Организация процесса разработки залежей нефти при заводнении. Учебное пособие

В качестве пористой среды использовался кварц и кальцит в водных растворах ПАВ с гидрофобизатором ГКЖ-94 и стабилизатором КМЦ-600. Было установлено, что наибольшая отрывающая сила пузырька воздуха от поверхности кальцита потребовалась при 0,0001 %- ной концентрации пенообразователя; отрывающая сила снижается с увеличением концентрации ПАВ в растворе. При добавлении к раствору пенообразователя стабилизатора КМЦ и гидрофобизатора отрывающая сила возрастает. Так, отрывающая сила возрастает более чем в пять раз при гидрофобизации кальцита в растворе ГКЖ-94 в неполярном керосине. Природная гидрофильность поверхности кварца обуславливает проявление весьма малой отрывающей силы. Несмотря на внесение 1 %-ного КМЦ в водный раствор, отрывающая сила возрастает только в 1,5 раза по сравнению с раствором без КМЦ.

Проводившиеся исследования позволили установить, что прочность прилипания пузырьков воздуха к поверхности породы зависит от времени контакта пузырька с поверхностью породы, концентрации ПАВ, гидрофобизации поверхности и наличия стабилизации. Регулирование процесса фильтрации воды пеной зависит от объема пены, ее компонентного состава, типа, концентрации ПАВ и стабилизатора технологического режима, а также других мероприятий. Объем закачиваемой пены определяется индивидуально для каждого объекта исходя из его характеристик. При планировании эксперимента необходимо учитывать толщину вскрытой части пласта, проницаемость призабойной зоны, пластовое давление, наличие трещин и т.д.

С учетом результатов экспериментальных работ были определены объемы закачиваемой в пласт пены в зависимости от вскрытой толщины продуктивного пласта. При толщине пласта менее 10 м объем раствора ПАВ составлял 10÷20 м³; менее 50 м – 40÷50 м³; менее 100 м – 50÷60 м³.Степень аэрации в пластовых условиях составляла 1,5÷5. Пену готовили как на поверхности, так и в пласте. Аэратор позволяет максимально диспергировать пузырьки воздуха. Конструкция аэратора представляет конструкцию «труба в трубе». Наружная труба диаметром 4" и длиной 4 м, а внутренняя перфорированная – диаметром 2" и дли-

31

ной 2,7 м, с заглушкой на торце. Жидкость поступает в наружную трубу, а воздух – во внутреннюю. Число отверстий в аэраторе зависит от пропускной способности, давления компрессора, количества воздуха. Только многократная последовательная закачка водного раствора ПАВ и воздуха обеспечивает образование пены в пласте. В соответствии с технологией после закачки пены в пласт скважину оставляют в покое на 48 часов с последующим освоением.

На промыслах НГДУ «Чекмагушнефть» проводились работы по регулированию продвижения пластовых вод с применением двухфазных пен. Пену получали с использованием технической воды, ПАВ (ДС-РАС) и стабилизатора КМЦ. Концентрация пенообразователя составляла 2÷3 %, а стабилизатора – 0,5÷1,0 %. Высокая концентрация пенообразователя принималась с учетом возможности смешивания раствора ПАВ с пластовой водой и адсорбцией его на поверхности породы и труб. Степень аэрации составляла 1,5÷2. Использовались три компрессора с расходом жидкости 2-3 л/сек. В скважинах, выбранных для обработки, проводились замеры дебитов жидкости, нефти и обводненности продукции. В скважинах Яркеевской, Кре- щенно-Булякской и Игметовской площадей, представленных трехпластовой залежью сводового типа, сложенной песчаниками с проницаемостью от 60 мкм² до 1,5 м² и пористостью 17÷27 %, отмечено сходное геологическое строение. Средняя глубина залегания продуктивных пластов 1340 м, пластовое давление – 10,9 МПа. Эффективная толщина пластов от 5 до 14 м, в среднем 8 м. Все три пласта вскрыты общим фильтром и эксплуатируются совместно.

