СурфаХим

Химические реагенты для нефтедобычи

+7 (843) 239-11-58

+7 (843) 245-37-09

Нефтяное хозяйство, 11/2004

УДК 622.576.6

Исследование коллоидно-химических свойств и анализ опытно-промышленных испытаний композиционного гидрофобизатора «ТАТНО-2002»

В.Г. Козин, И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкирцева, Р.И. Габидуллин (Казанский государственный технологический университет)
А.Н. Шакиров, О.З. Исмагилов, (ОАО «Татнефтеотдача»)

Актуальной проблемой эксплуатации нефтегазовых месторождений, находящихся на поздних стадиях разработки, является высокая обводненность продукции добывающих скважин. Одной из основной причины обводнения продукции скважин является капиллярный концевой эффект (ККЭ), осложняющий процесс вытеснения нефти из проницаемых коллекторов, физическая сущность которого заключается в образовании на выходе из пласта зоны повышенной обводненности. Объяснение этому явлению состоит в том, что в пористой среде две несмешивающиеся фазы находятся под разными давлениями, которые отличаются на величину капиллярного давления. Поэтому на стенке скважины насыщенность смачивающей фазой близка к максимальной. Если пористая среда гидрофильна, то при вытеснении нефти водой часть прискважинной зоны добывающих скважин может быть заблокирована водой под действием ККЭ, а это отразится на производительности скважин. Одним из путей решения проблемы снижения влияния ККЭ на фильтрацию флюидов в поровом пространстве пласта является соблюдение условия: Pпл>Pгидрк «пластовое давление должно быть больше суммы гидростатического и капиллярного», следовательно, для повышения фильтрации необходимо снижение гидростатического давления, что не всегда возможно и не рекомендуется [1].

В процессе длительной эксплуатации проходит ухудшение емкостно-фильтрационных характеристик коллектора призабойной зоны пласта, а именно изменение проницаемости прискважинной зоне пласта вследствие засорения, деформации скелета пласта (сжимаемости пласта). Эти причины приводят к увеличению роли капиллярных явлений в поровом пространстве пласта [2].

По теоретическим расчетам наличие капиллярно-удерживаемой воды прискважинной зоне низкопроницаемого пласта может до двух раз уменьшать дебит нефти при одной и той же депрессии на пласт. Естественно это обстоятельство осложняет процесс нефтеизвлечения из низкопроницаемых коллекторов.

С целью снижения ККЭ необходима обработка прискважинной зоны пласта реагентами – гидрофобизаторами. Принцип действия, которых основан на физической адсорбции поверхностно-активного вещества гидрофобизатора на границе раздела фаз «жидкость – твердое тело» с образованием гидрофобной молекулярной пленки, изменяющей смачиваемость гидрофильной поверхности породы. Что приводит к снижению водонасыщенности стенок скважины, в результате чего увеличивается приток нефти в скважину, и уменьшается фазовая проницаемость по воде. Примерная схема движения флюидов в поровом пространстве пласта после обработки ПАВ - гидрофобизатором представлена на рис. 1.

Рис. 1. – Схема движения флюидов (вода, нефть) по поровому пространству пласта, обработанному гидрофобизаторующим составом

На Рис. 1. показана пора, обработанная гидрофобизатором. Так как молекула имеет дифильное строение, то при адсорбции на поверхности фаз, гидрофильная часть молекулы ориентируется в сторону породы, тем самым гидрофобизируя поровое пространство. В первом случае (рис 1а) вода не смачивает поверхность породы, и действие капиллярных сил направлена против фронта движения воды. Во втором случае (рис 1б) нефть смачивает породу, и капиллярные силы способствуют продвижению нефти в поровых каналах. Это особенно важно при добыче высоковязких нефтей из низкопроницаемых коллекторов, запасы которой на сегодняшний день остаются значительными.

Разработанный гидрофобизатор «ТАТНО-2002» позволяет изменить характер смачиваемости за счет создания гидрофобной пленки на поверхности породы, что видно из лабораторных данных при оценке изменении смачиваемости кварцевого песка по высоте поднятия воды в капилляре при гидрофобизации кварцевого песка с диаметр частиц 0,14-0,25 мкм. Оценку гидрофобизирующей способности реагента проводили по высоте поднятия воды в капилляре, который был наполнен кварцевым песком. Чем ниже высота поднятия воды, тем выше гидрофобизирующее действие реагента, результаты эксперимента приведены в табл. 1.

