Экологические аспекты в технологии интенсификации добычи нефти путем направленной пенокислотной обработки

ПРОМЫШЛЕННАЯ МИКРОБИОЛОГИЯ И ЭКОЛОГИЯ

УДК 662.276

А. Ю. Дмитриева, М. В. Залитова, И. Г. Шайхиев

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ В ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

ПУТЕМ НАПРАВЛЕННОЙ ПЕНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ

Ключевые слова: призабойная зона пласта, пенокислота, дисперсность, микроскопия, кислотные обработки, диаметр ячейки, загрязнители.

Рассмотрены вопросы использования пенокислотной обработки пласта для увеличения нефтедобычи и повышения экологической безопасности процесса добычи нефти. Рассмотрена динамика изменения размеров частиц пены и площади пузырька. Найдено, что наибольшие параметры наблюдаются на 9 минуте образования пенной композиции.

Keywords: bottomhole formation zone, penokislota, dispersion, microscopy, acid treatment, the diameter of the cell contaminants.

The problems of using foam-acid treatment of the formation to increase oil production and improve the environmental safety of oil. The dynamics of changes in particle size and area of the foam bubble. We found that most parameters are observed for 9 minutes formation offoam composition.

Увеличение добычи нефти и газа, широкое применение при этом разнообразных химических реагентов повышают вероятность и степень воздействия первичных и вторичных антропогенных факторов на природные комплексы.

Нефть, углеводороды, сточные воды, содержащие различные химические соединения, могут загрязнять природную среду в процессе нефте- и газодобычи. Причиной проникновения поллютантов в водоемы и почву являются:

- аварийное фонтанирование разведочных нефтяных и газовых скважин;

- аварии транспортных средств;

- разливы с судов и порывы водоводов, неф-те-, газо- и продуктоводов;

- нарушения герметичности колонн в скважинах;

- сброс некачественно очищенных промысловых сточных вод на поля испарения, в поверхностные водоемы и водотоки [8].

Источниками загрязнения природной среды при бурении и эксплуатации скважин - буровые и промысловые сточные воды, так как они содержат разнообразные неорганические и органические соединения.

Для утилизации буровых сточных вод применяют: повторное использование их при бурении и заводнении продуктивных пластов после соответствующей подготовки; закачку в поглощающие горизонты; сброс в земляные амбары, на поля испарения.

Стратегической задачей топливно-

энергетического комплекса Республики Татарстан (РТ) в последние годы является стабилизация и постепенное увеличение добычи нефти, как за счет ввода в разработку новых залежей и месторождений, так и повышения эффективности эксплуатации старых нефтяных объектов. Продуктивность новых скважин во многом будет определяться степенью сохранения природных коллекторских свойств пласта на последовательных стадиях строительства и

ввода скважин в работу, эксплуатационный период. Такая задача выполнима при условии последовательного применения усовершенствованных технологических жидкостей на стадиях вскрытия пласта бурением, крепления скважины, вторичного вскрытия пласта перфорацией, освоения, эксплуатации, стимуляции и ремонта скважин. Продуктивность старых скважин восстанавливается и может повышаться путем системного применения технологий обработки призабойной зоны пластов (ОПЗ) и других стимулирующих операций и физико-химических воздействий на призабойную зону пласта (ПЗП) или на пласт в целом. При этом, важное значение имеет выбор последовательности применения тех или иных методов воздействия на пласт, как по толщине, так и по простиранию, особенно в неоднородных многослойных коллекторах с возможностью водогазового прорыва. Под этим понимается система применения технологий воздействия на пласты, начиная со вскрытия и ввода их в эксплуатацию и заканчивая ремонтными, водоизоляци-онными работами на поздней стадии разработки. Только такой комплексный подход в сохранении и поддержании продуктивности нефтяного пласта на всех этапах строительства и эксплуатации скважин может дать стратегический долговременный эффект [1].

Большинство крупных месторождений РТ вступило в позднюю стадию разработки. Из нефтяных месторождений РТ уже добыто более 3 млрд. т нефти. Из года в год снижается доля активных запасов нефти. В РТ отобрано более 93 % активных и 45,5 % трудноизвлекаемых запасов. К последним относятся запасы в тех залежах, которые разрабатываются низкими темпами при естественном режиме и традиционных методах заводнения [2].

