осуществляется путем закачки в нагнетательные скважины композиции на основе полиоксиэтилена и бентонитовой глины. Состав: БГП-10-30%, ПОЭ-0,01-0,05%, остальное – вода. 45 Волокнисто-дисперсные системы (ВДС) • Технология предназначена для повышения нефтеотдачи пористо-трещиноватых карбонатных и неоднородных терригенных коллекторов на поздней стадии разработки. Технология заключается в последовательно чередующейся закачке в пласт через нагнетательные скважины водных суспензий древесной муки и глины. 46 • Древесная мука продукт сухого механического (размола) древесины. В зависимости от марки ДМ содержит частицы размером от нескольких до сотен микрометров. На поверхности частицы имеют тончайшие волокнистые ответвления (фибриллы), благодаря чему ДМ может структурироваться с другими дисперсными материалами за счет физического взаимодействия. 47 • В связи с наличием большого объема межволоконных пространств, энергично впитывающих воду, ДМ набухает и развивает значительное давление набухания, вызывая эффект раскливающего действия, вследствии чего ДМ в поровом пространстве промытых зон пласта, в контакте с глиной образует ВДС, хорошо удерживающую в породе и надежно блокирующую крупные поры и каналы. 48 Волокнисто-дисперсно-полимерные системы (ВДПС) • Физико-химическая сущность применения ВДПС заключается в том, что оторочка в объеме 100м3 композиции, где: ДМ + ПАА – закрепленные ацетатом хрома, фильтруется в высокопроницаемой промытой зоне, пропластках и трещинах. Под воздействием пластовой температуры гель образуется непосредственно в пласте через 20-25часов. Вторая оторочка в виде суспензии глинопорошка в водном растворе от 2 до 4% в объеме 100м3 изолирует гелевую оторочку, что создает благоприятные условия для образования прочного геля. Циклы с увеличением концентрации ДМ, ПАА и ГП повторяют 3-4 раза. 49 • Вторая часть технологии ВДПС заключается ввовле чении в работу средне и низкопроницаемых участков продуктивного пласта. Т.к. незначительная часть компонентов ВДПС оседает и обволакивает коллектор, необходимо воздействовать на всю мощность продуктивного пласта моющим препаратом типа Синол-КАМ, МЛ 80, что существенно сказывается на проницаемости коллектора, увеличивая объем рабочей зоны пласта и происходит довытеснение нефти из низкопроницаемой части коллектора. 50 • Преимущество ВДПС Закачка первого этапа композиции ВДПС малой концентрации обеспечивает максимальное удаление ком – позиции по пласту, регулируемое концентрацией, временем и пластовой температурой. После применения технологии ВДС на нагнетательной скважине через разные промежутки времени происходят прорывы закачиваемой воды, как правило, на границах фаз разде – лительных перемычек. Это не наблюдается при ВДПС за счет четкого сцепления полимер-древесной композиции и создания в пласте почти не имеющего границ идеального изолирующего материала, способного длиельное время удерживаться в пласте. 51 Структурообразующие составы (СОС) • Технология заключается в закачке композиции на основе водорастворимых полимеров и модифицированного глинопорошка с адсорбированными на поверхности ионами поливалентных металлов. Эффект достигается путем искусственного уменьшения естественной геологической неоднородности пласТа на стадии разработки месторождений в условиях активного заводнения. В качестве водорастворимых полимеров используются ПАА, эфиры целлюлозы, биополимеры. 52 • Ввод в полимерную систему гелеобразующих ионов поливалентного металла, адсорбированных на поверхности глинопорошка и способных в пластовых условиях образовывать поперечные связи с полимерной массой, что приводит к образованию устойчивой к размыву полимердисперсной системы. Исследования на нефтеводонасыщенных моделях пористых сред показали: - закачка композиции СОС приводит к образованию структурированной полимерной массы в более проницаемых пропластках и, как результат, в них наблюдается уменьшение скоростей фильтрации, - применение структурированного полимера и бентонитового глинопорошка с адсорбированными на поверхности ионами поливалентного металла исключает попадание токсичных ионов в водные флюиды. 53 Полимер-органические суспензии (ПОРС) • Технология заключается в закачке оторочки полимер-органической суспензии в высокопроницаемые зоны и трещины пластов. ПОРС представляет собой суспензии органической муки в полимерном растворе, ее воздействие основано на снижении проницаемости промытых высокопроницаемых зон и трещин пластов за счет образования устойчивых к размыву осадка суспензии, благодаря чему происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в разработку ранее не охваченных зон продуктивного пласта. Преимущество ПОРС по сравнению с аналогичными ПДС, ВДС суспензия ПОРС является органической и подвержена биоразложению, вследствие чего обработанные ранее пласты могут быть возвращены в разработку. 54 Силикат-полимерный гель (СПГ) • Технология предназначена для снижения обводненности добывающих скважин и увеличения нефтеотдачи пластов, разрабатываемых с использованием заводнения. В основе технологии – блокирование высокообводненных зон и трещин неоднородного пласта гелем, образующимся в результате последовательной закачки в пласт оторочек пресной воды, силикатного раствора и гелеобра зующей композиции с выдержкой последней до образования геля. Исходные компоненты для технологий селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта: вода пресная техническая, силикат натрия (жидкое стекло), полиакрилонитрил (гипан), ПАА, соляная кислота, едкий натр. 55 Гелеобразующий раствор состоит из 2-10% жидкого стекла, 0,01-0,3% полимера, 0,2-0,9% соляной кислоты и воды. Вязкость раствора – 1-10 мПа*с, в качестве растворителя геля применяется 10-20% раствор едкого натра. Требования к СПГ: - должны обладать оптимальными реологическими свойствами, обеспечивающими высокую селективность фильтрации в слоисто-неоднородном пласте, за счет чего большая часть закачиваемого объема композиции должна попасть в высокопроницаемые промытые водой зоны. - устойчивы к механическому и термическому разруше – нию. - гели, образующиеся в пласте, должны создавать повышенные фильтрационные сопротивления в высокопроницаемых зонах, достаточных для перераспределения фильтрационных потоков, Rост более 500. 56 Чередующаяся закачка нефти и воды • Технология предназначена для разработки залежей нефти в терригенных коллекторах, содержащих высоковязкую нефть, путем чередующих закачек в них оторочек воды и нефти, добываемой на этом же месторождении. Сущность технологии заключается в следующем: при продвижении нефтяных оторочек в пласте за счет фильтрационных сопротивлений уменьшается подвижность всей вытесняющей среды, замедляется прорыв воды в добывающие скважины, т.е. происходит выравнивание фронта вытеснения, что позволяет повысить охват заводнением по толщине пласта и его нефтеотдачу. По лабораторным исследованием сделан вывод, что закаченная нефть, ранее добытая из этого пласта, не теряся в пласте из-за адсорбции или возникновения при ее движении каких-либо физико-химических процессов. 57 58 • На основании опытно-промышленных работ на участке Ильменского месторождения (бобриковский горизонт, вязкость нефти 115 мПа*с) сделаны следующие выводы: - при чередующей закачке воды и высоковязкой нефти коэффициент безводной нефтеотдачи на 6,6% выше, чем при обычном заводнении, - коэффициент текущей нефтеотдачи в заводняемом объеме составляет 0,33, - коэффициент охвата пласта заводнением составил 0,71,0 (на контрольных участках 0,2-0,4). Сдерживающим внедрение является психологический фактор «Зачем качать в пласт уже добытую нефть?» 