Фонд добывающих скважин составляет 300 единиц, из которых 240 работали с обводненностью от 20 % и выше. Причиной обводненности являлось подтягивание контурной и подошвенной воды, а также прорыв закачиваемой воды. Регулирование продвижения пластовых вод пеной способствовало снижению обводненности в среднем на 30 %, увеличению дебитов нефти в среднем в 1,5 раза при продолжительности эффекта 6 месяцев. Повышение эффективности регулирования продвижения пластовых вод зависит от устойчивости

32

пены и соблюдения технологии ее закачки в пласт. Совершенствование технологий регулирования движения воды пенами направлено на снижение притока воды в добывающие скважины и увеличение охвата пласта воздействием рабочего агента.

Основной задачей на перспективный период следует считать разработку рецептур высокоустойчивых двухфазных и трехфазных пен.

5.2. ПРИЧИНЫ И УСЛОВИЯ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ РАЗРУШЕНИЮ ПЕНЫ

Для образования устойчивой газожидкостной пены применяют ПАВы, снижающие подвижность газообразной фазы. Пены могут использоваться в качестве агентов, регулирующих подвижность в смешивающихся заводнениях и при обработках скважин. Пены представляют собой дисперсии газовых пузырьков в жидкости.

Такие дисперсии, как правило, нестойкие и быстро разрушаются за короткий промежуток времени. Но при добавлении в жидкость ПАВ стабильность их значительно возрастает, как и длительность существования. Наиболее целесообразно, чтобы при использовании водных растворов пен применяемые ПАВы имели небольшой молекулярный вес для повышения растворимости в воде.

Отрицательными свойствами ПАВ в данном случае являются высокая чувствительность к температуре, минерализации воды и типу нефти.

Стабильность пены является ее важным показателем. Поверхностные натяжения на границе раздела газа и жидкости представляют собой убывающую функцию адсорбции ПАВ, которая определяется разностью концентраций на поверхности и в объеме.

При утончении пленки площадь ее поверхности увеличивается, как и поверхностное натяжение, а концентрация ПАВ уменьшается.

Увеличение поверхности создает разницу в поверхностном натяжении вдоль границ пленки, а также вызывает необходимость восстановления первоначального положения. Поверхностное натяжение на границах раздела газа и жидкости определяет стойкость пены. Низкие

33

значения поверхностного натяжения считаются неблагоприятным показателем даже при применении лучших пенообразующих ПАВ. Однако значение их поверхностного натяжения практически не бывает ниже 20 мН/м. Эта величина обеспечивается балансом между силами отталкивания электрического слоя внутри границ пленки и вандерваальсовыми силами притяжения между молекулами в пленке.

В некоторых случаях наблюдается самопроизвольное разрушение пены. Существует несколько причин, способствующих этому процессу. Как правило, распределение пузырьков воздуха в пене неравномерно. Благодаря капиллярным силам у маленьких пузырьков более высокое давление, чем у больших. Эта разность давлений обусловливает разность химических потенциалов, что заставляет газ двигаться через жидкость от маленьких к большим пузырькам. Наибольшие пузырьки исчезают, а пленки вокруг крупных пузырьков становятся тонкими. При интенсивной диффузии газа в жидкой среде процесс прогрессирует. В итоге газы, имеющие низкую растворимость в воде (азот), способствуют образованию более стойких пен, чем высокорастворимые (углекислый газ). Следующей причиной утончения пленки является фильтрация жидкости из пленки от внешнего воздействия. На начальной стадии, когда пленки относительно толстые, их границы искривлены равномерно. На поздних стадиях сферическая форма пузырьков газа изменяется, и в местах соединения пленок возникают значительные разности давлений. Между пленкой с относительно высоким давлением и местами контакта, характеризующихся низким давлением, возникает разность давлений, ускоряющая разрушение пленки.