Проблема сохранения и поддержания продуктивности пластов в нефтяной отрасли является одной из приоритетных; ее решение во многом предо-

пределяет текущий объем добычи нефти и конечные величины нефтеизвлечения.

Химические и физико-химические методы повышения производительности скважин - одно из эффективных средств стабилизации добычи нефти, газа и газового конденсата на всех стадиях разработки залежи. Этими методами, в большинстве случаев, удается частично устранять осложнения, связанные с некачественными способами вскрытия продуктивного пласта бурением и перфорацией, глушением скважин перед ремонтными работами и др. Кроме того, названные методы применяют с целью улучшения фильтрационных свойств призабой-ной зоны пласта, которая в процессе длительной эксплуатации скважин засоряется асфальто-смолистыми парафиновыми отложениями, солями, глинистыми частицами и др. На нефтегазовых промыслах применяют более 20 технологий по воздействию на призабойную зону с целью улучшения фильтрационной характеристики пористой среды и устранения различных осложнений. Естественно, используемые методы и технологические приемы, направленные на повышение производительности скважин, на нефтяных и газовых месторождениях, осуществляют с учетом геолого-физических свойств коллектора, физико-химической характеристики насыщающих его жидкостей и газа, пластового давления и др.

Одним из перспективных методов повышения производительности скважин является использование пенокислотных рецептур, направленных на решение актуальной задачи - разработку новых технологий селективной кислотной стимуляции продуктивности карбонатных пластов-коллекторов и увеличения коэффициента извлечения нефти [3].

Известно, что пена является высококонцентрированной дисперсной системой, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсной средой - жидкость. Для получения пены в системе «жидкость-газ» необходимо присутствие третьего компонента. Вещества, находящиеся в жидкости или прибавляемые к ней и образующие пену, называют поверхностно-активными (ПАВ) или пенообразователями.

Для наиболее глубокого проникновения, в частности, хлористоводородной кислоты вглубь пласта, что повышает эффективность соляно-кислотных обработок (СКО), в последнее время все большее применение находит пенокислотная обработка (ПКО) скважин. Сущность этого способа ОПЗ заключается в том, что в пласт закачивается не традиционный водный раствор HCl, а аэрированный раствор ПАВ в последней, в виде пены. Пенокислоты успешно применяются и для гидравлического разрыва карбонатных пластов-коллекторов [4] и увеличения коэффициента нефтеизвлечения.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1) кратно замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию удаленные от скважины участки пласта, ра-

нее недостаточно или совершенно не охваченные процессом движения углеводородов к забоям скважин;

2) малая плотность кислотных пен (400--800 кг/м3) и их повышенная вязкость и структурно-механические свойства, позволяют существенно увеличить охват воздействием кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта. Данное обстоятельство включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных кислотных обработках, что особенно важно при относительно больших продуктивных толщинах пласта и пониженных пластовых давлениях;

3) улучшаются условия очистки ПЗП от продуктов реакции: присутствие ПАВ снижает поверхностное натяжение, как активной, так и отреагировавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого газа в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при освоении скважин (при снижении забойного давления), улучшает условия и качество освоения;

4) улучшается экологическая обстановка на нефтегазовых промыслах.

Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. В аэраторе происходит перемешивание раствора кислоты с газом и образование пены. Более современными являются газобустерные установки, обеспечивающие образование и закачку газожидкостных смесей, пены, растворов ПАВ [5].

Степень аэрации пенокислоты регулируется, по различным литературным данным (в различных горно-геологических условиях), в широких пределах - от 1 до 100 и более [2-8]. При пенокислотных обработках применяют следующие традиционные ПАВ: сульфанолы, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5 % от объема раствора [6].

Анализируя опыт использования пенокислотных ОПЗ карбонатных коллекторов, можно сделать следующий вывод - на успешность (в среднем, 50 %) и эффективность обработок (от 100-200 до 600-800 т/скв.) влияют:

- геолого-технические факторы (выбор скважины-кандидата, пористость коллектора, тип коллектора (поровый, трещинный, доломитизирован-ный), глинистость и т.д.;

- технические и технологические особенности (объемы закачиваемых кислотных реагентов, пенообразующих композиций, кратность пены, степень аэрации, рецептура состава, репрессии на пласт, закачка отклонителей, чередование порционных закачек пены и кислоты.