Таблица 1. Оценка действия гидрофобного агента в зависимости от концентрации его в углеводородном растворителе

СОСТАВ Высота поднятия воды в капилляре в зависимости от концентрации агента на кварцевом песке, см
2% 1% 0,5% 0,1% 0,05%
ТАТНО-2002 в углеводородном растворителе 0 0 0,1 0,5 0,9
Контрольный опыт (необработанный кварцевый песок) 16
Углеводородный растворитель 9

Как видно из эксперимента, гидрофобизатор ТАТНО-2002 при концентрациях 0,5-2% показал полную гидрофобизацию породы при адсорбции его на гидрофильной кварцевой поверхности, благодаря образованию водоотталкивающей пленки на границе раздела фаз. С повышением концентрации гидрофобизирующая способность увеличивается по линейному закону, что объясняется высокой концентрацией молекул в растворе, и увеличением плотности посадки молекул. Наблюдаемые явления связаны с размерами молекул, их строением, длиной гидрофобного радикала и величиной полярной части, и ориентацией их в поровом пространстве.

Лабораторные исследования поведения растворов ПАВ в поровом пространстве в зависимости от концентрации позволяют выбрать наиболее оптимальные концентрации для эффективного использования их в различных технологиях и дают возможность более детально изучить механизмы действия разработанного реагента в пластовых условиях. Учитывая то, что призабойная зона нефтяного пласт представляет собой поровое пространство с огромной удельной поверхностью и действие капиллярных сил велико при движении флюидов в пласте, а адсорбция в поровых каналах имеет свои особенности при различной водо и нефтенасыщенности породы, был проведен ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки составом на моделях пласта с различной водо- и нефтенасыщенностью.

Для определения фазовой проницаемости были изготовлены модели пласта, в которых в качестве пористой среды использовали среднезернистый кварцевый песок с диаметром частиц 0,140-0,315 мм. Схема получения моделей пласта с различными характеристиками представлена на рис. 2.В качестве «сухого» песка выступал кварцевый песок; «начально водонасыщенного» – «сухой» песок, через который был профильтрован один поровый объем воды; «начально нефтенасыщенного» - «начально водонасыщенный» песок, через который был профильтрован один поровый объем нефти; «остаточно нефтенасыщенного» - «начально нефтенасыщенный» песок, через который был профильтрован объем воды, необходимый для достижения полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости.

Рис. 2. Схема получения моделей пласта различной водо - и нефтенасыщенностью

Анализ данных капиллярной пропитки показывает что наиболее оптимальная концентрация гидрофобизатора является 0,5% масс. в углеводородном растворителе. Для определения изменения фазовой проницаемости все полученные модели «сухого», «начально водонасыщенного», «начально нефтенасыщенного», «остаточно нефтенасыщенного» пласта обрабатывали гидрофобизатором «ТАТНО-2002» замеряли время фильтрации воды или нефти до, и после обработки эксперименты проводились на установке для изучения фильтрационных характеристик пористых сред принципиальная схема которой показана на (рис. 3).

Рис. 3. Принципиальная схема установки для изучения фильтрационных характеристик пористых сред
1-насос, 2-вентиль, 3-регулятор давления, 4-входной манометр, 5-модель (пористая среда), 6 - выходной манометр, 7-расходомер

Расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде для установления линейной зависимости между объемным расходом жидкости и гидравлическим градиентом в пористых средах, производили по линейному закону Дарси (формула 1), который имеет вид:

(1)

где v- скорость фильтрации жидкости, k- коэффициент проницаемости среды, m- динамическая вязкость жидкости, Dр- перепад давления на длине среды, L- длина модели пласта, Q- объемный расход, F- площадь поперечного сечения образца или эффективная площадь рассматриваемого объема пористой среды.

Так как в нашем случае m, k,   Dр, L, величины постоянные то зависимость фазовой проницаемости прямо пропорционально времени фильтрации (табл. 2) жидкости через модель пласта. По полученным данным рассчитывали кратность уменьшения фазовой проницаемости по воде и увеличению по нефти, согласно схеме представленной на рис. 4.

Рис. 4. Схема определения коэффициентов фазовой проницаемости на моделях пласта с различной водо и нефтенасыщенностью

Таблица 2 Изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке реагентом ТАТНО 2002.