Эти причины самопроизвольного разрушения пен связывают с типом применяемого ПАВ, температурой и рН среды. Анионные ПАВ имеют большую стойкость, чем неионогенные, а жесткость воды сильно влияет на стойкость сульфонатных пен. Высокие температуры снижают стойкость пен, и только введение содтергента ее повышает.

Существуют также внешние факторы, являющиеся причиной разрушения газожидкостной пленки. Прежде всего, это локальное нагревание, затем добавление в жидкость определенных ПАВ со

34

свойствами пеногасителей. Контакт гидрофобной поверхности с пленкой водной пены приводит к ее разрушению. Гидрофильная же поверхность способствует восстановлению пленки.

Пены должны соответствовать также нескольким критериям. Вопервых, это качество, которое может изменяться в зависимости от температуры и давления. Объем газа в пене непостоянный и изменяется за счет его выделения из раствора. Пена считается обезвоженной, если ее качество выше 90 %. В большинстве случаев качество пены высокое и может достигать 97 %. Во-вторых, так называемая текстура пены, или средний размер пузырьков. Диапазон текстур довольно широкий: от коллоидного размера 0,01÷0,1 мм до размера макроэмульсии. Текстурой определяют условия фильтрации пены через проницаемый коллектор. Если диаметр пор значительно больше среднего размера пузырьков, то наблюдается дисперсионное течение пены. Если же средний размер пузырьков больше диаметра пор, то движущаяся пена будет состоять из пленок, разделяющих пузырьки газа. Последний вариант наиболее реалистичен с учетом пен высокого качества. В третьих – наличие диапазона пузырьков по размерам. Нестойкие пены содержат широкий диапазон пузырьков.

Пены активно снижают подвижность газовой фазы при фильтрации в пористой среде. Следует отметить, что подвижность воды значительно ниже подвижности газа. С повышением качества пены ее подвижность уменьшается. От момента начала разрушения пены ее подвижность увеличивается до подвижности газа. Пена способствует уменьшению газопроницаемости коллектора за счет повышения вязкости и уменьшения подвижности потока, движущегося в пористой среде. Однако пена не влияет на относительную проницаемость для воды. Низкая подвижность пены объясняется, во-первых, увеличением насыщенности остаточной газовой фазы, а во вторых, закупоркой сужений пор газовыми пленками. Эффект увеличения газонасыщенности считается наиболее важным фактором на завершающих этапах вытеснения, когда более низкие давления могут привести к выделению газа из раствора. Снижение подвижности пены проявляется в

35

виде увеличения вязкости. Лабораторными экспериментами был установлен псевдопластический тип течения пен, когда кажущаяся вязкость пены уменьшается с увеличением скорости. Таким образом, реологические свойства пен проявляются в виде проявления напряжения сдвига и, как следствие, уплотнения пленки по мере увеличения скорости. Для определения реологических свойств очень важна текстура пены, даже гораздо больше, чем ее качество.

Исследования по повышению устойчивости пен направлены на разработку рецептур с различными добавками в растворы ПАВ. В качестве добавок апробируются водорастворимые полимеры, а также аполярные реагенты. Проводится также исследование по созданию пен на основе графита, кальцита, глин, цементов, полиэтилена и др. Кроме того, композиции из гетерополярных пенообразователей и аполярных реагентов должны повысить устойчивость пен и прочность прилипания пузырьков к поверхности породы

[2,3,37,5,97,98,99].

6. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МИЦЕЛЛЯРНЫХ РАСТВОРОВ ПРИ РАЗРАБОТКАХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Одним из перспективных методов воздействия на пластовую систему считается использование мицеллярных растворов. Как правило, метод, в отличие от других технологий, характеризуется наибольшей величиной нефтеизвлечения. Универсальность метода заключается в возможности его применения не только после обычного заводнения, но и вместо него.

