Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

Водоизолирующие составы на основе жидкого стекла

При закачке жидкого стекла в пласт происходит выпадение нерастворимого осадка, что снижает проницаемость высокопроницаемых зон пласта. Особенно эффективны они в условиях глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов трещинного, порового и трещинно-порового типа. Особенностью растворов силиката натрия является способность последнего взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и образовывать гелеобразные системы и твердый тампонажный материал. Жидкое стекло коагулирует в обводненной зоне пласта, вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы. В нефтенасыщенных зонах коагуляции жидкого стекла не происходит, так как отсутствует источник ионов кальция и магния.

Для обеспечения возможности закачки в пласт запланированного объема изолирующего состава перед жидким стеклом желательно нагнетать буферную жидкость, представляющую собой водный раствор карбоната натрия. Карбонат натрия, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые соединения, выводит их из пластовой воды, в результате чего нагнетаемое за ним жидкое стекло достигает в нескоагулированном состоянии заданную глубину проникновения в пласт. В процессе выдержки в пласте жидкое стекло коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы. В нефтенасыщенных зонах коагуляции жидкого стекла не происходит, так как отсутствует источник ионов кальция и магния. После пуска скважины в эксплуатацию жидкое стекло удаляется из нефтенасыщенных зон.

Составы на основе солей алюминия

На данный момент в нефтяной промышленности известно несколько вариантов технологий, основанных на получении геля амфотерного гидроксида алюминия «in situ» - непосредственно в пласте. За основу техноло47

гии применения водоизолирующих алюмохлоридных составов БашНИПИнефть предложил взять реакцию между хлоридом алюминия и щелочью. В результате образуется осадок в виде различных коагуляционных структур, представленный гидролизованной в воде солью алюминия и обладающий высокими адсорбционными и адгезивными, но низкими реологическими характеристиками.

В ИХН СО РАН были разработаны и изучены гелеобразующие системы, предназначенные для использования на месторождениях с высокими пластовой температурой и неоднородностью. Технология базируется на способности системы соль алюминия – карбамид – вода – ПАВ непосредственно в пласте за счет его тепловой энергии генерировать неорганический гель, стойкий к разрушению, в результате реакции разложения карбамида на углекислый газ и аммиак, который постепенно повышает рН среды. В итоге, когда достигается значение рН 3,8-4,2, практически мгновенно во всем объеме раствора соли алюминия переходят в гелеобразное состояние. Присутствие ПАВ в растворе усиливает смачивание породы нефтяного коллектора и оказывает пластифицирующее действие на гель. Время гелеобразования зависит от температуры пласта и соотношения компонентов. В гелеобразующих составах используются как чистый хлористый алюминий, так и его отходы, содержащие до 20 % AlCl3.

Принцип внутрипластового гелеобразования использован для создания гелеобразующих систем ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ. В 2000 г. ИХН СО РАН совместно с ОАО «АУРАТ» и ЗАО «Химеко-ГАНГ» организовано производство твердой товарной формы композиции ГАЛКА – ГАЛКАтермогель для температур в пласте 20-3200С. Основными отличительными особенностями композиций ГАЛКА-термогель являются: регулируемая температура гелеобразования, гомогенность и низкая вязкость водных растворов, твердая товарная форма, низкие температуры застывания растворов.

48

Также используют другой класс алюмосодержащих соединений, способных к гелеобразованию – алюмосиликаты, например цеолит. Композиции на основе алюмосиликатов достаточно перспективны, поскольку алюмосиликаты способны образовывать агрегативные структуры; кроме того, цеолиты широко используются во многих технологических процессах и довольно доступны. Так, можно использовать отработанные катализаторы на основе цеолитов.

Гелеобразование цеолита связано с его растворимостью только в области высоких или низких pH. В слабощелочной, нейтральной и кислой среде цеолит выпадает в осадок, причем конкретные границы pH отличаются для конкретного типа цеолита и условий осаждения (например, температуры). Происходит конденсационное образование коллоида, отличаются высокой дисперсностью (а значит, развитой поверхностью), прочность структуры очень высока.

