СурфаХим

Химические реагенты для нефтедобычи

+7 (843) 239-11-58

+7 (843) 245-37-09

Нефтяное хозяйство, 04/2008

УДК 622.276.6

Модифицированная технология на основе структурированной мицеллярной системы для повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти

 

И.Н. Дияров, Н.Ю. Башкирцева, О.А. Ковальчук, Р.Х. Хазимуратов

В настоящее время более 90 % всей нефти на месторождениях России добывается с применением заводнения. При многократной промывке водой высокопроницаемых интервалов пластов менее проницаемые части залежи, содержащие значительные запасы нефти, не вовлекаются в разработку [1]. Эффективность заводнения возрастает при одновременном применении методов увеличения нефтеотдачи (МУН) [2, 3], в частности, закачки растворов ПАВ.

Некоторые ПАВ при концентрациях выше критической концентрации мицеллообразования способны образовывать структурированные дисперсные системы [4]. Ранее был испытан реагент КС-6, 1%-ный мицеллярный раствор которого готовился на пресной воде [5]. Применение пресной воды вместо пластовой обусловливалось отрицательным влиянием солей на вязкость и устойчивость водной дисперсии. В статье представлены и про-анализированы результаты испытаний вязкой мицеллярной системы на основе реагента КС-6 и стабилизатора СМА на минерализованной воде, применяемой как для увеличения нефтеотдачи, так и для интенсификации добычи нефти.

В отличие от ранее испытанных реагента КС-6 [5] и ПАА, которые широко используются в промысловой практике, вязкость мицеллярной системы (водного раствора) возрастает с увеличением содержания солей в пластовых водах. От применяемых ПАА [6] данная мицеллярная система отличается также низкой адсорбцией и отсутствием химического взаимодействия в условиях пласта, что позволяет сохранять функциональные свойства оторочки на большей протяженности при фильтрации по пласту.

Для лабораторных испытаний использовались соли, выделенные из реликтовой воды хлоркальциевого типа месторождений ЗАО «Троицкнефть». Лабораторные исследования показали, что увеличение содержания солей и времени выдержки раствора позволяет повысить вязкость мицеллярной системы на основе реагента КС-б со стабилизатором СМА. Наиболее оптимальная объемная концентрация СМА с технологической и экономической точки зрения составляет 0,2 % (рис. 1).

КС-6
Рисунок 1 – Динамика кинематической вязкости мицелярной системы при температуре 20 °С с КС-6 и СМА,
объемная концентрация которых равна соответственно 1 и 0,2 % масс.

В отличие от ранее испытанных реагента КС-6 [5] и ПАА, которые широко используются в промысловой практике, вязкость мицеллярной системы (водного раствора) возрастает с увеличением содержания солей в пластовых водах. От применяемых ПАА [6] данная мицеллярная система отличается также низкой адсорбцией и отсутствием химического взаимодействия в условиях пласта, что позволяет сохранять функциональные свойства оторочки на большей протяженности при фильтрации по пласту.

В настоящее время разработка месторождений тяжелой нефти становится преобладающей на фоне сокращающихся запасов легкой наименее вязкой нефти. Одним из них является Нагорное месторождение ЗАО «Троицкнефть», нефть которого относится к тяжелой с достаточно высоким содержанием смол, асфальтенов, парафинов и серы (табл. 1).

Таблица 1 – Физико-химические свойства пластовой и разгазированной нефти продуктивных отложений Нагорного месторождения.

Наименование показателя Горизонт
Тульский Бобриковский
Давление насыщения газом, МПа 2,9 1,2
Газосодержание, м³/т 15,35 4,68
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см³ 0,877 0,896
Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 30,86 68,45
Плотность нефти в нормальных условиях, г/см³ 0,894 0,908
Динамическая вязкость нефти в нормальных условиях, мПа·с
при 20 °С
при 50 °С
 
121
36,3
 
38,5
42,3
Кинематическая вязкость нефти в нормальных условиях, мм²/с
при 20 °С
при 50 °С
 
68,8
20,8
 
71,1
21
Массовое содержание, %
серы
смол силикагелевых
асфальтенов
парафинов
 
2,68
16,3
6,6
3,7
 
2,52
16,3
6,6
3,9
Объёмный выход фракций, %
н.к.-100 °С
до 200 °С
до 300 °С
 
3,3
12,1
36,3
 
4,0
10,0
72,0

В июне 2006 г. были обработаны три нагнетательные скв. 6338, 6328 и 6609. В каждую скважину закачали 200 м3 технологического раствора, в качестве которого для проведения промысловых испытаний использовалась мицеллярная система, приготовленная на реликтовой пластовой воде с общим содержанием солей 254 г/л. Объемная концентрация КС-6 и СМА составляла соответственно 1 и 0,2 %.