59 Щелочная полимер-суспензионная композиция (ЩПСК) • Технология основана на получении структурированных вязкоупругих систем за счет добавок щелочи и глинистых торфяных частиц в полимерные растворы. Применяется на участках залежей как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами с проницаемостью не менее 0,1 мкм2, характеризующихся повышенной неоднородностью выработки, пластовыми температурами 20-95С, независимо от минерализации пластовых и закачиваемых вод. Преимущества ЩПСК с рядом других методов: - большой объем осадка при прочих равных условиях, - возможность обрабатывать пласты с более низкими значениями проницаемости, - повышенная устойчивость к высокой минерализации пластовой воды, - возможность продвигаться по пласту, увеличивая тем са – мым нефтеотдачу по промытым зонам. 60 Гелеобразующая композиция с ЩПСК Технология заключается в последовательно чередующейся закачке ГОС и ЩПСК, образующих в пласте гелеобразную композицию с высокими адсорбционными свойствами. Композиция повышает фильтрационное сопротивление обводненных зон пласта, не разрушается при действии со лей пластовых вод, устойчива при высокой температуре (150-200С). Предназначена для: - повышения нефтеотдачи заводненных неоднородных коллекторов в условиях высокой обводненности добываемой продукции 70-98%, - ограничения притока закачиваемых и подошвенных вод в скважины, - повышения нефтеотдачи пластов с водонефтяными зонами. 61 • Технология ГОК с ШПСК применяется в терригенных коллекторах с температурой до 200С, средней проницаемостью пластов более 0,05 мкм2, приемистостью скважин не менее 100м3/сут. В зависимости от концентрации и объемов реагентов остаточный фактор сопротивления составляет 1,5-4,5, а прирост коэффициента нефтеотдачи – 2-14% по сравнению с обычным заводнением. 62 Биополимерные технологии • К числу новых типов водорастворимых полимеров относятся экзополисахариды, являющимися продуктом жизнедеятельности микроорганизмов – биополимеры. Ценность биополимеров определяется большой вязкостью раствора при низкой концентрации (0,07-0,005%), сочетаемостью с различными солями в широком диапазоне рН и температуРы, устойчивостью к механической и окислительной деструкции, меньшей чувствительности к действию солей и рН растворов, чем ПАА. БП устойчивы при температурах 100-150С, что перекрывает весь температурный диапазон разрабатываемых месторождений. 63 • Основным недостатком БП является их деструкция, вызываемая микрофлорой, находящейся в минерализованных пластовых и особенно в закачиваемых пресных водах В связи с этим закачиваемые в пласт растворы БП стабилизируются бактерицидами (ЛПЭ-11, формалин и др.). Используюся БП марок: ксантан, склероглюкан, эмульсан симусан, БП-92. 64 Композиции биоПАВ и биополимера самусан • Технология основана на создании стойких микроэмульсий биоПАВ с нефтяной фазой при одновременном увеличении охвата пласта вследствии присутствия биополимера самусан. Кроме того БП обладает высокими нефтеотмыващими свойствами. В процессе фильтрации композиции в неоднородной по выристой среде реализуется механизм селективной закупорки сравнительно высокопроницакмых зон пласта, приводящий к выравниванию фронта вытес – нения и увеличению охвата пласта. 65 • Применение продуктов биосинтеза для повышения нефтеотдачи пластов базируется двух основных принципах: - снижение поверхностного и межфазного натяжения, усиление эмульгирующих свойств, которые способствуют нефтеотмыву, и выравнивание подвижности жидкостей в различных зонах пласта при заводнении, - образование малоподвижных или неподвижных гелей при взаимодействии продуктов биосинтеза с компонентами продуктивного пласта в высокопроницаемых промытых зонах и изменение направлений потоков нефтевытесняющей воды. Первый принцип используется при малых степенях неоднородности пласта, когда незначительное повышение вязкости воды приводит к существенному увеличению охвата заводнением, второй – при обработке наиболее высокопроницаемых зон неоднородного пласта. 66 Внутрипластовые гелеобразующие системы • Основаны на внутрипластовой генерации нефтевытесняющих систем с регулируемыми значениями щелочности и вязкости. ГОС-ГАЛКА основана на образовании геля гидрооксида аммония в нефтяном пласте, который изолирует свободные от нефти высокопроницаемые участки и тем самым способствуподключению в работу низкопроницаемых участков пласта. С другой стороны, образующиеся в результате реакции соединения аммония (NH4CL и NH4OH) реагируют с компонентами нефти с образованием сложных комплексных соединений, что приводит к снижению поверхностного натяжения, разрушению асфальтовых структур, в результате увеличивается нефтеотдача. Образовавшиеся гели изолируют породу пласта избирательно, только высокопроницаемые зону, а неизолированные, малопроницаемые поры и каналы, запечатанные асфальтенами и смолами раскрываются под воздействием аммиака и хлористого аммония. 67 • ГОС-МЕТКА на основе системы метилцеллюлозы-карбамид-вода, генерирующих гель при пластовых температуах, направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициентов нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении. Технология заключается в нагнетании в неоднородный пласт оторочки водных растворов гелеобразующих составов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях. Главная особенность метода: при низких температурах растворы маловязкие, при высоких – превращаются в гели. Процесс обратим – при охлаждении гель разжижается, становиться снова маловязким раствором, при повторном нагревании опять загустевает. Температуру гелеобразования регулируется добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия – температуру и минерализацию воды. 68 • ГОС-ИХН-КА основана на способности растворенного в воде карбамида гидролизоваться при высокой температуре с образованием аммиака и углекислого газа. Компоненный состав системы ИХН-КА подбирается таким образом, чтобы непосредственно в пласте в результате гидролиза карбамида образовывались нефтевытесняющие жидкости с высокой буферной емкостью в интервале рН 9,0-10,5. В связи с этим в состав ИХН-КА включены неиногенное и анионоактивное ПАВ, аммиачная селитра и карбамид. Сочетание НПАВ и АПАВ позволяет применять системы ИХНКА для высокотемпературных пластов (более 70С). Физико-химическое воздействие на пласт композициями ИХН-КА позволяет использовать преимущества нефтевытеснения растворами щелочей, ПАВ и СО2. 69 ГОС на основе силиката натрия • В основе технологии применения силикатных составов лежит способность силиката натрия взаимодействовать с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков CaSiO3, MgSiO3, Mg(OH)2, Ca(OH)2 или гелеобразных систем. В результате взаимодействия кремневокислого натрия (жидкого стекла) с соляной кислотой образуется гель кремневой кислоты: NaSiO3 + 2HCL = H2SiO3 + 2NaCL Коллоидные кремнеземы представляют собой дисперсные системы с содержанием двуокиси кремния в количестве 20-40%вес и размером частиц от 7 до 200микр. В любом соотношении смешиваются с пресной водой, обладая при этом низкой первоначальной вязкостью от 1,5 до 150мПА* с, образуя гели под влиянием тех или иных факторов. 70 • Технология предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов путем увеличения охвата пласта заводнением, что достигается закачкой в нагнетательные скважины композиций на основе жидкого стекла, образованием при этом в пласте гелеевых систем, способствующих перераспределению фильтрационных потоков и выравниванию фронта вытеснения, что в конечном итоге приводит к снижению обводненности продукции и увеличению дебита нефти в добывающих скважинах. 