Модель пласта Время фильтрации воды (сек) Кратность уменьшения проницаемости по воде, раз Время фильтрации нефти (сек) Кратность увеличения проницаемости по нефти, раз
До обработки После обработки До обработки После обработки
Кварцевый песок 15 95 6,333 4200 480 8,750
Начально водонанасыщенный песок 10 110 11 4500 2400 1,875
Начально нефтенасыщенный песок 1200 45 0,038 3600 735 4,898
Остаточно нефтенасыщенный песок 120 50 0,417 3600 1540 2,338

Из полученных данных видно, что в общем случае для всех моделей пласта наблюдается снижение фазовой проницаемости по воде (до 7 раз) и существенное повышение фазовой проницаемости по нефти (до 11 раз). Для промытых пропластков фазовая проницаемость по нефти не только восстанавливается до исходной, но и превышает ее в 2,5 раза.

Результаты экспериментов, свидетельствуют, что разработанный гидрофобизатор «ТАТНО-2002» эффективно увеличивает относительную фазовую проницаемость по нефти как вновь вводимых в эксплуатацию пластов, так и обводнившихся, при этом улучшаются фильтрационные характеристики пластов и, не снижается их пористость. Для высокопроницаемых интервалов пласта с остаточной нефтенасыщенностью, фильтрационные характеристики восстанавливаются до первоначальных значений начально-нефтенасыщенного пласта, что важно для доизвлечения остаточной нефти, которая отмывается и транспортируется потоком воды, тем эффективнее, чем больше скорость фильтрации в призабойной зоне скважины. Прокачка 30 поровых объемов воды, в лабораторных условиях соответствующая полному отмыву нефтенасыщенной модели пласта водой, не приводит к десорбции гидрофобного агента с поверхности породы, о чем можно судить по постоянной скорости фильтрации воды через модель пласта.

Исследование коллоидно-химических свойств реагента «ТАТНО-2002», поведение его при различных концентрациях и порядка обработки моделей пласта с различными характеристиками в лабораторных условиях позволяет прогнозировать успешность и эффективность проведений опытно промышленных мероприятий по обработке призабойных зон нефтедобывающих скважин на основе анализа экспериментальных данных, и дает возможность минимизировать материальные затраты вследствие оптимизации технологий. [3]

На основании анализа лабораторных данных можно рекомендовать использование разработанного реагента:

  • - для вторичного вскрытия в качестве жидкости для перфорации пласта, которая позволит исключить «капиллярно-концевой эффект» возникающих в последствии первичного вскрытия продуктивного горизонта пласта,
  • - для восстановления гидродинамического сообщения нефтеносного горизонта с забоем скважин,
  • - в качестве жидкости для вызова притока, позволит быстро ввести скважину в эксплуатацию и продлить срок «безводной» эксплуатации скважин,
  •  - в качестве гидрофобизирующей присадки в композициях в жидкостях для глушения скважин в период ремонтных работ и консервации скважин, это поможет исключить осложнения связанные с простоем скважины.

С 2002 года ОАО «Татнефтеотдача» внедрило и успешно использует технологии ОПЗ добывающих скважин с применением гидрофобизатора «ТАТНО-2002». Было проведено 7 мероприятий по обработке призабойных зон добывающих скважин бобриковско-радаевского горизонта (карбон) скв. № 56, 100, 92, 84, 101, 137, и мендымского горизонта (девон) скв. № 639 Елгинского месторождения. Результаты промышленных испытаний приведены в таблице №3.

Таблица 3 – Результаты промысловых испытаний реагента «ТАТНО-2002»

Результаты промысловых данных технологии ОПЗ с гидрофобизатором «ТАТНО-2002», представлены в таблице №3 и которой видно, что обводненность продукции скважин снизилась в среднем на 10-30% при одновременном увеличении дебита по нефти до 4 раз, суммарный накопленный прирост добычи нефти на 30.02.04. составил более 2,2 тыс. тонн.

Литература

  • 1. А.В. Старковский Т.С. Рогова Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. -2003.-№12. с.-36-38
  • 2. М.В. Зайцев Н.Н. Михайлов Влияние околоскважинной зоны на продуктивность скважины // Нефтяное хозяйство. -2004.-№1. с.-64-66
  • 3. В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Р.И. Габидуллин А.Н. Шакиров, О.З. Исмагилов Новые технологии и новые реагенты для снижения обводненности продукции добывающих скважин. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2003 №12. -с 32-34
© 2014-2017 ООО «СурфаХим»