Реакция на закачку в виде накопленного прироста добычи нефти начала проявляться в добывающих скважинах уже в следующей месяц после обработки (рис. 2). Все приведенные добывающие скважины гидродинамически связаны с нагнетательными. За 15 мес после закачки реагента накопленная добыча безводной нефти по участкам нагнетательных скважин составила соответственно 2657,67, 2483,32 и 888,25 м3, суммарная - 6029,24 м3. Удельная дополнительная добыча нефти по трем участкам равнялась 1030,63 м3/т применяемых реагентов. Дополнительная добыча нефти продолжает увеличиваться, ее среднее значение на одну нагнетательную скважину из трех за анализируемый период превысило 2 тыс. м3.

КС-6
Рисунок 2 – Динамика накопленного прироста добычи нефти по добывающим скважинам,
гидродинамически связанным соответственно с нагнетательными скв. 6338н (а), 6328н (б) и 6609н (в),
и суммарного накопленного прироста добычи нефти (г)

Результаты испытаний показывают существенную разницу в суммарном накопленном приросте добычи нефти на участке с нагнетательной скв. 6609н и двумя скв. б338н и 6328н. Данное расхождение объясняется характеристиками горизонтов, которые подвергались воздействию, а также нефте-, водо- и газонасыщенностью коллектора до и после обработки реагентом. Динамика дебитов нефти qн и обводненности продукции добывающих скважин В приведены в табл. 2. Характеристики горизонтов нагорного месторождения, а также накопленная добыча нефти по отдельным добывающим скважинам - в табл. 3.

Таблица 2 – Динамика дебитов по нефти и обводнённости продукции добывающих скважин Нагорного нефтяного месторождения ЗАО «Троицкнефть»

Дата отбора пробы, № месяца Скв. № 6338 Скв. № 6609
6332 6337 6340 6605 6388 6606 12232
До обработки I 13,8 2 7,2 3 5,1 47 4,9 2 9,6 5 10,1 2 7,5 5
II 12,2 2 5,5 1 5,1 47 5,8 3 11,5 5 10,2 1 7,5 5
III 14,6 2 6,4 2 4,9 47 5,5 2 12,3 5 11,1 3 7,6 5
IV 12,0 0,5 6,6 1 6,8 24 5,6 2 10,9 2 10,5 3 7,5 2
V 12,5 2 6,3 2 5,2 41 6,1 1 10,6 5 10 2 7,5 5
VI 15,4 1 6,9 2 4,5 49 6 1 12,1 2 10,2 1 7,8 2
Среднее значение 13,4 1,5 6,5 1,8 5,3 42,5 5,6 1,8 11,2 4 10,4 2 7,6 4
После обработки I 15,1 1 6,8 1 8 13 5,9 1 12,9 1 10,2 1 8 1
II 14,9 2 6,4 1 8,0 13 5,9 2 13,5 5 10,6 2 7,6 5
III 14,9 2 6,6 2 7,1 16 6,2 1 13,3 5 11,1 1 7,6 5
IV 15,7 2 6,9 1 4,1 49 7 2 13,4 2 10,8 2 7,6 2
V 16,3 0,5 7 2 3,9 51 7,6 3 13,2 3 10,7 4 7,6 3
VI 16,3 0,5 7 2 4,2 47 7,6 3 13,2 3 10,7 4 7,8 2
VII 16,8 0,5 6,5 2 4,2 47 6,7 2 12,5 2 10,6 4 7,6 2
VIII 16,4 2 6,8 2 4,7 45 6,6 3 12 1 10,6 4 7,9 1
IX 17,7 2 7,3 2 5,2 45 6,6 2 12,6 2 10,9 3 7,9 3
X 17,7 2 7,3 2 6,9 27 6,6 2 12,6 0,5 10,7 2 7,9 0,5
XI 18 1 6,7 1 8,6 27 7,2 0,6 12,6 0,5 10,6 1 7,7 2
XII 16,8 0,6 7,6 0,8 7,7 18 7,1 0,6 12,1 0,5 10,8 0,6 7,5 2
XIII 17,4 0,5 6,3 1 7,1 24 6,2 5 12,7 0,5 10,8 1 7,6 1
XIV 17,6 1 7,3 1 5,3 45 6,3 0,6 11,8 1 10,8 1 7,7 2,4
XV 16,6 1,85 6,3 5 7,8 10 6,1 2 11,2 0,5 10,4 2 7,1 0,8
Среднее значение 16,6 1,3 6,9 1,7 6,1 31,8 6,6 1,9 12,7 1,8 10,7 2,1 7,7 2,1