71 Темпоскрин • Темпоскрин – продукт гамма облучения ПАА, в результате чего получивший свойства отличные от обычного ПАА, в частности свойства гелирования без присутствия поливалентных металлов (сшивателей). Для приготовления ПГС не требуется применения дозирующих устройств, дополнительных приспособлений, окислителей и химических сшивателей. Рабочий раствор ПГС готовится из сухого реагента при смешивании его с водой в соотношении 1:200-1:100 масс. на стандартном оборудовании и свободно транспортируется по трубопроводу от расходной емкости непосредственно в пласт. Темпоскрин малочувствителен к воздействия солей и стоек к деструкции в пластовых условиях. 72 • Применение ПГС Темпоскрин позволяет: - снизить обводненность добывавемой продукции, - снижать расход воды, закачиваемой в нефтяной пласт для поддержания пластового давления на 20-30%, - снижать расход ПАА или ВУС на их основе, - увеличить текущий дебит нефти. Положительный эффект от применения темпоскрина достигается за счет вязкоупругих свойств ПГС, характеризуемых структурой реагента. При закачке в пласт ПГС проникает в поровое пространство пород, обладающих наи меньшим гидродинамическим сопротивлением. 73 Ритин • ГОС РИТИН – это однокомпонентная система, представляющая собой композицию ПАА, модифицированную иони зирующим излучением (гамма излучением). Реагент РИ ТИН представляет собой мелкозернистый или порошкообразный материал, при смешении которого с водой образуется полимер-гелевая композиция, представляющая собой взвесь вязко-упругих частиц гидрогеля в золе с размером частиц 5мм. При закачке в пласт водного раствора реагент избирательно воздействует на неоднородные высокопроницаемые обводненные пласты, обеспечивает выравнивание фронта вытеснения нефти, изменяет фильтрационные потоки, увеличивает охват пласта заводнением, способствуя снижению обводненности добываемой нефти и повышению нефтеотдачи. 74 • Область применения технологии ГОС РИТИН: - для залежей в поровых, трещинно-поровых и трещинных коллекторах с пластовой температурой до 120С на поздних стадиях разработки с целью уменьшения подвижности закачиваемой воды и увеличения степени охвата пласта заводнением, - обводненность добываемой продукции скважин до 98%, при этом обводнение объекта не долджно быть связано с его полной выработкой, - в неоднородных по проницаемости продуктивных отложениях, - при минерализации пластовой воды до 1,2г/см3. Оптимальным составом ГОС РИТИН является 10-15м3 ГОС на 1м эффективной перфорированной части пласта, концентрация РИТИН в воде составляет 0,1-0,5% масс. 75 Расчет объема закачки ГОС в скважину • Объем необходимого количества раствора ГОС для каждой скважины зависит от величины начальных запасов, вводимой в разработку этой скважиной (величина запасов пропорциональна принимающей толщине, площади зоны воздействия, пористости, начальной нефтенасыщенности) а также от степени промытости зоны, запасы которой вве дены в разработку. Для определения доли объема обводненных нефтяных слоев используются подробные таблицы характеристики использования запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. Объемная доля обводненных пластов: (1-Y)=[1-0,25(V2)2]A2 где А2-коэффициент вариации-показатель расчетной послойной неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов 76 • V2 = (0,95 – 1,2zн) / (4,2zн – 0,25) где zн безразмерный коэффициент использования запасов Zн = Qдн /Qдк Qдн – добыча нефти за безводный период Qдк – извлекаемые запасы нефти А – текущая расчетная доля вытесняющего агента (закачиваемой воды) в дебите жидкости окружающих добывающих скважин А=А2/(1-A2)мо+А2, мо= 77 Вязкоупругие системы (ВУС) • Принцип воздействия ВУС на основе использования ПАА аналогичен методам рассмотренных ранее. Проникая в наиболее промытые пропластки, ПАА, реагируя со сшивателем и пластовой водой, образует эластичную массу, закупоривающую каналы и поры. Метод позволяет выравнивать профили приемистости нагнетательных и притока добывающих скважин. Рецептурные составы и технологии применения ВУС разработаны для различного сочетания природных и техногических факторов: песчаник и карбонаты, воды приме – няемые для заводнения и приготовления растворов-реагентов. 78 79 • Технология реализуется путем ограниченного по глубине (1,5 от ствола скважины) одностороннего воздействия (со стороны линии нагнетания или отбора) или комбинированного (двухстороннего). Обработки нагнетательных и добывающих скважин могут быть разовыми и многократными в зависимости от требуемого уровня влияния на пласт и времени существования ВУС в пласте. Периодичность повторных обработок определяется поведением скважин и обычно составляет 12-24 месяца. 80 • Более широкое применение находят ВУС на основе комзиции НПАВ и углеводородов. Эмульсии обратного типа «вода в масле» (В/М) полученных на основе масло-и водорастворимых НПАВ и углеводородов в отличие от нефтяных эмульсий прямого типа «масло в воде» (М/В) и мецелярных растворов, уменьшающих свою вязкость свою вязкость, эмульсии В/М в аналогичных условиях резко повышают свою вязкость и устойчивость от разрушения. В пластовых условиях, по мере продвижения эмульсии В/М в обводненной части пласта возникает вязкоупругая «пробка», препятствующая дальнейшему продвижению раствора по промытым протокам. Последующая закачка воды или моющих НПАВ приведет к дополнительному охвату малопроницаемых участков пласта. 81 • Различные комбинации масло-и водорастворимых НПАВ позволяют получить ВУС с заданными и большими значенияями вязкости. Так, если вязкость водной композиции НПАВ составляет 10-100 мПа*с, то после эмульгирования небольшого количества (10-20%) углеводорода образуется ВУС с вязкостью до 158000 мПа*с. При этом ВУС остаются устойчивыми в широком интервале температур до 100С. Основные выводы по реологии ВУС: - чем выше минерализация воды, тем выше вязкость эмульсий, - максимум вязкости эмульсии достигается при опреде ленном содержании углеводорода в эмульсии на пластовой воде, - на дистиллированной воде вязкость эмульсии остает ся низкой и мало меняется от содержания нефти. 82 • При моделировании процесса нефтевытеснения из гидродинамически несвязанных заводнением неоднородных пропластвов установлено: - применение ВУС (водная дисперсия) для выравнивания подвижностей в неоднородных пластах позволило повысить коэффициент извлечения нефти с 41 (после промывки водой) до 79%, - при использовании ВУС в сочетании с моющим раствором «Термос-2М» полнота извлечения нефти возросла с 45 до 100%. 83 Методы ограничения водопритоков и гидрофобизация ПЗП в добывающих скважинах • К селективным относятся методы, обеспечивающие избирательное снижение проницаемости лишь в водонасыщенной части пласта при закачке изолирующих материалов по всей мощности эксплуатационного объекта. Методы данной группы основаны на использовании селективных свойств изолирующих материалов и характера насыщенности породы. Часть из них предусматривает использование селективных изоляционных материалов, которые растворяются в нефти, но не растворяются в воде. Другая часть методов этой группы основана на применении изо – ляционных материалов селективного воздействия, образующие растворимые или нерастворимые (ни в воде, ни в нефти), закупоривающие осадки лишь в водонасыщенных интервалах. 