Разработанные в ОАО «НИИнефтепромхим» УКПАВ для увеличения нефтеизвлечения выпускаются в промышленном масштабе под названием «Реагент СНПХ-9633»в виде нескольких продуктов (марок), различающихся по составу и предназначенных для различных целей и геолого-физических условий объектов применения.

Реагент СНПХ-9633 технологичен: однороден и стабилен в широком диапазоне температур (от –50 до +40°С), имеет относительно невысокую вязкость и плотность при 20°С (1,0–3,0 мПа×с и 800–920 кг/м³ соответственно), а также низкую температуру застывания (ниже –35°С, обычно ниже –50°С). Реагент производится и поставляется в товарном виде, в котором закачивается в скважину.

Благодаря наличию в составе реагента СНПХ-9633 высокоактивных ПАВ, которые снижают межфазное натяжение на границе с водой до 10-2 –10-5 мH/м, происходит процесс спонтанного эмульгирования и формирования в пористой среде эмульсионных систем с внешней углеводородной фазой. Объем образующихся систем может в 20–100 раз превышать количество закачанного реагента. Они представляют собой высоковязкие гелеобразные (твердообразные) эмульсии обратного типа, отличающиеся высокой прочностью при относительно небольших скоростях сдвига, стабильные в течение длительного времени, устойчивые к размыванию водой и легко разрушающиеся под действием нефти. По лабораторным данным водопроницаемость моделей нефтяного пласта после обработки реагентом СНПХ-9633 снижается в 30–100 раз в зависимости от условий применения, а нефтепроницаемость увеличивается в 1,5–2 раза. Это обеспечивает селективность метода.

Кроме того, из-за содержания в составе реагента СНПХ-9633 до 90% углеводородного растворителя он способен растворять и диспергировать АСПО, очищать призабойную зону скважин, увеличивая их продуктивность.

Как известно, эмульсионные системы обратного типа довольно широко применяются в нефтяной промышленности. Однако они, как правило, готовятся на поверхности с использованием специального оборудования, имеют повышенную вязкость, нестабильны при хранении, чувствительны к перепадам температур (на поверхности и в пласте), поэтому в процессе их закачки могут возникать осложнения. При использовании реагента СНПХ-9633 подобные недостатки отсутствуют, поскольку продукт имеет низкую вязкость, его состав (марка) адаптирован к конкретным геолого-физическим условиям объекта и блокирующие эмульсионные системы образуются непосредственно в пласте при контакте с водой.

На базе реагента СНПХ-9633 разработано несколько технологий увеличения нефтеизвлечения:

• технология ОПЗ добывающих скважин с целью снижения обводненности извлекаемой продукции (селективная изоляция) и/или увеличения продуктивности;
• технология ОПЗ добывающих скважин совместно с кислотой с целью увеличения их продуктивности или нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости (направленные кислотные обработки);
• технология обработки нагнетательных скважин с целью выравнивания фронта вытеснения заводняющей жидкости (увеличения коэффициента охвата);
• технология повышения нефтеотдачи путем комплексного воздействия на пласт (увеличения коэффициента охвата и коэффициента нефтевытеснения).

В данной работе освещаются только первые две технологии из вышеперечисленных.

ТЕХНОЛОГИЯ ОПЗ ДЛЯ ОВП

Первая технология предназначена для ограничения водопритоков и/или увеличения продуктивности добывающих скважин как в карбонатных, так и терригенных коллекторах с низкой пластовой температурой (20–40°С), различной минерализацией ПДВ и высокой обводненностью добываемой продукции от 80 до 100% (в среднем 95%).

В зависимости от геолого-физических условий применения успешность обработки колеблется от 60 до 90% (в среднем около 70%); дополнительная добыча нефти составляет 500–1400 т /скв.-обр. (в среднем более 1000 т/скв.-обр.) при сокращении объема ПДВ на 400–6000 т/скв.-обр. (в среднем более 2000 т/скв.обр.). Среднесуточный прирост дебита нефти за всю продолжительность эффекта составляет 2,0–4,5 т (табл. 1).

Наиболее широко эта технология используется в ОАО «Татнефть». Применение ее началось в 1990 году, и объемы внедрения ежегодно увеличиваются. Так, в 2010 году было обработано 190 скважин, и в текущем году запланировано такое же количество (рис. 1). В табл. 2 приведены результаты применения технологий на основе реагента СНПХ-9633 в ОАО «Татнефть» в 2005–2010 годах.

Как видно из приведенных данных, эффективность технологий на основе реагента СНПХ-9633 достаточно высока.

Однако необходимо отметить, что все эмульсионные системы чувствительны к градиентам скорости сдвига (депрессии) и при их увеличении теряют прочность. Поэтому для повышения эффективности технологии было предложено использовать реагент СНПХ-9633 совместно с модификатором и/или наполнителем. Введение в состав УК ПАВ модификатора и /или наполнителя позволяет повысить скорость формирования эмульсионных систем, их стабильность, прочность и вязкость, что способствует усилению блокирующих свойств, снижению чувствительности к депрессиям и уменьшению возможности выноса из пласта (рис. 2).

