Заводнение (закачка раствора ПАВ - Сумирол)

Заводнение растворами ПАВ пластов является одним из основных физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Его применение основано на способности ПАВ даже при малых концентрациях снижать соотношение вязкости нефти и воды и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта.

Основное и самое простое свойство ПАВ заключается в загущении воды. При массовом содержании их в растворе 0,01-0,1 % вязкость ее увеличивается до 3-4 мПа-с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкости нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта по проницаемости. В процессе фильтрации водных растворов ПАВ в пористой среде они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому водные растворы ПАВ рационально применять в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью увеличения охвата их заводнением и улучшения полноты вытеснения нефти из пористой среды [12, 13].

Научные и технологические основы применения ПАВ широко исследованы и изложены в трудах многих авторов.

Водный раствор ПАВ обладает свойствами неньютоновских жидкостей: пропускная способность пористой среды для водного раствора ПАВ уменьшается гораздо силь­нее, чем увеличивается его вязкость по сравнению с водой. Это явление характеризуется «фактором сопротивления» К и описывается отношением коэффициента подвижности для воды к коэффициенту подвижности водного раствора ПАВ:

, (2.1.1)

где и , k_{В ,}k_П - соответственно вязкость и проницаемость для растворителя (воды) и ПАВ.

Другой важнейшей характеристикой водного раство­ра ПАВ является «остаточный фактор сопротивления» R_ост, опреде­ляемый как отношение подвижности воды до и после фильт­рации водного раствора ПАВ в пористой среде, т.е.

(2.2.2)

где к_в и к_пв - соответственно коэффициенты проницаемости пористой среды для воды до и после фильтрации водного раствора ПАВ, мкм²; и μ_пв- соответственно вязкости для во­ды до и после фильтрации раствора, мПа*с,

Возникновение «остаточного сопротивления» объясняется адсорбцией НПАВ в пористых средах и проявляется даже после полного вытеснения из них раствора НПАВ.

При концентрациях НПАВ 0,5-1,0% вязкость раствора мало зависит от его минерализации. В качестве примера на рис.2.1 приведен график зависимости вяз­кости раствора от концентрации НПАВ (измерения проведены с помощью стандартных капиллярных вискозиметров и поэтому значения вязкости условные) [12, 13].

1 - в дистиллированной воде при t = 30 ⁰C; 2 - в пластовой воде месторождения Каражанбас при t=30 С (концентрация ионов Na, Ca и Mg 1,40 г на 100 г воды)

Рисунок 2.1 - Зависимость условной вязкости раствора от концентрации

ПАВ (по данным КазНИГРИ)

Эффективность использования ПАВ и композиций на их основе зависит как от геолого-физических характеристик продуктивных пластов и оптимальности технологических решений при закачке растворов, так и от свойств ПАВ и других соответствующих закачиваемых в пласт систем. Существенно влияют на свойства ПАВ в пластовых условиях температура, состав пластовых вод, сдвиговое напряжение, бактериальное воздействие, как правило, приводящие к ухудшению эксплуатационных свойств закачиваемых растворов [14].

Зная проницаемость пропластков неоднородного пласта и определив экспериментально факторы сопротивления, обеспечиваемые в каждом пропластке раствором ПАВ полу­ченной концентрации, можно определить количество ПАВ, необходимое для выравнивания профиля приемистости, по методике В.Г. Оганджанянца [15]:

G_ПАВ = С₀*V_{ПАВ ,} (2.2.3)

Здесь G_ПАВ - количество ПАВ; С₀ - концентрация раствора ПАВ, т/м³; V_ПАВ - объем оторочки раствора ПАВ, необходимой для закачки, м³.

Объем оторочки V_ПАВ определяется из следующего соотношения:

(2.2.4)

где i = 1,2….., n – номера пропластков в порядке возрастания проницаемостей; r_n – радиус (зоны) высокопроницаемого слоя, в пределах которой происходит замещение пласто­вых жидкостей раствором ПАВ, принимается равным толщине пласта, м; R₁, R_n - факторы сопротивления i - го и n - го прослоев соответственно; k_jk_n – проницаемость i - го и n - го слоев соответственно, мкм²; h_i - толщина i - го прослоя, м; m_i - пористость i - го прослоя, доли единицы [16, 17].

Существуют три условных времени начала закачки водного раствора ПАВ:

1) с самого начала разработки месторождения;

2. на поздней стадии разработки месторождения при обводненностипродукции скважин на 95 - 100 %;

3. на промежуточной стадии разработки после прекращения безводного дебита.