Опыт показывает, что более эффективны термо-пенокислотные ОПЗ, направленные пенокислотные ОПЗ с отклонителями (нефтекислотные эмульсии), варианты с предварительной закачкой оторочки гидрофобной высоковязкой эмульсии.

За рубежом использование пенокислот для интенсификации притока нефти началось в 60-е гг. прошлого века [7]. В настоящее время это одно из

перспективных направлений развития техники и технологий стимуляции скважин, эксплуатирующихся при средних и низких пластовых давлениях в плотных порово-трещинных карбонатных отложениях. Образование пены осуществляют, как правило, на поверхности или непосредственно на забое (путем закачки жидкости по кольцевому пространству и газа по колонне НКТ). Применяемые пено-кислоты состоят: 65-85% азот, 0,5-1% ПАВ, 0,4-1% ингибитор коррозии, остальное - жидкая фаза. Могут содержать 0,2-0,6% углеводородные пенообра-зующие вещества.

Анализ современного промыслового опыта ОПЗ пенокислотой в Оренбургской области [4] показывает перспективность проектирования и использования следующих вариантов технологии:

- циклические пенокислотные обработки в скважинах с неоднородными коллекторскими свойствами с преобладанием порового коллектора. Технология заключается в циклической закачке вспененной кислоты и негазированного кислотного раствора;

- объемные пенокислотные обработки скважин. Для обеспечения улучшенных свойств пены, предотвращения ухода кислоты только в высокопроницаемые пропластки и равномерной обработки пластов, первая порция кислоты закачивается с расходом до 0,5 м3/мин., при этом обеспечивается более высокое соотношение газ - жидкость;

- декольматация прискважинной зоны пласта пенными системами, основанная на гидромониторной очистке прифильтровой зоны с последующим нагнетанием пены в пласт;

- циклическая закачка вспененных полимерных систем и солянокислотной композиции для предотвращения (минимизации риска) газо-, водо- проявлений.

Учитывая, что дисперсность является одним из главных показателей стабильности (устойчивости) пены и характеризуется средним размером пузырьков, распределением их по размерам, была проведена микроскопия проб.

В связи с вышеизложенным, проведены исследования базового пенокислотного состава с присадкой - пенообразователем. Исследуемая низкократная пена была получена на основе смешения кислотного состава (раствор соляной кислоты, вспениватель, восстановитель, катализатор) и газогенерирующего раствора в отношении 16:7 по объему.

Для проведения исследований дисперсности пены использовался инвертированный металлографический микроскоп марки «Х1М700», по типу средств измерений, который входит в комплексы аппаратно-программного анализа изображений ЫЕХБУБ ImageExpert. Принцип действия комплексов ImageExpert основан на получении изображений структуры поверхности объекта в заданном масштабе при помощи оптического прибора, их фиксации цифровой видеокамерой и последующем анализе изображений в персональной электронно-вычислительной машине (ПЭВМ) с помощью программного обеспечения №ЕХ8У8 ImageExpert. Использование современных автоматизированных уста-

новок позволило определять не только качественную картинку динамики ячеек пены во времени, но и оценивать динамику количественных параметров (размеры ячеек пены Б за счет контроля площади 8).

Микрофотографирование проводилось в течение 15 минут на каждой пробе пенокислоты через каждые 3 минуты, что позволило в реальном времени исследовать процессы образования и коалесценции ячеек пены. Характерная динамика ячеек пены приведена на рисунках 1 а-в (увеличение 100 крат) в таблице 1 приведена характеристика параметров ячеек пены.

в

Рис. 1 - Микроскопия первой пробы пены: а) - 1 мин, б) - 9 мин, в) - 15 мин

После статистической обработки результатов экспериментов аналитически выделено три типа ячеек по диаметру (рис. 2).