84 • К этой группе относятся такие материалы как гидролизованный полиакрилнитрил (гипан), акриламид, латекс, мылонафт, полиэтилен низкого давления, а также двухфазные пены. Гипано-силикатная композиция для ограничения водопритоков (гипан+жидкое стекло) Технология основана на порционной закачке смеси водных растворов гипана и силиката натрия, реагирующих с пластовой водой. Объемы порций и концентрации рабочих растворов в композиции выбираются в зависимости от коллекторских свойств пласта и строения призабойной зоны, степени и характера обводнения скважин, действущих перепадов давления и температур. Применяется для изоляции вод любого типа с плотностью выше 1,02г/см3. 85 • Механизм технологии заключается в следующем: - при попадании состава в обводненный пласт и смеше – нии его с пластовой водой содержащей ионы металлов (кальция, магния и др.) происходит высаждение гипана и силиката натрия с образованием крупчато-гелеобразной массы, способной перекрывать поры и мелкие трещины. В нефтенасыщенных интервалах тампонирующая масса не образуется. 86 • Закачка композиции НПХ-8500 Технология направлена на снижения обводненности добывающих скважин и улучшения условий их эксплуатации В качестве изолирующего материала применяется состав на основе органической смолы и добавок, представляющий собой маловязкую подвижную жидкость с хорошей проникающей способностью. Застывание состава происходит в пористой среде через заданный интервал времени. Исходные параметры состава: - вязкость рабочего состава при 20С 4-7 мПа*с, - интервал температур применения 20-60С, - диапазон регулирования времени застывания состава 18-60 часов. 87 • Закачка композиции НПХ-8700 Технология предназначена для изоляции водопритоков в добывающих скважинах за счет образования в пласте высоковязкой (до 10000 мПа*с) стойкой эмульсии при смешении закачиваемой композиции НПХ-8700 с пластовой минерализованной водой. Композиция представляет собой смесь различных углеводородных растворителей и ПАВ. За счет использования ПАВ разных типов достигается селективность действия композиции, а применение в качестве растворителей отходов промышленного производства позволяет повысить рентабельность технологии. 88 • Закачка композиции НПХ-9630 Композиция НПХ-9630 применяется для: - ограничения водопритока в добывающих скважинах, - повышения эффективности кислотных обработок. Применение НПХ-9630 для ограничения водопритока основано на блокировании водонысыщенных зон пласта высоковязкими эмульсионными системами, образующимися при закачке композиции углеводородного растворителя и ПАВ. Эмульсии, возникающие в промытых зонах пласта, устойчивы к размыванию водой и разрушаются при кон – такте с нефтью, что обеспечивает высокую селективность метода и не ухудшает проницаемость нефтенасыщенных пропластков. 89 • Технология применения реагента предусматривает закачку 3-5м3 НПХ-9630 на 1м эффективной толщины пласта. Оторочка продавливается в пласт водой, скважина выдерживается в течение 24-48 часов на реагирование, после чего осваивается. Повышение эффективности кислотных обработок достигается путем предварительной временной блокировки зон с повышенной проницаемостью составами на основе НПХ 9630 с последующей закачкой соляной кислоты. При этом кислота направляется в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны. После реакции кислоты с породой и снижения ее активности устойчивость и вязкость эмульсионных систм резко падают, вследствие чего происходит восстанов – ние проницаемости ранее блокированных зон. 90 • Технология применения реагента предусматривает зачку раствора композиции ПАВ и кислоты в объеме 1-3 м3 и 0,5-2 м3 на 1м эффективной толщины пласта соответст – венно, оторочка продавливается в пласт водой, и скважину оставляют на реагирование на 10-24 часа, после чего осваивают. 91 • Технология гидрофобизации ПЗП Технология предназначена для интенсификации добычи Нефти из обрабатываемой части коллектора. Сущность технологии сводится в последовательной закачке и продавке в призабойную зону добывающей скважины водоудаляющей гидрофобизирующей композиции на углеводородной основе с последующей выдержкой в пласте и запуском скважины в работу. Обработки гидрофобизирующим составом могут быть проведены на различных стадиях работы скважин: освоении, глушении в период ремонтов. Для обработок используются нефть дегазированная, ШФЛУ, НПАВ-АФ9-10, деэмульгаторы типа Дисолван-4490, Сепарол-25, кислоты соляной или плавиковой. 92 Гидрофобизирующие составы с резиновой крошкой Технология предназначена для снижения обводненности добывающих скважин и увеличения нефтеотдачи карбо – натных коллекторов, разрабатываемых с использованием заводнения. Сущность технологии – предотвращение поступления закачиваемой воды по трещинам гидрофобизирующей суспензией. Она закачивается в интервалы прорыва закачиваемых вод, а также в водонефтяные зоны. Жидкость, как составная часть суспензии, фильтруется через стенки трещин в пористые блоки пласта, в результате чего осущевляется гидрофобизация пористой части пласта. На – полнитель суспензии при последующей эксплуатации сква жин с забойным давлением (меньшим, чем давление раскрытия трещин) будет защемляться в трещинах, что обеспечивает их надежную изоляцию. 93 Применение сернокислого алюминия • В основе технологии лежит загущение вытесняющей нефть оторочки внутрипластовым гидролизом солей алюминия. При гидролизе солей алюминия образуется раствор гидроокиси алюминия, обладающий большой вязкостью, квазикристаллической структурой, молекулы которого – полимеры. Загущение раствора пролисходит непосредственно в пласте. При фильтрации в нефтяном пласте рН раствора повышается до 6-7 за счет реакции с карбонатными составляющими породы и погребенной водой. В результате чегосульфат алюминия разлагается с образованием высокодисперсной системы практически нерастворимой в воде гидроокиси алюминия, обладающей повышенной вязкостью по сравнению с чистой водой. 94 Применение Полисила Полисил – химически модифицированный кремнезем (SiO2), который в зависимости от способа модификации может обладать гидрофобными, дифильными или суперфильными свойствами. Благодаря субмикронным размерами частиц, на 2-3 порядка меньше среднего диаметра поровых каналов, полисил легко проникает в ПЗП и изменяет энергетику характеристик коллектора по воде и нефти. Меняя природу полисила можно целенаправленно регулировать фильтрационные характеристики ПЗП как по нефти, так и по воде. Технологии с использованием полисила применяются для обработки ПЗП гидрофобной эмульсией «Полисил» и для селективного ограничения водопритоков добываюскважин с применением инвертной водонефтяной эмульсии на основе «Полисил ДФ». 95 • Полисил ДФ обладает свойствами твердого неиногенного ПАВ и на его основе создана инвертная водонефтяная эмульсия с регулируемой вязкостью, зависящей от соот – ношения дисперсной-дисперсионных фаз. При изменении соотношения вода-нефть от 1/1 до 4/1 вязкость эмульсии возрастает более чем на порядок, приобретая консистенцию вазелина. Попадая в промытые высокопроницаемые зоны пласта, при смешении с водой инвертная эмульсия загустевает и структурируется, снижая тем самым фазовую проницаемость по воде. С другой стороны, в контакте с нефтью эмульсия еще более разжижается и не препятствует фильтрации нефти. Эмульсия обладает тиксотропными свойствами – дополнительно загустевает после закачки в пласт (через 15-20 часов вязкость эмульсии увеличивается в 5-8 раз). 96 Технология «Кварц»-модифицированный дисперсный кремнезем (МДК) • МДК обладает следующими свойствами: - не смачивается водой и водными растворами, включая растворы соляной кислоты, но хорошо смачивается и распределяется в углеводородных жидкостях, - при контакте суспензии МДК в углевородных растворителях с водной фазой и последующем их перемешивании образуются обратные эмульсии, - порометрическими исследованиями установлено, что индивидуальные частицы реагента МДК характеризуются значительно более низкими размерами, чем размеры поровых каналов, что предопределяет возможность их проникновения в пласт и «высаживание» на поверхности пор при фильтрации. 