Возможно применение для закачки в нефтяной пласт высококонцен-

трированных или слабых водных растворов сернокислого алюминия.

При взаимодействии сульфата алюминия Al2(SO4)3 с пластовой водой в пористой среде выпадают кристаллы гидроксида алюминия Al(OH)3, образуется вязкая масса, которая закупоривает промытые водой каналы, а непромытые нефтенасыщенные зоны подключаются к разработке. Интенсивность выпадения кристаллов гидроксида алюминия и вязкость формируемой среды зависят от концентрации сульфата алюминия в воде, кислотности композиции, температуры, времени старения раствора.

Применение гидрофобизаторов

Гидрофобизаторы представляют собой ПАВ, аэрированные жидкости, полиорганосилоксаны и другие химические гидрофобные продукты. Их действие основано на гидрофобизации поверхностных пород ПЗП, что ведет к снижению фазовой проницаемости пород для воды и, следовательно, к повышению фильтрационного сопротивления для ее движения.

49

Первоначально для этих целей применялись композиции катионоактивных ПАВ на основе неполярных (бензин, ШФЛУ, нефть и др.) и полярных (вода, водный раствор соляной кислоты и др.) жидкостей. Недостатком указанной технологии является непродолжительность эффекта обработки вследствие быстрого восстановления первоначальной блокады рыхло-связанной воды в призабойной зоне, т.к. КПАВ оказывают слабый гидрофобизирующий эффект на поверхность породы [6].

Помимо КПАВ для гидрофобизации призабойных зон применяются кремнийорганические продукты как в чистом виде, так и в сочетании с ПАВ и полимерами.

Практический интерес для изоляции водопритоков представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения, которые, содержа связи Si-О и Si-С. Большинство используемых кремнийорганических продуктов имеют в цепи молекул силоксановую связь Si-О и называются полиорганосилоксанами. Молекулы полиорганосилоксанов имеют линейную, циклическую, разветвленную или «сшитую» структуру, которая в значительной мере определяет свойства соединений.

Многочисленными исследованиями установлена способность полисилоксанов сорбироваться на силикатсодержащих породах, слагающих нефтяной пласт и образовывать на их поверхности тончайшее гидрофобное покрытие. Полисилоксаны обладают рядом физико-химических свойств, обеспечивающих их эффективное использование при добыче нефти:

низкое поверхностное натяжение; хорошую растекаемость и смачиваемость поверхности нефтью, гидрофобное воздействие на породу;

термостабильность в диапазоне температур от – 40 до 2000С;

отсутствие коррозионного воздействия;

химическая инертность, исключающая экологические проблемы. Отечественной промышленностью выпускается ряд олигоорганоси-

локсанов, различных по строению и свойствам: олигометилсилоксаны

50

(ПМС), олигоэтилсилоксаны (ПЭС), олигометилфенилсилоксаны (ПФМС), олигоорганосилоксаны с атомом галогена в органическом радикале и органогидридсилоксаны (ГКЖ).

Пенные системы

Пенные системы образуются в результате взаимодействия химических реагентов, что позволяет блокировать пути продвижения воды вследствие прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений. Наибольший эффект от применения пенных систем достигается в газовых скважинах.

Механизм изоляции вод при применении пенных систем заключается

вследующем:

•очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт глинистых веществ, парафина, асфальтосмолистых веществ и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважин за счет солюбилизирующего действия (коллоидного растворения) образовавшимися мицеллами в пенной системе. Главным результатом этого является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков;

•блокирование путей продвижения воды в результате прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений;

•изоляция высокопроницаемых зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения.

Применяются двух- и многокомпонентные пенные системы. Областями эффективного применения пенных систем являются: низкое и среднее пластовое давление, неограниченная обводненность скважины, четко выраженная неоднородность пропластков, наличие глинистой корки на стенках скважины, наличие в терригенных породах глинистого цемента.