Как видно из рис. 2, эмульсии, полученные на основе реагента СНПХ-9633 с модификатором, как при отсутствии наполнителя-глинопорошка (ГП), так и совместно с ним, при одинаковых значениях напряжения сдвига имеют более высокую вязкость.

Положительное влияние модификатора и/или наполнителя в составе реагента СНПХ-9633 подтверждено также результатами изучения фильтрационных характеристик УК ПАВ с добавками на моделях обводненного нефтяного пласта (рис. 3).

Как видно из рис. 3, при введении в насыщенную минерализованной водой модель реагента СНПХ-9633 происходит значительное падение проницаемости (примерно в 50 раз). При фильтрации реагента СНПХ9633 с глинопорошком проницаемость уменьшается ~ в 100 раз. Добавка к реагенту СНПХ-9633 модифика-тора либо наполнителя и модификатора одновременно позволяет снизить проницаемость приблизительно в 1000 раз, вплоть до полного затухания фильтрации. Восстановление движения жидкости наблюдается только при повышении перепада давления (в 8 раз), и тем не менее скорость фильтрации остается значительно ниже первоначальной (более чем в 40 раз при использовании только модификатора и 100 раз соотпри использовании и модификатора, и наполнителя).В процессе реализации технологии в промысловых условиях предусматривается закачка в скважину смеси реагента СНПХ-9633 и модификатора. Наполнитель используется при высокой приемистости скважины и добавляется к смеси реагентов.

Было обработано 19 скважин карбонатных залежей в НГДУ «Лениногорскнефть» с начальной обводненностью продукции 95,5–99,1% (в среднем 98,4%) и дебитами жидкости 4,1–29,8 т/сут ( в среднем 13,4 т/сут). После воздействия обводненность снизилась в среднем на 30%, а дебит жидкости — на 4,4 т/сут. Текущая дополнительная добыча нефти составила 26125 т (~1100 т/скв.-обр.) при среднесуточном приросте дебита 2,4 т/сут за время продолжительности эффекта (в среднем 17 мес). В 14 (74%) скважинах эффект продолжается. Сокращение добычи попутно извлекаемой воды достигло 49484 т (2600 т/скв.-обр.).

Начаты испытания технологии в терригенных залежах: девонских и бобриковских.

ОПЗ УК ПАВ С КИСЛОТОЙ

Вторая из вышеназванных технологий предназначена для обработки призабойной зоны скважин УК ПАВ совместно с кислотой. Как правило, кислотные обработки при обводненности продукции выше 40–60% неэффективны. В отличие от других кислотных методов разработанная технология направленной кислотной обработки высокообводненных пластов (НКОВП) предназначена для обработки скважин, вскрывающих как карбонатные, так и терригенные пласты с обводненностью продукции 80% и более. Суть технологии заключается в предварительном блокировании высокопроницаемой обводненной части пласта эмульсионными системами, образующимися при закачке реагента СНПХ-9633. Последующее введение кислотного состава позволяет подключить в работу низкопроницаемую нефтенасыщенную часть пласта. ОПР по технологии НКОВП начаты в ОАО «Татнефть» в 2010 году, и к 1 апреля 2011 года обработано 11 добывающих скважин, вскрывающих карбонатные (6 скв.) и терригенные (5 скв.) коллекторы. По предварительным данным, текущая дополнительная добыча нефти составила 2892 т (263 т/скв.обр.) при среднесуточном приросте дебита нефти 2,0 т за время продолжительности эффекта (в среднем 5 мес). В девяти (82%) скважинах эффект продолжается. Следует отметить, что кроме увеличения дебитов нефти и жидкости произошло существенное снижение обводненности добываемой продукции (в среднем с 85 до 67%). Ввиду этого сокращение попутно извлекаемой воды достигло 3020 т (275 т/скв.обр.). В текущем году испытания этой технологии запланировано продолжить.

РЕАГЕНТ ДЛЯ ПОВЫШЕННЫХ ТЕМПЕРАТУР

Реагент СНПХ-9633 изначально был разработан для использования в пластах с различной минерализацией вод и температурой ниже 60°С. С целью расширения области применения УК ПАВ при повышенных температурах был разработан продукт «Реагент СНПХ-9640». Результаты лабораторных испытаний при повышенных температурах (60–100°С) показали, что реагент устойчив в этих условиях и способен образовывать как в свободном объеме, так и в пористой среде стабильные эмульсии обратного типа. При этом происходит значительное снижение водопроницаемости модели нефтяного пласта (особенно в присутствии модификатора), тогда как нефтепроницаемость модели возрастает. В настоящее время данный продукт прошел стадию сертификации и ведется подготовка к испытаниям его в промысловых условиях.