97 • ОПЗ добывающих скважин МДК Обработка порового пространства 1% суспензией МДК приводит к снижению фазовых проницаемостей для воды и нефти во всем диапазоне изменения соотношений нефть вода, т.е. имеет место кольматация порового пространства частицами МДК. Однако обработка порового пространства суспензиями МДК в большей степени увеличивает сопротивление для продвижения воды, чем для нефти. Технология позволяет интенсифицировать добычу нефти за счет адсорбции тонкодисперсных систем с гидрофобными свойствами на стенках поровых каналов, изменить фазовые проницаемости нефти и воды, ограничить водоприток, снизить гидродинамическое сопротивление при фильтрации углеводородов. 98 • Важнейшие свойства продукта МДК и закачиваемой на его основе суспензии, определяющие технологическую применимость для стимуляции ПЗП следующие: - малая вязкость рабочих растворов, позволяющая закачать их в пласт на необходимую глубину, - высокая термостойкость и стойкость к биоразложению в условиях пласта, - нетоксичность, экологическая безопасность и отсутствие коррозионной активности закачиваемой в скважину углеводородной суспензии, - доступность и дешевизна применяемых для приготовления суспензии углеводородных носителей. 99 Технология глубоконаправленной солянокислотной обработки карбонатных пластов с применением Методом каппилярного впитывания установлено: - присутствие в поровом пространстве карбонатов МДК приводит к существенной гидрофобизации порового пространства карбонатного пласта, - концентрация МДК 1,0%масс, приводит к резкому уве – личению косинуса краевого угла смачивания карбонатной породы (более чем в 800 раз). Увеличение продуктивности призабойной зоны нефтесодержащего карбонатного пласта достигается за счет не только восстановления природных коллекторских свойств пласта, а главное за счет создания новой пористой структуры в карбонатном пласте путем растворения кислотой карбонатных соединений. МДК 100 • ОПЗ добывающей скважины осуществляют последовательно в несколько этапов тонкодисперсным водо- и кислоотталкивающим гидрофобным материалом и кислотой для обеспечения глубокого проникновения ее в карбонатный пласт и образования в нем пористой структуры. вдо величин, обеспечивающих предотвращение проникновения закачиваемой кислоты к зоне ВНК и прорыва пластовой воды к забою скважины. 101 Технологии, повышающие коэффициент нефтевытеснения 102 103 Вытеснение нефти водными растворами ПАВ • Для повышения нефтеотдачи применяются водорастворимые и маслорастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ используются на ранней стадии разработки, маслорастримые – на поздней. Применение водорастворимых ПАВ Сущность метода заводнения с применением водорастворимых НПАВ заключается в повышении нефтевытесняющих свойств воды и активации капиллярных и диффузионных процессов вытеснения за счет снижения межфазного натяжения нефти на контакте с закачиваемлй водой и уменьшения краевых углов смачивания. 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 от 18 до 27 град. 105 • При вытеснении нефти растворами ПАВ (оптимальная концентрация 0,05-0,1%), ПАВ могут диффундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, от чего изменяются реологические свойства нефти. После контакта нефти с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномальной вязкости. Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта – нефтеотдача растет. Таким образом, ПАВ используемые для улучшение нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей. 106 • Применение ПАВ способствует частичному отмыву пленочной нефти, гидрофобизации породы, снижению набухаемости глинистых минералов, ускорению капиллярной пропитки, увеличению фазовой проницаемости для нефти Лабораторные исследования ТатНИПИнефть показали, что на 5-8,3% при первичном вытеснении, при вытеснении из частично заводненных пористых сред абсолютный прирост Квыт составляет 2,22,7%, а для отмыва остаточной нефти из обводненных пористых сред это увеличение составляет лишь 0,5-1%. Под первичным вытеснением нефти водой понимается вытеснение нефти из малообводненных (до 70%) участков залежи. Вытеснение нефти из частично заводненных пластов подразумевается вытеснение из участков залежи, продукция скважин которых обводнена на 70-90%. Под доотмывом остаточной нефти из заводненных пластов понимается вытеснение нефти из участков залежи, продукция скважин которых обводнена на 90-95% и выше. 107 • Закачка водорастворимых ПАВ может производиться по двум технологиям: - долговременного дозирования – закачка 0,05%-ного раствора ПАВ путем дозирования специальными насосами, - разовой закачки концентрированных 5-10% растворов ПАВ. По модельным исследованиям, применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти значительно интенсифицирует процесс, максимальный прирост Квыт равный 8,3% достигается при закачке 2-2,5 поровых объемов растворов ПАВ. При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ ото параметр равняется 5% при закачке 4-рех поровых объемов жидкости вытеснения. 108 Закачка водорастворимых ПАВ рекомендуется для: - первичного вытеснения нефти из слабопроницаемых терригенных коллекторов, - вытеснения нефти из частично заводненных пластов. Недостатком метода является высокая адсорбция ПАВ на породе, слабая биоразлагаемость, высокая чувствительность к качеству воды (содержанию кислорода, микроорганизмов и химических примесей). Перспектива дальнейшего применения ПАВ связана со следующими направлениями: - ОПЗ нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пласта воздействием, - нагнетание слабоконцентрированных (0,05-0,5%) и высоконцентрированных (1-5%) для освоения плотных глинистых коллекторов. 109 • Применение маслорастворимых НПАВ Действие водной дисперсии маслорастворимых ПАВ заключается в следующем – приготовленная на поверхности водная дисперсия с концентрацией до 10% может быть представлена как микроэмульсия прямого типа. ПАВ выполняет в исходной дисперсии двойную функцию – как дисперсная фаза и как стабилизатор прямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированием структурных связей. Механизм действия водной дисперсии следующий – дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенно адаптируруется 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. 110 • Этот процесс ведет к формированию микроэмульсионной оторочки с низким содержанием нефти и хорошей нефтевытесняющей способностью. Вязкость этой эмульсии близка к вязкости нефти и меняется с включением в свой состав нефти или воды. При увеличении содержания нефти свыше 10-15% эта эмульсия преобразуется в вязую эмульсию обратного типа (до геля). В динамических условиях эта эмульсия с набором нефти теряет вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее растет до 10-20 кратного разбавления. Т.о., метод может быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти. Маслорастворимые НПАВ рекомендуется для повышения нефтеотдачи частично заводненных пластов при высокой степени обводненности залежи (80-90%). 111 Композиции на основе маслорастворимых НПАВ • Способ обработки нагнетательных скважин для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов реагентами СНПХ-9630 или СНПХ-9633, которые представляют собой смеси ПАВ различных типов и углеводородных растворителей. СНПХ-9630 (9633) при контакте с водой определенного состава как в свободном объеме, так и в пористой среде быстро образуют гелеобразные «твердоподобные» эмульсустойчивы к размыванию и разрушаются под действием нефти, композиции обладают гидрофобизирующим действием, высокой растворяющей способностью по отношению к асфальтосмолопарафиновым образованиям. 