Тампонування високопровідних тріщин пласта під час впровадження методів підвищення нафтовилучення

Размещено на http://www.allbest.ru/

УДК 622.276

Тампонування високопровідних тріщин пласта під час впровадження методів підвищення нафтовилучення

В.С. Бойко,

С.І. Іванов,

Р.В. Грибовський,

В.М. Чучина

There have been presented a new method of cementing of high conducted cracks with dispersed material with having the aim to increase the efficiency of oil recovery methods.

Представлен новый способ тампонирования высокопроводящих трещин дисперсным материалом с целью повышения эффективности методов увеличения нефтегазоизвлечения. Освещены результаты лабораторного обоснования.

Заводнення - основний і ефективний метод розробки нафтових родовищ як у даний час, так і в майбутньому [5]. Відбирання супутної води при цьому є природним і закономірним явищем. Однак обводненість продукції часто зумовлена пе-редчасними некерованими проривами води у видобувні свердловини на багатьох проникнісно-неоднорідних покладах. Родо-вища з тріщинувато-пористими колекторами внаслідок великої неоднорідності за роз-мірами пор, тріщин і каверн за інших однакових умов розробляються методами заводнення з меншою ефективністю, ніж ро-довища в пористих пластах. Досягнуте нафтовилучення на 25-30 % є нижчим [5, 2]. Як і заводнення, усі методи підвищення нафтовилучення із пластів також пе-редбачають активне витіснення, причому вартість їх застосування може бути в 7-10 разів вищою, ніж заводнення [5]. Тріщину-ватість пластів багатьма дослідниками вважається основною причиною, яка обмежує і стримує застосування методів підвищення нафтовилучення [5,2], що зумовлено передчасними проривами дорогих витіснювальних агентів у видобувні све-рдловини. Аналогічна картина спостерігається під час експлуатації свердловин газових і газоконденсатних родовищ на пружноводонапірному режимі, наприклад, в ДАТ “Чорномонафтогаз”. Звідси стає зрозумілою актуальність і економічна важливість проблеми тампонування високопровідних тріщин під час впровадження методів підвищення нафтогазовилучення. нафтовий колектор тампонування заводнення

В Івано-Франківському національному технічному університеті нафти і газу колективом лабораторії проблем інтенсифікації нафтогазовидобування під керівництвом одного з авторів розроблено технологію тампонування високопровідних тріщин пласта з використанням водної суспензії гранульованого бітумного ма-теріалу стосовно штучного чи природного заводнення [1]. За результатами промислових робіт технологія виявилася високоефективною на об'єктах ВАТ "Укрнафта" і ДАТ “Чорноморнафтогаз”. У даній роботі встановлено можливість поєднання цієї технології з рядом методів підвищення нафтогазовилучення. Серед методів підвищення нафтогазовилучення розрізняють чотири основні групи: гідродинамічні, фізико-хімічні, газові і теплові. Розглянуто можливість поєднання названого процесу тампонування високопровідних тріщин пласта з методами підвищення нафтогазовилучення за тех-нологіями здійснення і за агентами, які при цьому використовуються.

Гідродинамічні методи охоплюють циклічне заводнення, зміну напряму фільтраційних потоків, створення високих тисків нагнітання, форсоване відбирання рідини. До цієї групи можна також віднести і методи діяння на привибійну зону пласта за умови, що вони забезпечують підвищення нафтовилучення, а не тільки збільшення поточних відборів.

У технологічному плані здійснення вони відрізняються від звичайного завод-нення тільки режимними параметрами, а як витіснювальний агент використовується вода. Тому розроблений метод тампонування за технологічною реалізацією і за використовуваним агентом не має ніякого обмеження щодо поєднання з цими методами підвищення нафтовилучення.

До фізико-хімічних методів належать різні модифікації заводнення із застосуванням активних домішок (поверхнево-активних речовин - ПАР, полімерів, лугів, сірчаної кислоти, двоокису вуглецю, міцелярних розчинів).

Технологія цих методів полягає в нагні-танні облямівки (однієї або декількох) актив-них домішок і протискуванні їх водою вздовж пласта. Звідси застосовувати метод тампонування можна як у процесі здійснення основного методу, так і перед ним, якщо виявлено негативну роль тріщинуватості.