Мицеллярные растворы (МР) представляют собой дисперсные системы – микроэмульсии, или системы, состоящие из воды и углеводородной жидкости (нефти), стабилизированные смесью ПАВ. Эти системы однородны и обладают чрезвычайно низким поверхностным натяжением на границе раздела с водой и нефтью. Благодаря этому свойству коэффициент нефтевытеснения при использовании мицелляр-

36

ных растворов приближается к единице, т.е. из пористой среды в зоне прохождения мицеллярного раствора вытесняется практически вся нефть. Для приготовления мицеллярных растворов в качестве ПАВ используют высокомолекулярные нефтяные сульфонаты и вспомогательные ПАВ – алифатические спирты, оксиэтилированные алифатические спирты и другие органические соединения. Состав компонентов мицеллярных растворов изменяется в широких пределах, а содержание воды в растворах колеблется от 30 до 85 %. В соответствии с этим изменяется и количество углеводородной составляющей.

Перспективы применения МР связаны с использованием новых, более эффективных ПАВ. Это, прежде всего, – водные растворы мицеллообразующих ПАВ, позволяющие получить сверхнизкие межфазные натяжения на границе раздела водного мицеллярного раствора и нефти. Явление растворения в мицеллах ПАВ называется солюбилизацией. В водных мицеллярных растворах растворяются вещества, не растворимые в воде, например бензол, красители, жиры. Способ включения молекул солюбилизата в мицеллы в водных растворах зависит от природы вещества. Неполярные углеводороды, внедряясь в мицеллы, располагаются во внутренних углеводородных ядрах мицелл. Полярные органические вещества (спирты, амины, кислоты) встраиваются между молекулами ПАВ так, чтобы их полярные группы были обращены к воде, а неполярные части молекул ориентированы параллельно углеводородным радикалам ПАВ. Возможен и способ включения солюбилизата в мицеллы, характерный для неионогенных ПАВ. Молекулы солюбилизата, например фенола, не проникают внутрь мицелл, а закрепляются на их поверхности.

Мицеллярные растворы способны растворять вещества, родственные природе ядер мицелл. В водных мицеллярных растворах растворяются не растворимые в воде нефть и нефтепродукты. Это объясняется тем, что внутреннее ядро мицеллы составляют неполярные углеводородные цепи молекул ПАВ.

Низкая концентрация ПАВ в водных мицеллярных растворах, не требующих углеводородной жидкости (нефти) для приготовления,

37

включает их в ряд наиболее перспективных для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов.

Для практического применения важна возможность использования мицеллярных растворов с внешней водной фазой, которые характеризуются меньшим расходом углеводородов. Стабилизация мицеллярных растворов (МР), содержащих 40÷90 % воды, заключается в регулировании их вязкости. Снижение поверхностного натяжения до значений менее 0,1 мДж/м на границах «МР – вода» и «МР – нефть» позволяет применять МР в виде оторочки при мицеллярнополимерном заводнении.

Высокомолекулярными компонентами МР являются алкилароматические сульфонаты на основе ароматических углеводородов, масляных фракций нефти и синтетических алкилбензолов. Содетергентами – оксиэтилированные спирты и алкилфенолы, а также изопропиловый спирт.

Увеличение содержания воды в МР повышает вязкость раствора. При содержании в растворе воды, равном 45 %, достигается максимум вязкости, происходит инверсия фаз, внешней фазой становится вода, а затем вязкость раствора снижается по мере увеличения содержания воды. Независимо от типа применяемых ПАВ мицеллярные растворы, содержащие более 80 % воды, обладают малой вязкостью – более 5–7 мПа·с. Однако если исходный мицеллярный раствор водный (воды 90-95 %), то добавление к нему нефти увеличивает вязкость в десять раз. Растворимость нефти в водном мицеллярном растворе можно также повысить за счет увеличения содержания в нем кальция или магния. Для увеличения вязкости применяется также раствор полиакриламида (ПАА). Добавка ПАА к закачиваемой воде повышает ее вязкость и уменьшает вязкость пластовой нефти. Это повышает устойчивость фронта вытеснения, способствует улучшению вытеснения и более полному вовлечению залежи в разработку.