112 • Созданы терморегулируемые нефтевытесняющие композиции «Термос» на основе смеси НПАВ, в которой одним из механизмов отмыва остаточной нефти используется эффект солюбилизации – явление самопроизвольного коллоидного растворения в водном мицеллярном растворе ПАВ (выше критической концентрации минералообразования-ККМ) нерастворимых в воде углеводородов с образованием термодинамически стабильного раствора. Нефтевытесняющая композиция «Термос» представляет собой водную мицеллярную дисперсию с оптимальным соотно – шением разных компонентов (ПАВ,С-ПАВ, масла, воды) для данной системы, в заданном интервале температур, обеспечивающую максимум солюбилизации углеводорода и низкое межфазное натяжение на границах с нефтью. 113 Применение оторочки смачивателя • Метод основан на улучшении нефтевымывающих свойств вытесняющего нефть водного раствора. Раствор смачивателя обладает высокой смачивающей способностью, небольшая добавка которого в закачиваемую воду приводит к существенному увеличению косинуса угла смачивания (1% добавка смачивателя увеличивает кос. в 1,5 раза). Раствор смачивателя обладает также поверхностной активностью по отношению к нефти (при концентрации смачивателя в растворе 8-16% относительное межфазное натяжение на границе с неполярным керосином составляет 0,8, тогда как на границе с девонской нефтью-0,1). Обе причины приводят к снижению адгезии нефти в присутствии смачивателя, что повышает степень отмыва нефти. 114 • При химическом взаимодействии смачивателя с ионами кальция и магния, содержащимися в пластовой воде, в зоне вытеснения образуется суспензия малорастворимых солей кальция и магния. Вследствие этого увеличивается локальная эффективная вязкость вытесняющего нефть раствора смачивателя, что влечет за собой повышение охвата пласта воздействием. Применение смачивателя по сравнению с обычным за – воднением характеризуется на 20% большей продолжительностью безводного периода, в полтора раза более высокой безводной нефтеотдачей и на 20% более высокими темпами отбора нефти. В основном метод может применяться для первичного вытеснения. 115 116 Технологии комплексного воздействия на пласт • Технологии комплексного воздействия на пласты в основе имеют сложный механизм воздействия на минералы скелета пласта и содержащиеся в нем флюиды или же они состоят из композиций различных реагентов, оказывающих воздействие как на повышение охвата пластов заводнением, так и на степень нефтевытеснения. Причем реальное воздействие на увеличение коэффициента вытеснения незначительно. Причина в незначительной мощности применяемых составов на отрыв пленочной нефти в реальных пластах при практически малых объемах реагента. Особенно это отмечается в водном периоде разработки. Поэтому можно считать, что данные методы в основном работают на охват пласта вытеснением. 117 118 Совместное применение ПАА и НПАВ • Механизм увеличения нефтеотдачи заключается в том, что макромолекулы ПАА, являясь полиэлетролитами, набухают в воде, образуя малоподвижную гидратную оболочку, что вызывает значительное уменьшение подвижности фильтрующегося раствора даже при незначительной концентрации полимера. Поскольку ПАА не взаимодействует 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 воздействием 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. 119 • Растворы НПАВ уменьшают фазовую проницаемость для воды и улучшают смачиваемость породы вытесняющей водой, уменьшают адсорбцию 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. 120 Вытеснение нефти щелочными растворами и композициями на их основе • Метод основан на взаимодействие щелочи с кислотными компонентами нефти. В механизме щелочного заводнения выделяются следующие факторы: - снижение силы межфазного натяжения, - изменение смачиваемости в системе «нефть-порода-вода, - эмульгирование нефти. Прямой показатель, определяющий эффективность метода щелочного заводнения, снижение поверхностного натяжения на границе нефть и раствора щелочи. Щелочной раствор способствует уменьшению поверхностного натяжения для нефтей в 2,5-18 раз по сравнению с водой. При щелочном заводнении может образоваться эмульсия в пласте за счет снижения межфазного натяжения. Образование эмульсии позволяет выравнивать вязкости вытесняющего и вытесняемого агентов и способствует повышению охвата пласта заводнением. 121 Закачка щелочей, ПАВ и полимеров • Технология заключается в последовательной закачке в нагнетательную скважину растворов смеси щелочного ПАВ и раствора полимера с последующим переходом на нагнетание воды. По данным лабораторных исследований с использованием щелочных растворов NaOH и NaCO3, ПАВ АФ-12 и помера PDS-1030 прирост коэффициента вытеснения по сравнению с обычным заводнением составил 6-12%, а удельный технологический эффект 100-115т дополнительной нефти на одну тонну смеси реагентов. 122 123 Заводнение ЩПСК с алюмохлоридом • Технология включает в себя последовательную закачку оторочек щелочного стока производства капролактама (ЩПСК) и 5-25% раствора алюмохлорида в обхемном соотношении 1:(0,05-0,5). Для того, чтобы алюминий в закачиваемой воде находился в ионной форме, величина рН должна быть меньше 4. При продвижении исходных компонентов по пласту происходит ограничение проводимости промытых зон посредством образования в пористой среде осадка в виде различных коагуляционных структур, представленных гидролизованными в воде солями алюминия, обладающих высокими адсорбционными свойствами. Коллоидные частицы загрязнений, имеющихся в закачиваемой воде, сталкиваясь с хлопьями гидролизованных солей, прилипают к ним и образуют гель-дисперсную среду. 124 Силикатно-щелочное заводнение • Силикатно-щелочное заводнение основано на внутрипластовом осадкообразовании в обводненных пропластках неоднородного пласта за счет химической реакции закачиваемого СЩР с солями кальция и магния, содержащихся в закачиваемой и пластовой водах. При наличии в вытесняющей сточной воде Ca2 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 и более раз), а осадки гидроокисей Mg и Ca снижают проницаемость лишь в 1,5-2 раза. В зависимости от условий месторождений, варианты СЩЗ могут различаться применяемыми реагентами и их соотношением. 125 • Основная модификация СЩЗ включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, ПАА). Оторочки реагентов закачиваются в следующей последовательности: - сточная минерализованная вода, - разделительная оторочка пресной воды, - оторочка раствора гидрооксида натрия и жидкого стекла, - разделительная оторочка пресной воды, - сточная минерализованная вода. Рекомендуется для месторождений с «легкой нефтью» с маловязкой нефтью использовать мягкие составы, содержащих в основном щелочи, для месторождений с повышенной вязкостью использовать составы с повышенным содержанием силиката натрия. 