Обобщение теоретических, лабораторных и промысловых исследований по применению ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов в нашей стране проведено в работах.

Технологии воздействия на основе ПАВ испытаны и приме­няются в промышленных масштабах на месторождениях Самарской области, республик Башкортостана, Татарстана и Удмуртии, Западной Сибири и других нефтедобывающих ре­гионов страны.

Закачка водных растворов осуществлялась на объек­тах, расположенных в различных нефтегазоносных провинциях. Пласты были представлены терригенными и карбонат­ными коллекторами, различались по проницаемости (0,075 - 0,96 мкм²), вязкости нефти в пластовых условиях (2,1 - 36,0 мПа-с), пластовой температуре (24 - 68 °С). Заводнение применялось на различных стадиях разработки месторождений.

Заводнение на основе ПАВ - один из эффективных методов увеличения конечной нефтеотдачи пластов и ограничения объемов попутно добываемой воды. Область применения его весьма широка.

В зависимости от товарных свойств ПАВ при приемлемых концентрациях вязкость воды может быть увеличена в несколько десятков раз. При закачке в пласт водных растворов ПАВ увеличивается коэффициент охвата залежи воздействием за счет выравнивания вязкости нефти и вытесняющей жидкости. Одновременно происходит некоторое уменьшение средней приемистости нагнетательных скважин из-за повышения вязкости закачиваемой воды. Кроме того, на приемистость скважины оказывает влияние снижение фазовой проницаемости для воды из-за взаимодействия и адсорбции молекул ПАВ на поверхности породы [18, 19] .

Результаты анализа эффективности обычного водного заводнения ПАВ показывают, что область применения его, как и других методов повышения нефтеотдачи пластов, ограничивается обводненностью добываемой жидкости, равной 60-70% и обусловленной, как правило, образованием в продуктивном пласте промытых высокопроницаемых зон. В этих условиях фильтрационное сопротивление пористой среды при обработке ПАВ практически не изменяется. Этим объясняется более эффективное применение водногозаводнения ПАВ на более ранней стадии разработки нефтяных месторождений.

Следует отметить, что с повышением температуры пласта более 70 °С происходят разрушение молекул ПАВ и снижение эффективности его применения для повышения нефтеотдачи пластов. При коэффициенте проницаемости пласта менее0,1 мкм² процесс водного заводнения ПАВ трудно реализуем, так как размеры молекул раствора больше размеров пор и происходит либо его кольматация в призабойной зоне, либо механическое разрушение молекул ПАВ [20].

В условиях повышенной солености пластовых вод и содержания солей кальция и магния водные растворы наиболее доступных ПАВ становятся неустойчивыми, нарушается их структура и пропадает эффект загущения воды, а более устойчивые ПАВ биологического происхождения пока практически недоступны.

2.2 Технология процесса

Водные растворы ПАВ применяются в виде оторочек размером до 40-50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип ПАВ должны выбираться исходя из неоднородности пласта и солевого состава пластовой воды. При перемешивании водных растворов ПАВ с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора и снижение вязкости [21].

Давление для нагнетания водных растворов ПАВ выше, чем при заводнении. Система размещения скважин для ПАВ заводнения может оставаться такой же, как при заводнении, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, темпы отбора нефти. Но вполне логично использование более плотных сеток скважин для ПАВ заводнения, которое может быть только внутриконтурным (рис.2.2).

1 — рабочая емкость для водного раствора ПАВ; 2 — загрузочный люк; 3 — электронагреватели; 4 — электронагреватели в блочной дозирующей установке; 5—дозировочные насосы; 6—запорно-регулирующая арматура; 7—напорный коллектор от КНС (БКНС); 8—основание блочной установки; 9— станция управления; 10—резервная емкость; 11—эстакада для слива водного раствора ПАВ

Рисунок 2.2 -Технологическая схема подготовки закачки водного

раствора ПАВ

Испытания водных растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи проводились на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарии, Казахстане.

Исходя из всех проводимых работ, в качестве средней надежной удельной дополнительной добычи нефти при ПАВ заводнении можно принять 200-300 т на 1т полимера [22, 23].

По этой технологии водный раствор ПАВ закачивается непрерывно в количестве до1-1,1 объема порового пространства нефтенасыщенной части пласта.

2.3 Методы, основанные на комплексном воздействии на залежь 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 [24]. 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 [25, 26].

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 [27].

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 АФ9-12.

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.