Технология заводнения МР с раствором ПАА рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти (10-50 мПа·с). Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных

38

скважин вследствие повышения вязкости раствора, технологию целесообразно применять при высокой проницаемости пород (более 0,1 мкм2). В этом случае наиболее подходят залежи с относительно однородным строением пластов.

При фильтрации раствора в пористой среде происходит адсорбция полимера. Интенсивность этого процесса особенно велика при движении первой порции раствора и значительной обводненности пласта. Считается, что наиболее эффективно применение технологии на залежах с низкой водонасыщенностью пластов. Из-за потерь полимерами при высокой температуре способности загущать воду технологию целесообразно применять при температуре не выше 70-90 ° С.

Водные МР более эффективны по сравнению с углеводородными за счет меньшей стоимости и повышенной полноты вытеснения. Даже при использовании мицеллярно-полимерного заводнения воздействию подвергаются только высокопроницаемые зоны залежи, а низкопроницаемые остаются не охваченными процессом. Поэтому наиболее целесообразно использовать МР с неньютоновскими свойствами.

МР закачивают в виде оторочки величиной до 10 % объема пор пласта. Оторочку МР перемещают оторочкой буферной жидкости – раствором полимера, а последнюю – рабочим агентом – водой. В состав мицеллярного раствора входят: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсию, состоящую из мицелл, молекул воды и углеводородов. Значения вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости должны быть одинаковыми.

Технология предназначается для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения мицеллярных растворов рекомендуется выбирать преимущественно залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа, относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по неоднородному коллектору может нарушаться его структура. Остаточная нефтенасыщенность пласта не ограничивает применения технологии, но вследствие большой стоимости работ по

39

созданию оторочки целесообразно, чтобы она была более 30 %. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа·с, так как при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора, что обусловливает технологические трудности в подготовке и закачке растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора технологию целесообразно применять для объектов, разрабатываемых с внутриконтурной закачкой пресной воды.

В качестве углеводородной составляющей могут применяться различные жидкости – от сжиженного нефтяного газа до сырой нефти. Вода может быть пресной или слабо минерализованной. В качестве стабилизаторов (содтергентов) используют спирты (изопропиловый, бутиловый и др.). Изменением содержания ПАВ, стабилизатора, углеводородов и воды можно приготовить микроэмульсию либо с внешней углеводородной, либо с внешней водной фазой. Количественное содержание и типы компонентов в микроэмульсиях определяют их свойства: фазовое состояние (однофазные и двухфазные), вязкость, плотность, прозрачность и др.

Используются также микроэмульсии на основе аминных мыл олеиновой кислоты в качестве поверхностно-активного вещества. Мицеллярный раствор может содержать полиэтиленполиаминные мыла олеиновой кислоты (ОК) в керосине, стабилизированные изопропиловым спиртом (ИПС). Микроэмульсия, включающая в свой состав полиэтиленполиамины, олеиновую кислоту, изопропиловый спирт (ИПС) и керосин, способна к поглощению воды до 90 мас.%. В состав микроэмульсии вводятся компоненты в следующем соотношении (мас.%): полиэтиленполиамины – 0,83-8,33; олеиновая кислота –

1,67-16,67; изобутиловый спирт – 5,00-50,0; вода – 2,50-25,00; керо-

син – остальное (до 100 %).

Мицеллярные растворы получали смешиванием нескольких компонентов. Полиэтиленполиамины и спирт растворялись в воде, затем добавлялось расчетное количество олеиновой кислоты. Олеиновая кислота и полиэтиленполиамины при перемешивании образовывали аминные соли олеиновой кислоты, неограниченно смешивающиеся с водой. Полученный раствор титровался керосином для получения

40