126 Щелочно-полимерные композиции • Технология предназначена для селективного ограничения фильтрации воды в промытых зонах на основе щелочей – закачка аммиачных и щелочно-полимерных растворов, щелочной дистилярной жидкости, различных щелочных отходов. Механизм извлечения остаточной нефти достигается путем увеличения охвата пластов заводнением, снижения проницаемости промытых зон за счет образования упругих гидрофобных дисперсных систем при взаимодействии ЩПР с высокоминерализованными пластовыми водами и изменений направлений фильтрационных потоков. Подобно СЩВ данный способ основан на внутрипластовом образовании упругих дисперсных фаз на путях фильтрации пластовой воды за счет ее взаимодействия с микрооторочками закачиваемых в пласт ЩПР. 127 • Концентрированные растворы щелочей обладают высокой способностью подавления набухаемости глин, содержащихся в песчаниках, и разрушения тяжелых компонентов нефти, различных оксидных пленок. Это приводит к гидрофилизации породы, что улучшает процесс закачивания через нагнетательную скважину. Данная технология является разновидностью метода регулирования проницаемости обводненных и промытых зон пласта осадкообразующими реагентами для обработки ПЗП и отличается от СЩЗ небольшими объемами разделительных оторочек пресной воды, отсутствием жидкого стекла в растворе. Жидкий гидрооксид натрия закачива – ся практически без разбавления. Смешение сточной воды и раствора реагентов начинается в ПЗП и распространяется на меньшую глубину пласта по сравнению с СЩЗ. 128 • Воздействие на ПЗП проводят путем закачивания в нагнетательную скважину микрооторочек пресной воды и товарной формы щелочи (аммиака) и композиции с водорастворимыми полимерами в следующей последовательности - микрооторочка пресной воды, - оторочка раствора щелочи с полимером, - микрооторочка пресной воды, - сточная минерализованная вода (ППД). Применение технологии наиболее эффективно на высокоприемистых очаговых нагнетательных скважинах, воздействующие на терригенные пласты с высокоминерализованными водами хлоркальциевого типа с нефтями повышенной вязкости (до 50 мПА*с), находящихся на поздней стадии разработки и имеющих несколько пропластков с различной приемистостью в высокообводненных пластах. 129 Закачка промышленных отходов серной кислоты и продуктов на ее основе • В основе метода лежит комплексный механизм воздействия на минералы скелета пласта и содержащиеся в нем флюиды. Механизм воздействия следующий. 1. Известно, что концентрированная серная кислота реагирует с ароматическими и предельными (парафиновыми) углеводородами нефти, содержащими третичный атом углерода. В результате данной химической реакции получаются алкиралилсульфокислоты и алкилсульфокислоты. Наряду с этим взаимодействие серной кислоты с нефтью сопровождается образованием кислых эфиров, сульфонов асфальтеновых кислот, асфальто-оксониевых соединений,карбонов,карбенов и др. Из всех продуктов реакции серной кислоты с нефтью наибольшее влияние на улучшение нефтеотмывающих свойств закачиваемой в пласт воды оказывают сульфокислоты, которые являются анионоактивными ПАВ. 130 • 2. При химическом взаимодействии сульфат иона или сульфогруппы с солями кальция образуются малорастворимые сульфаты и сульфонаты кальция. Кристаллы этих солей частично закупоривают поры, промытые водой, увеличивая тем самым локальную эффективную вязкость вытесняющей воды и направляя ее в поры, заполненные нефтью. Это приводит к повышению макро- и микроохвата пласта вытеснением. Расчеты показывают, что при содержании связанной воды в пласте, равном 15% к объему пор, одна треть всего количества ионов кальция погребенной воды будет связана в гипс, а при 10%-около половины. При закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве 0,3вес. к объему пор и содержанию сульфатов в нагнетаемой воде 150мг/л, при общей закачке воды в количестве одного порового объема пласта содержание сульфатов в нем увеличивается в 20 раз. 131 • 3. При смешении концентрированной серной кислоты с водой выделяется тепло, обусловленное теплотой разбавления, а при смешении порций серной кислоты различной конценрации выделяется теплота смешения. В процессе закачки серной кислоты в продуктивный нефтяной пласт кислота будет разбавляться погребенной водой, особенно закачиваемой вслед за кислотой поверхностной водой с выделением значительного количества тепла. Расчеты показывают, что при бесконечном разбавлении 1т кислоты 93% концентрации выделяется около 150 тыс.ккал. тепла. Максимальное повышение температуры, равное 100С, достигается при разбавлении кислоты до 65% концентрации, при этом выделяется около 80 тыс.ккал.тепла. 132 • При закачке серной кислоты для целей ПНП неизбежно взаимодействие ее с карбонатными составляющими породы пласта и, следовательно изменение проницаемости терригенных пород. Лабораторные исследования показали, что серная кислота увеличивает проницаемость в среднем на 25%. Увеличение проницаемости ПЗП, наряду с выпадением гипса в глубине пласта, приводит к перераспределению градиентов давления в сторону их увеличения в зоне и на фронте вытеснения. 133 • 5. При взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими скелета пласта в качестве продуктов реакции образуется углекислота. При этом каждая тонна закаченной в пласт концентрированной серной кислоты дает примерно 400кг углекислого газа. Отсюда можно определить, что при закачке 0,3% вес.к объему пор серной кислоты должна получаться оторочка размером 3% к объему пор 4%-ного раствора углекислоты – карбонизированной воды, которая обладает повышенными нефтевымывающими свойствами. Кроме того, смолистые компоненты нефти, коллоидно растворяются в серной кислоте, а также в воде в присутствии сульфокислот. Все это способствует более полному извлечению нефти из пласта. 134 • Таким образом, при закачке серной кислоты: - в пласте образуется ПАВ, влияющий на повышение коэффициент вытеснения, - резко меняется гидрохимическое состояние пласта, что ведет к повышению охвата пласта воздействием, - меняется температурный режим в пласте, ведущий к улучшению вытесняющей способности воды (растворяютются тяжелые фракции нефти-асфальтены, смолы), - увеличивается проницаемость ПЗП, происходит перераспределение градиентов давления, - образование карбонизированной воды ведет к увеличению нефтевымывающих свойств вытесняющего агента. 135 136 137 Закачка больших объемов оторочки соляной кислоты • В основе метода лежит реакция взаимодействия соляной кислоты с карбонатными породами, при которой на одну тонну закаченной кислоты выделяется 72кг двуокиси углерода, 35 тыс.ккал тепла и улучшается проницаемость и пористость пласта. Реакции взаимодействия соляной кислоты с основными разностями карбонатного коллектора следующие: CaCO3 + 2HCL = CaCL2 + H2O + CO2 CaMg(CO3)2 + 4HCL = CaCL2 + MgCL2 + 2H2O + 2CO2 Продукты реакции соляной кислоты с карбонатами растворимы в нейтральной среде. Необходимое количество кислоты расчитывается с учетом концентрации используемой кислоты и объема необходимой оторочки. 138 • При закачке соляной кислоты возможен ее уход в водоносную часть пласта. С целью предотвращения этого рекомендуется закачку соляной кислоты проводить при низких значениях давления нагнетания (устьевое давление 3-5мПа, что соответствует закачке 12% концентрации кислоты). Гравитационные силы будут способствовать образованию оторочки в области водонефтяного контакта. Следующую порцию кислоты с более высокой концент – рацией можно закачивать более интенсивно. Процесс вытеснения будет происходить также за счет подъема оторочки карбонизированной воды с подошвы пласта. Лабораторные исследования, проведенные «БашНИПИнефть», показывают, что коэффициент вытеснения нефти карбонизированной водой повышается на 10-15%. 139 Физико-химическое воздействие • Комплексное воздействие на продуктивный пласт можно добиться сочетанием различных по оказываемому эффекту химреагентов. Сущность данной технологии заключается в возможности создания в пласте значительных колебаний давления путем закачки в пласт оторочек реагентов с различной вязкостью и нефтевымывающих способностью. При реализации рассматриваемого метода закачивается четыре разновидности химреагентов: нефтевымывающий раствор (НВР), загущенный раствор слабой концентрации, базовый для залежи рабочий агент (пресная или сточная вода) и загущенный полимерами раствор повышенной концентрации и вязкости. 