Продолжение таблицы 2

Дата отбора пробы,
№ месяца
Скв. № 6328
6309 6321 6322 6325 6326 6327 6330 6331
До обработки I 10,7 1 2,7 13 3,9 2 12,1 2 4,3 2 10,9 2 3,6 1 12,4 2
II 11,8 1 2,5 24 4,1 2 12,1 2 4,3 2 12,2 2 3,6 1 12,1 1
III 10,2 3 2,4 14 3,4 3 14,6 2 4,3 2 10,4 0,5 3,6 1 12,6 1
IV 10,9 1 3,1 15 3,5 1 10,5 0,5 4,3 2 14,4 3 3,6 1 12,3 1
V 13,6 2 3,9 20 3,2 3 13,9 1 4,6 2 13,2 4 3,6 1 12,8 3
VI 9,7 3 2,4 11 3,8 3 14,5 1 5,7 4 13,7 6 3,6 1 12,9 3
Среднее значение 11,2 1,8 2,8 16,1 3,7 2,3 13 1,4 4,6 2,3 12,5 2,9 3,6 1 12,5 1,8
После обработки I 11,3 0,5 9,6 10 3,8 0,5 14,3 1 5,7 3 15,9 1 4,1 1 13,7 1
II 11,7 1 9,6 10 4,1 0,5 7,6 1 5,6 1 13,3 1 2,6 1 13 2
III 11,0 1 2,0 10 3,8 2 14,5 1 5,9 5 11,5 6 4 1 12,7 2
IV 13,5 2 1,8 20 4 2 13,3 2 5,1 2 14,1 1 4 1 13,1 1
V 11,7 1 2 20 4 2 13,9 2 5,2 3 13 1 2,9 1 12,3 0,5
VI 13,5 1 2,2 20 4 2 13,9 2 5,2 3 13 1 2,9 1 12,9 1
VII 7,5 3 2,2 20 3,6 3 13,9 1 3,1 3 10,3 2 2,7 0,5 13,7 1
VIII 12,8 5 2,2 24 4,1 4 13,3 2 3,1 3 13,6 2 3 5 12,6 1
IX 11,8 5 2,7 12 3,9 2,5 13,5 2 4,5 3 13,8 2 3,2 7 13,7 1
X 12,2 2 2,4 11 3,9 2,5 7,7 3 4,5 3 11,7 2 2,7 0,5 13,4 0,5
XI 12,0 1 2,2 12 4,0 2,5 7,9 1 3,9 1 12,7 1 1,9 1 12,5 0,8
XII 14,4 1 3,2 17 3,8 1 8,1 3 3,9 1 13,6 2 4,2 1 13,5 0,8
XIII 11,8 0,5 2,8 11 3,9 2 7,8 2 4,2 2 13,2 1 4,2 1 12,3 1
XIV 12,3 0,6 2,6 20 3,9 6 8,0 1 4,3 0,5 13,7 0,7 4,2 0,5 13,4 1
XV 8,6 2,5 2,7 12 3,5 3 7,5 3 4,9 2 11,6 0,7 4,2 0,5 13,5 0,6
Среднее значение 11,7 1,8 3,3 15,2 3,9 2,3 11 1,8 4,6 2,3 13 1,6 3,4 1,5 13,1 1

Таблица 3 – Характеристики скважин бобриковского и тульского горизонта Нагорного месторождения ЗАО «Троицкнефть».

№ скв. Интервал(ы) пласта, абс. отм. Мощность пласта, м Коэффициент нефтенасыщенности Кн, % Коэффициент эффективной пористости Кп, % Проницаемость k, 10-12 м² Давление нагнетания Р, МПа Накопленная добыча нефти, м³
до обрабки после обработки
Бобриковский горизонт
6338н 922,0÷924,0 2,0 74,3 27,0 1,778 7 10 -
6332 919,1÷922,3 3,2 76,0 26,0 2,165 - - 1439,7
6337 927,7÷934,2 6,5 83,1 21,5 0,540 - - 180,1
6340 927,9÷930,5 2,6 81,1 26,0 1,653 - - 582,2
6605 910,4÷912,8 2,4 81,7 22,4 0,414 - - 455,5
Среднее значение по участку 3,34 79,24 24,58 1,310 - - -
6328н 939,5÷944,5 5,0 72,8 22,2 0,683 4 6 -
6309 920,9÷925,6 4,7 65,6 22,0 0,800 - - 790,0
927,1÷932,7 5,6 84,3 21,6 1,013
6321 1152,7÷1157,2 4,5 66,5 18,8 0,124 - - 431,1
1158,5÷1163,0 4,5 67,0 15,8 0,025
6322 1249,0÷1252,0 3,0 91,0 23,0 1,031 - - 104,0
6325 931,6÷935,9 4,3 82,7 26,7 1,181 - - 210,7
6326 928,5÷933,4 4,9 74,0 75,0 1,643 - - 176,5
935,1÷939,2 4,1 67 23,3 0,392
6327 931,4÷932,9 1,6 71,0 21,0 0,516 - - 380,3
934,9÷936,5 1,6 75,5 24,1 0,923
6330 1082,4÷1086,6 4,2 76,7 23,5 0,447 - - 113,2
6331 932,5÷935,2 3,0 77,9 23,3 1,039 - - 277,3
Среднее значение по участку 3,92 74,77 26,18 0,755 - - -
Тульский горизонт
6609н 920,4÷923,1 2,7 71,4 23,2 0,764 7 10 -
6388 921,2÷923,6 2,4 70,5 18,4 0,128 - - 670,9
6606 926,6÷929,1 2,5 74,1 23,7 1,147 - - 148,1
12232 929,5÷931,3 1,8 73,0 17 0,197 - - 69,1
Среднее значение по участку 2,35 72,25 20,58 0,559 - - -