Аналіз поєднання з фізико-хімічними методами також провели за видом активної домішки.

У промисловості використовуються ПАР нейоногенні (ОП-10, ОП-7, ОП-4, превоцел W-ON, превоцел W-ОF, неонол і ін.), рідше - аніонні (ДС-РАС, сульфонол НП-1, сульфонол НП-3), а також суміші нейоногенних і аніонних ПАР. Використовуються також реагенти, одержані на основі побічних недефіцитних продуктів хімічних та інших підприємств і відходів виробництв (реагенти НОК - низькомолекулярні органічні кислоти; КС - кислі стоки; АСС - алкілсульфонатна суміш [5,4]). Оптимальною масовою концентрацією нейоногенних ПАР у воді за даними БашНИПИнефть можна вважати 0,05-0,1 % [5]. У майбутньому можуть застосовуватися висококонцентровані (1-5 %) розчини, а також композиції з вмістом ПАР 5-10 %.

Нами проведено лабораторні експерименти щодо взаємодії пом'якшувача з ПАР. Для цього в склянки помістили по 1 г пом'якшувача, додали різні кількості ПАР в межах від 0,1 до 1 %, залили водою в об'ємі 1*10-4 м3, ретельно перемішали і витримали 24 години. Спостереженням встановлено, що під час змішування водорозчинних ПАР (ОП-10, сульфонол, превоцел, синтанол ДЗ-7, дитанол, дисольван, катапін) із пом'якшувачем і водою, пом'якшувач спливає наверх, не втрачаючи гранулярної структури. Під час змішування на-фторозчинних ПАР (ОП-7, ЕС-2), води і пом'якшувача останній розчиняється в ПАР, а у воді залежно від густини ПАР або спливає наверх у вигляді маслянистого шару, або опускається вниз. Таким чином, водні розчини ПАР концентрацією до 1 % інертні стосовно пом'якшувача. Щоб переконатися в цьому, готували 10 % розчини ПАР: водорозчинних - сульфонолу, превоцелу, катапіну (найчастіше застосовувані в нафтовидобуванні) і нафторозчинних - ОП-7, ЕС-2. Відтак у ці розчини об'ємом 10-4 м3 помістили по 1 г пом'якшувача. Протягом 1-3 діб взаємодії не спостерігалося.

Для підвищення нафтовилучення засто-совують водорозчинні, здебільшого поліакриламідні, полімери: гранульовані і гелеподібні поліакриламіди ПАА, Пушер-500 і ін. Концентрація полімеру у воді становить 0,03-0,25 %. Для вивчення взаємодії з пом'якшувачем готували 1 % водний розчин ПАА і додавали пом'якшувач (співвідношення мас 100:1). Протягом 3 діб взаємодії не виявлено.

Для приготування лужних розчинів можна використовувати їдкий натр (каустичну соду) NаОН (рН = 11,6 для 0,1 н розчину), вуглекислий натрій (кальциновану соду) Nа2СО3 (рН = 11,6); гідрат окису амонію (аміак) NН4ОН (рН = 11,1); силікат натрію (розчинне скло) Nа2SiО3 (рН = 12,6). Концентрацію лугу задають 0,2-0,4%, а для гідрофобізованих колекторів рекомендують брати вищі концентрації (до 2-4%). Нами аналогічно вивчено взаємодію 0,3% і 3% найбільш активних розчинів NаОН і Nа2SiO3. У такі розчини об'ємом 10-4 м3 поміщали по 1 г пом'якшувача. Ретельно перемішували, витримували протягом 3 діб. Ефекту взаємодії лугу з пом'якшувачем не спостережено.

Для підвищення нафтовилучення можна використовувати технічну сірчану кислоту, алкіловану сірчану кислоту (АСК). Остання є відходом виробництва в процесі алкілування вуглеводнів бутан-бутиленової фракції і містить сірчану кислоту Н2SO4 (80-86%), сульфокислоти (10-13%), смолисто-масляні речовини (5-7%), карбонові кислоти (0,5%). Досліджували в лабораторний умовах взаємодію концентрованої сірчаної кислоти густиною 1825 кг/м3 з пом'якшувачем. Для цього 1 г пом'якшувача помістили в склянку, додали 10-4 м3 концентрованої кислоти Н2SО4, перемішали і залишили в спокої. Через добу спостерігали в склянці наявність двох фаз - зверху пом'як-шувач, знизу - прозорий розчин кислоти. Розчин відфільтрували, пом'якшувач відмили дистильованою водою до нейтрального середовища, висушили. Одержали пом'якшувач у незміненому вигляді. Пояснюється це тим, що пом'якшувач - продукт окислення залишкових продуктів прямої перегонки нафти - не є реакційноздатним під час змішування з кислотою і лугом.