140 • В пласт через нагнетательную скважину подается расчетное количество агентов с достаточно высокими нефтеВымывающими свойствами (ПАВ, углеводородные растворители и др.). Они продавливаются в пласт на некоторое расстояние от нагнетательной скважины в зону повышенного нефтенасыщения слабопроницаемого участка. Транспортировка НВР к объекту воздействия производится при стационарном режиме закачки. Затем в пласт подается загущенный раствор слабой концентрации. Вязкость раствора имеет промежуточное значение между вязкостью воды и последующей порцией полимерного раствора. При этом в пласте формируется пониженное пластовое давление. Повышение давления в пласте осуществляется закачкой жидкости пониженной вязкости-воды. В это время закаченная ранее порция НВР, воздействуя на слабопроницаемую зону, усиливает вытеснение из нее нефти 141 • Закачка в пласт порции загущенного раствора повышенной вязкости при постоянном расходе и забойном давлении обеспечивает резкое снижение пластового давлении обеспечивает резкое снижение пластового давления, в первую очередь в высокопроницаемой промытой зоне, нефть при этом устремляется из низкопроницаемой зоны в высокопроницаемую и далее транспортируется к добывающим скважинам. Циклы чередующей закачки растворов с различной вязкостью повторяются, образуя непрерывный физико-химический циклический процесс вытеснения. 142 Мицеллярно-полимерное заводнение • Мицеллярные растворы представляют собой мелкодисперсные эмульсии воды в растворах водо- и маслорастворимых ПАВ и содетергентов в улеводородной жидкости. Эти растворы прозрачны в проходящем свете и стабильны при пластовых температурах. Основными компонентами углеводородных мицеллярных растворов являются ПАВнефтяные сульфонаты. Кроме того в состав входят углеводородная жидкость (легкие и тяжелые фракции, изопропанол или оксиэтиллированные низшие спирты и вода. Нефтевытесняющая способность мицеллярных растворов объясняется крайне низкими значениями их поверхностного натяжения на контакте как с нефтью, так и с водой. При их продвижении по продуктивному пласту происходит близкое к поршнеобразному вытеснение нефти и воды. 143 • По лабораторным исследованиям, вытесняемые мицеллярной оторочкой нефть и вода движутся впереди нее, образуя водонефтяной вал, характерная особенность которого-постоянство значения нефтенасыщенности по его длине. Это значение определяется свойствами вытесняемых жидкостей, коллектора и мицеллярного раствора и не зависит от исходной нефтенасыщенности. После выхода водонефтяного вала из пласта отмечается практически полное вытеснение первоначально насыщавших пласт нефти и воды из охваченной зоны. Чтобы вытеснение водонефтяного вала было устойчивым, подвижность мицеллярного раствора не должна превышать суммарную подвижность нефти и воды. Для обеспечения стабильного продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту вслед за ней закачивается оторочка водного раствора полимера (подвижность полимерного раствора не должна быть выше подвижности мицеллярной оторочки). 144 • Существующие мицеллярные растворы успешно применяются только в песчаниках и неэффективны в карбонатных пластах. Пласты не должны обладать высокой неоднородностью и особенно трещиноватостью. Неоднородность и трещиноватость пластов приводят к неравномерномерному продвижению оторочки раствора и буферной жидкости и разрыву этих оторочек водой (средняя проницаемость пластов не более 0,05мкм2). Содержание солей Ca и Mg желательно минимальное т.к. большое содержание солей в пластовой воде способствует насыщению раст ров солями и снижению их устойчивости, обращению фаз. 145 Системная технология воздействия на пласт • Системная технология – порядок проведения работ по ПНП и стимуляции скважин всеми имеющимися методами, включая гидродинамические. Работы на объектах разработки проводятся адресно, регулярно, массированно, по определенной системе. Это дает синэргетический эффект и является основой рациональной разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, начиная с начальной стадии освоения, а высокопродуктивных в водном периоде эксплуатации. Сущность системной технологии состоит в следующем. Нефтяное месторождение делится на характерные участки с учетом зональной и слоистой неоднородности, а также систем размещения скважин (отдельные блоки, участки залежи между рядами нагнетательных скважин или контуром нефтеносности, отделенные от других нейтральными линиями тока, экранами, выклиниванием и т.д.). 146 • Применение системной технологии при разработке нефтяных месторождений предусматривает ОПЗ практически одновременно как в нагнетательных, так и добывающих скважин в пределах каждого характерного участка месторождения. Это означает, что все скважины того или иного участка должны быть обработаны в течение как можно меньшего времени, не превышающего 2-3месяца. Реализация такого условия позволит получить наибольший технологический эффект по суммарному приросту объемов как закачки, так и добычи нефти из скважин рассматриваемого участка. Важным условием получения максимального эффекта от применения системной технологии является сохранение равенства объемов закачки и отбора. Т.е увеличение общего объема закачки за счет ОПЗ на линии нагнетания должно быть обеспечено приращением отбора жидкости из добывающих скважин, и наоборот. 147 • Для достижения долговременного эффекта системная технология предусматривает проведение периодической повторной и одновременной обработки нагнетательных и добывающих скважин каждого из участков. Время, через которое необходимо вновь повторять обработку всех скважин на том или ином конкретном участке, определяется по результатам практических испытаний технологии. Проведение системной технологии ОПЗ в слоисто-неодродных пластах будет наиболее эффективно, если она направлена на увеличение охвата отдельных пропластков при последующем заводнении. Выравнивание профилей приемистости и отдачи по толщине пласта достигается проведением ОПЗ дифференцированно по разрезу посред ством установки пакера или цементированием и последущим раздельным вскрытием пропластков. 148 • Другим важным инструментом по увеличению охвата пластов и отдельных пропластков воздействим водой или другим агентом служит проведение изоляционных работ. Мероприятия по изоляции высокопроницаемых прослоев или пластов, предназначенные для выравнивания профилей приемистости нагнетательных и отдачи добывающих скважин, реализуются до проведения работ по ОПЗ. При составлении программы для системной обработки пласта в первую очередь следует предусмотреть комплексную обработку нагнетательных скважин и тех добывающих, относящихся к соответствующих нагнетательным, между которыми ухудшена гидродинамическая связь. Для второго комплекса системной обработки пласта должны подбираться в основном скважины, обработка которых позволит дополнительно изменить направление фильтрационных потоков по площади. 149 150 151 • Третий комплекс системной обработки включает в себя целенаправленные мероприятия, приводящие не только к площадному изменению фильтрационных потоков, но и по объему пласта. Это производиться путем подключения или отключения отдельных пропластков, увеличения их приемистости или отдачи, разделения объемов. Последовательность выполнения перечисленных комплексов системной технологии устанавливается индивидуально для каждого конкретного случая. 152