Эффективность добычи нефти, а также интенсификации добычи будет зависеть от параметров пласта. Неоднородность коллекторов, существенное изменение параметров пласта по мере движения оторочки определяют эффективность технологий при обработке скважин даже на одном месторождении. Увеличение толщины пласта и числа гидродинамически связанных добывающих скважин снижают глубину проникновения оторочки и сплошность ее «поршневого» вытеснения равными объемами технологического раствора, а следовательно, и прирост добычи нефти. Кроме того, уменьшается охват пласта за счет меньшей протяженности оторочки, что прослеживается на примере участков, представленных нагнетательными скв. 6338н и 6328Н. Несмотря на разное число гидродинамически связанных добывающих скважин (например, 4 и 8), в обоих случаях удается достичь практически одинакового накопленного прироста добычи нефти.

Снижение абсолютной проницаемости пластов и наличие интервалов с различным ее значением на участке с нагнетательной скв. 6328н также отрицательно влияет на накопленный прирост добычи нефти после воздействия вязким технологическим раствором. Этот показатель становится еще меньше при обработке нагнетательной скв. 6609н. В результате накопленный прирост добычи нефти почти в 3 раза меньше, чем для двух других участков.

Увеличение среднего коэффициента нефтеснасыщенности, эффективной пористости и проницаемости по обработанным участкам непосредственно влияет на накопленный прирост добычи нефти. Повышение давления нагнетания воды на всех трех участках после обработки технологическим раствором доказывает, что за счет перераспределения потоков закачиваемой воды в разработку вовлекаются ранее не дренируемые прослои. Закачка технологического раствора на основе неионогенных ПАВ, кроме выравнивания фронта заводнения за счет необходимой вязкости, приводит к дополнительному отмыву остаточной пленочной и капиллярно удерживаемой нефти путем снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз с последующей ее солюбилизацией. Все это обусловливает увеличение степени извлечения нефти, что видно по изменению средних дебитов и обводненности до и после обработки нагнетательных скважин (см. табл. 2).

Таким образом, проведенные промысловые испытания показали эффективность применения модифицированной технологии на основе реагента КС-6 со стабилизатором СМА в пластовых водах для увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти. Средняя суммарная накопленная добыча нефти по трем участкам на сентябрь 2007 г. составила более 2 тыс. м3. Из представленных результатов видно, что чем выше дебиты до проведения обработки реагентом, тем больше интенсификация отбора нефти (в абсолютном выражении) за счет обработки реагентом КС-6. Поэтому, чем раньше внедряется данная технология, тем эффективнее и рентабельнее будет разработка и удастся достичь большей нефтеотдачи. При выборе любой технологии и вариантов их реализации необходимо руководствоваться накопленным опытом применения аналогичных или близких по свойствам и механизму действия систем.

Список литературы

  1. Садыков, М.Р. Проблемы разработки с заводнением низкопроницаемых пластов, недонасыщенных нефтью / М.Р. Садыков // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 11. – С. 24-27.
  2. Муслимов, Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения/ Р.Х. Муслимов. - Казань, 2003. – 596 с.
  3. Жданов, С.А. Опыт применения методов увеличения нефтеотдачи пластов в России//Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 1. – С. 58-61.
  4. Бурдынь Т.А. Химия нефти, газа и пластовых вод / Т.А. Бурдынь, Ю.Б. Закс - М.:Недра, 1978. – 277 с.
  5. Технология повышения нефтеотдачи пластов «ТатНО 2000-01» на основе реагента КС-6 / В.Г. Козин, Н.Ю. Башкирцева, Д.А. Шапошников, Р.Р. Рахматуллин, А.Н. Шакиров // Нефтяное хозяйство. – 2006. – № 2. – С. 75-77.
  6. Григоращенко Г.И. Применение полимеров в добыче нефти / Г.И. Григоращенко, Ю.В. Зайцев, В.В. Кукин и др. – М.: Недра, 1978. – 213 с.
© 2014-2017 ООО «СурфаХим»