Двоокис вуглецю може застосовуватися в скрапленому, газоподібному та водорозчиненому (карбонізована вода) вигляді. Двоокис ву-глецю СО2 розчиняється у воді, а також у нафті різних складу і густини. Під час розчинення СО2 в нафті густина нафти зростає (2-3%), а об'єм значно (у 1,5-1,7 рази) збільшується (нафта ніби набухає). За високого тиску і температури механізм змішування СО2 і нафти характеризується процесом випаровування вуглеводнів з нафти в СО2, а за низької температури механізм більше відповідає конденсації, адсорбції СО2 в нафті. За тисків, менших тиску змішуваності, суміш СО2 і нафти розділяється на складові частини: газ СО2 з вмістом легких фракцій і нафту. З нафти можуть випадати асфальтени, парафін у вигляді твердого осаду [5]. Отже, СО2 не може погіршити тампонувальні властивості шару пом'якшувача. Застосу-вання двоокису вуглецю відносять до найперспективніших методів [5]. Однак основним недоліком є низьке охоплення пластів витісненням порівняно із звичайним заводненням. Для цього нами пропонується разом з покращанням умови змішуваності шляхом навперемінного нагнітання облямівок води і газу здійснювати почергову селективну ізоляцію певних інтервалів товщини пласта для вирівнювання фронту просування СО2. Звідси доцільним є поєднання розробленого нами методу з застосуванням СО2 для вирівнювання проникнісної неоднорідності пласта.

У разі додавання водонафторозчинного ПАР до незмішуваних у звичайних умовах вуглеводневої рідини (нафта, гас) і води після ретельного перемішування отримується гомогенна суміш (мікроемульсія), яку називають міцелярним розчином. Молекули ПАР з'єднують молекули вуглеводневої рідини і води в міцели - агрегати молекул. Сферична міцела з нафтовою основою-ядром містить на поверхні молекули води, а міцела з водною основою - молекули нафти, які складають зовнішні фази міцелярних розчинів. Міцелярні розчини на основі нафтових сульфонатів можуть бути висококон-центрованими (вуглеводнів до 50-70%) і малоконцентрованими водними (вуглеводнів менше 5%). Останні є дешевшими. З такими міцелярними розчинами пов'язують майбутнє в нафтовидобуванні. Так, облямівка міцелярного розчину, що складається з 2% сульфонату типу "Карпатол" і 98% води, розміром 5% від об'єму пор витісняла 90-95% залишкової нафти [5].

Нами досліджувалися такі міцелярні розчини (табл. 1 і 2):

Таблиця 1 - Склад "Карпатол-2"

Таблиця 2 - Характеристики деяких міцелярних розчинів

1. Склад 1 - концентрат "Карпатол-2" як товарний продукт.

2. Склад 1а - 2% розчин "Карпатол-2".

3. Склад 2 [6], приготований у лаборато-рних умовах.

4. Склад 2а - 2% розчин складу 2.

5. Склад 3 [6], приготований у лаборато-рних умовах.

6. Склад 3а - 2% розчин складу 3.

7. Склад 4 [5], приготований у лаборато-рних умовах.

8. Склад 4а - 2% розчин складу 4.

Сульфонатний міцелярний концентрат "Карпатол-2" відповідає технічним умовам

ТУ 38-101934-85, рекомендований до використання в процесах інтенсифікації нафтовидобування і підвищення нафтовилучення із пластів. "Карпатол-2" виготовлений на основі маслонерозчинних сульфокислот, отриманих під час сульфування масел, є композицією, яка міс-тить сульфокислоти натрію або амонію, сульфат натрію або амонію, воду і вуглеводневий розріджувач, що складається з непросульфованого масла та погону дизельного пального чи його фракцій.