51

Ограничение водопритоков обратными эмульсиями

К методам селективной изоляции водонасыщенных интервалов реагентами, взаимодействующими с нефтями, относятся эмульсии - как обратные, так и прямые. Обычные обратные эмульсии, состоящие из углеводорода, воды и эмульгатора, представляют собой термодинамически нестабильные системы и через определенный интервал времени разлагаются на составляющие фазы. Вместе с тем, имеющийся в России промысловый опыт их применения для указанных целей свидетельствует о достижении положительных результатов.

На фронте вытеснения инвертная эмульсия солюбилизирует остаточную нефть, образует зону с повышенным содержанием нефти, а на контакте с водой образует высоковязкую систему, закупоривающую высокопроницаемые пропластки. Адсорбирующиеся на породе некоторые компоненты инвертной эмульсии гидрофобизируют ее, тем самым фазовая по воде снижается в водонасыщенной части пласта, что снижает количество добываемой воды. Инвертная эмульсия более мягкая система, поэтому велика вероятность ее выноса из пласта. Материал применяется в терригенных и карбонатных коллекторах при температуре пласта не выше 1000С.

Селективные методы являются более перспективным направлением и все более широко применяются при ремонтах скважин с цель изоляции водопритока. Несмотря на высокую стоимость, сложность и многокомпонентность этих технологий снижаются затраты на работы, связанные с освоение скважин после ремонта. Основное направление развития селективных методов на сегодня связано со снижением стоимости технологий, с сокращением многокомпонентности рецептур и применением дешевого и доступного сырья.

Тестирование материалов для ограничения водопритока

52

Каждый материал для ОВП проходит проверку по определенным параметрам. Так, отверждающие составы тестируются на эффективную вязкость, время схватывания (период прокачиваемости), прочность при сжатии на изгиб, адгезионную прочность, коэффициент расширения/усадки. Для гелеобразующих составов важна проверка на такие параметры, как эффективная вязкость, время гелеобразования (сшивания), предельное/статическое напряжение сдвига, остаточный фактор сопротивления, объем геля относительно объема геланта.

Полученные в ходе тестирования свойства материалов позволяют максимально точно подобрать их для проведения РИР на той или иной скважине.

Основным критерием выбора реагентов для водо-изоляционных работ выступает показатель приемистости. Так, при приемистости менее 0,6 м3/ч·МПа следует осуществить операции по ее увеличению — например, кислотным воздействием. При приемистости скважины 0,6-1,6 м3/ч·МПа проводится обработка фильтрующимися осадкогелеобразующими составами (ОГС) типа ВУС, ГОС, АКОР, гипан+жидкое стекло, силикагель, кремнийорганическая эмульсия. При приемистости 1,6-2,1 м3/чхМПа используют в качестве последнего цикла закачки ОГС состав «Эском» или системы типа АКОР, силикат-гель, продукт 119-20 ВТС. При приемистости более 2,1 м3/ч·МПа предусматривается докрепление фильтрующегося материала цементным раствором на углеводородной или водной основе или составом «Эском» (гипан «Комета» + смола ТЭГ, ДЭГ).

53

Учебно-методическое обеспечение дисциплины Рекомендуемая литература

1.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Дадыка В.И. Материалы и реагенты для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважи-

нах.- М.: Недра, 2004.

2.Демахин С.А. Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов, 2003.

3.Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. – М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 1999.

4.Ахмадеев Р.Г., Данюшевский В.С. Химия промывочных и тампонажных жидкостей. - М.: Недра, 1981.

5.Муслимов Р.Х., Шапошников Д.А. Коллоидная химия в процессах извлечения нефти из пласта, Казань, 2006

6.Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения, проектирование, оптимизация и оценка эффективности, Казань, 2005

7.Юркив Н.И. Физико-химические основы нефтеизвлечения, М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2005

8.Манырин В.Н., Швецов И.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара, 2002.

9.Ибрагимов Г.З., Сорокин В.А., Хисамутдинов Н.И. Химические реагенты для добычи нефти. - Справочник. - М.: Недра, 1989. - 160 с.

10.Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.-М.; Недра, 1985.-308 с.

11.Cementing Services and Products Catalog, Schlumberger, 2007

54