Инженерная практика
Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram Facebook

Использование углеводородных композиций ПАВ для ограничения водопритоков и увеличения продуктивности добывающих скважин

В ОАО «НИИнефтепромхим» в течение последних лет проводятся работы, направленные на создание реагентов и способов воздействия на пласт с помощью углеводородных композиций поверхностно-активных веществ (УК ПАВ).

Преимущество УК ПАВ заключается в возможности их использования в зимнее время, они не вызывают набухаемости глин и обладают большей селективностью по сравнению с реагентами на водной основе. Использование композиционных составов, а не индивидуальных ПАВ, позволяет изменять свойства систем в широких пределах.

Основными направлениями использования УК ПАВ при обработке добывающих скважин являются технологии ограничения водопритоков, в том числе совместно с модификатором и/или наполнителем, а также направленных кислотных обработок высокообводненных пластов.

06.07.2011 Инженерная практика №07/2011
Собанова Ольга Борисовна Заведующая лабораторией разработки составов для химического воздействия на пласт ОАО «НИИнефтепромхим», к.х.н.

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%).

Таблица 1. Результаты применения технологии обработки добывающих скважин с использованием реагента СНПХ-9633 в различных нефтегазодобывающих предприятиях
Таблица 1. Результаты применения технологии обработки добывающих скважин с использованием реагента СНПХ-9633 в различных нефтегазодобывающих предприятиях
Рис. 1. Динамика применения реагента СНПХ-9633 в добывающих скважинах в ОАО «Татнефть»
Рис. 1. Динамика применения реагента СНПХ-9633 в добывающих скважинах в ОАО «Татнефть»
Таблица 2. Результаты применения технологий на основе реагента СНПХ-9633 в ОАО «Татнефть»
Таблица 2. Результаты применения технологий на основе реагента СНПХ-9633 в ОАО «Татнефть»
Рис. 2. Изменение вязкости эмульсий УК ПАВ при введении в них наполнителя и /или модификатора
Рис. 2. Изменение вязкости эмульсий УК ПАВ при введении в них наполнителя и /или модификатора
Рис. 3. Изменение водопроницаемости модели пласта при введении в состав УК ПАВ наполнителя и /или модификатора
Рис. 3. Изменение водопроницаемости модели пласта при введении в состав УК ПАВ наполнителя и /или модификатора

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.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Ольга Борисовна, насколько устойчивы ваши эмульсии в пластовых условиях?
Ольга Собанова: В лабораторных условиях эмульсии, не расслаиваясь, стоят при комнатной температуре два года и более. Но в процессе эксплуатации скважин при перепадах давления (депрессии) они постепенно разжижаются, разрушаются и выносятся на поверхность. Для УралоПоволжья набрана статистика и даны рекомендации по величинам депрессий, выше которых нельзя проводить освоение и эксплуатацию скважин. Эти величины различаются в зависимости от геолого-физических условий объекта эксплуатации.
Вопрос: Сколько часов выдерживают эмульсии при температуре 95°С и выше без расслоения?
О.С.: В лабораторных условиях мы проверяли устойчивость эмульсий при 95°С в течение двух суток. Однако на примере эмульсионных систем на основе реагента СНПХ9633 мы заметили, что если они не расслоились в течение 48 часов, то сохраняют свою устойчивость достаточно долго.
Вопрос: Через какое время производится кислотная обработка после закачки УК ПАВ?
О.С.: Должен быть перерыв хотя бы в три часа.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Изоляция водопритока в добывающих скважинах с применением тампонажных растворов на углеводородной основе
Применение гелеобразующих составов для изоляции пластов на скважинах с НПД и отсутствием циркуляции в ОАО «Белкамнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №02/2020

Инженерная практика

Выпуск №02/2020

Методы увеличения нефтеотдачи. Повышение пластового давления
Единые требования к качеству воды, используемой на нефтяных месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»Повышение эффективности водогазового и паротеплового воздействия на пластПовышение эффективности малогабаритных систем подготовки воды для ППДМалообъемные физико-химические методы увеличения нефтеотдачи на основе закачки малообъемных оторочек дисперсно-наполненных композицийТехнические решения для организации заводненияПрименение защитных покрытий и оборудования в скважинах системы ППД
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2021
Производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ ‘2021: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией. Эксплуатация промысловых трубопроводов в условиях высокой коррозионной активности

Новые даты: 22-23 июня 2021 г., г. Ярославль
Конференция носит рабочий характер и нацелена на обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и потенциала технологий в области работы с фондом скважин, осложненным коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.