Залежно від вмісту розріджувачів (води і вуглеводнів) встановлюється марка А і Б сульфатного міцелярного концентрату "Карпатол-2". Продукт марки А містить менше 40% вуглеводневого розріджувача, не більше 40% води, а марки Б - не менше 40% вуглеводневого розріджувача і не більше 25% води. За зовнішнім виглядом вони є в'язкою рідиною від темного до темно-коричневого кольору. Температура за-стигання становить не більше 8°С. Склад "Карпатол-2" подано в табл. 1 (виготовлений у ВО "Новополоцькнафтаоргсинтез").

Склад підбирався з широким вмістом вуглеводневого середовища і води. Для вивчення взаємодії пом'якшувача з міцелярними складами у склянці змішували по 1 г пом'якшувача з 99 г міцелярних розчинів складів 1, 2, 3, 4. Для складів 1а, 2а, 3а, 4а готували 2% міцелярні розчини і до 99 г кожного в склянки додавали по 1 г пом'якшувача. Ретельно перемішували вміст склянок. Розчини залишали на 3 доби, змін у розчинах не спостерігалося.

Результати лабораторних спостережень зведено в табл. 3. З отриманих результатів досліджень можна виснувати, що пом'якшувач зовсім не розчиняється в міцелярних розчинах з водною основою ("Карпатол-2"), а в розчинах з нафтовою основою - розчиняється частково. Розчинення залежить від виду вуглеводневої рідини, що входить до складу міцелярного розчину.

Газові методи охоплюють водогазове циклічне діяння і витіснення нафти газом високого тиску. Технологія методів передбачає нагнітання газу або водогазової суміші (за певного співвідношення об'ємів або почергово). Нагнітання суспензії пом'якшувача у воді або в інших рідинах буде тільки сприяти підвищенню ефективності витіснення нафти газом. Оскі-льки як витіснювальний агент використовується вуглеводневий газ, то ніяких обмежень при цьому немає. Відзначимо, що застосування газоподібного двоокису вуглецю віднесено до фізико-хіміч-них методів.

До теплових методів належать витіс-нення нафти теплоносієм (гарячою водою, парою, у тому числі з додаванням лугу - термолужне заводнення), використання води як терморозчинника нафти, пароциклічне оброблення пласта, внутрішньопластове горіння (сухе, вологе, надвологе). Прин-ципова відмінність цих методів від раніше названих полягає в створенні ще й підви-щеної температури в покладі.

Таблиця 3 - Результати досліджень розчинення пом'якшувача в міцелярних розчинах

Пом'якшувач розм'якшується за темпе-ратури 70-93°С, а за вищих температур він втрачає гранулярну структуру, переходить у високов'язку текучу масу. Тому тут виникає обмеження щодо температури застосування.

Відзначимо, що пластова температура не є обмеженням для застосування двоокису вуглецю і технології водогазового діяння, а для міцелярів, полімерів і ПАР має бути меншою 70°С. Тампонування тріщин пов'язане зі зменшенням проникності пласта, але проникність порових матриць пласта не є обмеженням для технологій із застосуванням двоокису вуглецю, водогазової суміші, ПАР, гарячої води і для технології пароциклічних оброблень; коефіцієнт проникності повинен бути більшим 0,1 мкм2 у разі нагнітання міцелярних розчи-нів, розчинів полімерів і внутрішньо-пластового горіння, а також понад 0,2 мкм2 у разі витіснення нафти парою.

Таким чином, розроблений метод тампонування тріщин може поєднуватися з гідродинамічними, фізико-хімічними і газовими методами як за технологією здійснення, так і за агентами, що використовуються. Обмеження є тільки за температурою застосування (пластова температура не повинна перевищувати 70 єС). Поєднання забезпечить, як наслідок, підвищення ефе-ктивності процесу нафтогазовилучення.

Література

1. Бойко В.С., Купер И.Н., Чучина В.Н. Изучение физико-химических и технологических свойств мягчителя// Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений: Респ. межвед.научн.-техн.сб. - Львов: Вища школа, 1990. - Вып. 26. - С. 108-112.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.-332 с.

4. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М.: Недра, 1983. -312 с.

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

6. Сургучев М.Л., Шевцов В.А., Сурина В.В. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1977.-175 с.

Размещено на Allbest.ru