Вестник технологического университета. 2015. Т.18, №22 Таблица 1 - Характеристика параметров ячеек проб пены

№ D

1 мин 9 мин 15 мин 1 мин 9 мин 15 мин

1 323,19 963,67 978,16 82031,48 729350,5 751441,4

2 291,76 401,59 328,81 66855,59 126664,1 84909,59

3 340,35 159,92 213,86 90975,17 20085,83 35919,57

4 269,51 241,55 127,47 57048 45823,33 12761,22

5 38,12 176,02 28,93 1141,26 24332,45 657,18

6 129,27 131,92 120,62 13123,63 15202,05 11425,90

Процентное распределение размеров ячеек пены

Тип 1 тии г

Тип 3

14.5-198,8 !?ЬД-Ь'.|),4

диаметрячейки (|ЛК№|

Рис. 2 - Процентное распределение размеров ячеек пены

Анализируя полученные данные микроскопии, можно сделать вывод, что исследуемые образцы пенокислоты характеризуются полидисперсным состоянием, с преобладанием относительно мелко-(от 24 мкм) и среднеячеестых структур (200-300 мкм), вплоть до 0,5 мм дисперсий; что соизмеримо и сопоставимо с геометрическими характеристиками микротрещин и трещинами природного карбонатного коллектора. Можно прогнозировать перспективность использования данных пенокислотных систем для направленных (селективных) кислотных обработок порово-трещинных нефтяных пластов.

Пенокислотные методы обработки прискважин-ных зон (ОПЗ) нефтяных, газовых и газоконденсат-ных пластов удачно сочетают в себе актуальные сегодня физико-химические свойства и технические возможности, а именно:

- осуществление физико-химического воздействия на ПЗП в «щадящем» режиме, позволяющим минимизировать негативное воздействие на водона-сыщенные интервалы;

- увеличение глубины воздействия на продуктивный пласт, что очень важно для повышения области дренирования и охвата пласта химическим воздействием;

- полный вынос продуктов реакций из пласта и их удаление из полости скважины за счет создаваемого режима депрессии и структурно-механических свойств пенных систем.

Литература

1. М.Х. Мусабиров, Сохранение и увеличение продуктивности нефтяных пластов, Фэн, Казань, 2007. 424 с.

2. А.Ю. Дмитриева, М.В. Залитова, М.И. Старшов, М.Х. Мусабиров, Вестник Казанского технологического университета, 6. 254-257 (2014).

3. В.Н. Глущенко, Г.А. Орлов, М.А. Силин, Технологические процессы вскрытия пластов и добычи нефти с использованием обратных эмульсий, Интерконтакт Наука, Москва, 2008. 360 с.

4. В.Н. Глущенко, М.А. Силин, Нефтепромысловая химия: Изд. В 5-ти томах. - Т.4. Кислотная обработка скважин, Интерконтакт Наука, Москва, 2010. 703 с.

5. Б.М. Сучков, Повышение производительности малоде-битных скважин, УдмуртНИПИнефть, Ижевск, 1999. 550 с.

6. В.Г. Пантелеев, Е.В. Лозин, А.Г. Скороход, Приросты коэффициента вытеснения нефти из песчаных и карбонатных коллекторов для различных по размеру оторочек пены / Тр. БашНИПИнефть. - Уфа: 1990. С. 71-79.

7. В.И. Глазова, Г.И. Трахтман, Совершенствование методов интенсификации притока нефти к забою скважин путем кислотных обработок: Обзорная информация, ВНИИОЭНГ, Москва, 1985. 61 с.

8. М.Х. Мусабиров, Технология обработки призабойной зоны нефтяного пласта в процессе подземного ремонта скважин, ВНИИОЭНГ, Москва, 2002, 224 с.

9. М.Х. Мусабиров, Тез. докл. XIV науч.-практ. конф. «Геология и разработка месторождений с трудноиз-влекаемыми запасами», ЗАО «Изд-во «Нефтяное хозяйство», Москва, 2014. С 32.

10. О.С. Цокур. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Краснодар, 2015, 24 с.

© А. Ю. Дмитриева - к.т.н., доцент кафедры химической технологии органических материалов Бугульминского филиала КНИТУ; М. В. Залитова - старший преподаватель кафедры химической технологии органических материалов Бугульминского филиала КНИТУ; И. Г. Шайхиев - д.т.н., заведующий кафедрой инженерной экологии КНИТУ, ildars@inbox.ru.

© A. Yu. Dmitrieva - Ph.D., assistant professor, department of chemical engineering of organic materials in Bugulma branch of Kazan national research technology university; M. V. Zalitova - Senior Lecturer, Department of Chemical Technology of organic materials Bugulmia branch of the same university; I. G. Shaikhiev - PhD, Head of the Department of Environmental Engineering of the same university, ildars@inbox.ru.