Первые результаты применения технологии повышения нефтеотдачи пласта на основе модифицированного кремнезоля

С. В. Крупин, Г. С. Дьяконов, В. Б. Обухова, Г. Н. Пестерников,

А. А. Энгельс, С. Ф. Смирнов, Ф. А. Губайдуллин

ПЕРВЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ ТЕХНОЛОГИИ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДИФИЦИРОВАННОГО КРЕМНЕЗОЛЯ

Ключевые слова: наночастицы кремнезолей, повышение коэффициента извлечения нефти.

Задачи увеличения нефтеотдачи пласта с низкой проницаемостью могут решаться на основе технологических жидкостей с регулируемой адсорбционной способностью компонентов. Перспективными к подобным требованиям материалами способны служить водные дисперсии наночастиц кремнезо-лей, модифицированные поверхностно-активными веществами.

Лабораторные испытания подтвердили ожидаемое повышение коэффициента извлечения нефти. Первоначальные результаты опытно-

промысловых работ на нагнетательных скважинах месторождений Западного Казахстана позволили зарегистрировать увеличение приемистости скважин и суточного притока нефти, а также понижение общего притока жидкости, что указывает на процесс фазового перераспределения в пласте фильтрационных потоков в пользу углеводородов.

Key words: nano particles of the silica, factor of extraction of oil.

Problems of the oil increment from the reservoirs with low permeability can dare on the basis of technological liquids with regulated adsorptive ability of components. As perspective materials to similar requirements water dispersions nano particles of the silica fumed, modified by surface-active substances are capable to serve.

Laboratory researches have confirmed expected increase of factor of extraction of oil. Initial results of skilled-trade works on delivery chinks of deposits of the Western Kazakhstan have allowed to register increase reservoir capacity oil wells and daily inflow of oil, and also fall of the general inflow of a liquid that specifies in process of phase redistribution in a layer of filtrating streams in favor of hydrocarbons.

В практике разработки нефтяных месторождений особое положение занимают объекты с терригенными низко- и средне - проницаемыми коллекторами. Указанная исключительность связана с высокой себестоимостью и низкой технологической эффективностью их разработки посредством существующих в отрасли технологий.

Фильтрация технологических растворов в пористой среде осложнена преодолением гидравлических сопротивлений. Кроме влияния вязкости самих технологических растворов, структурной неоднородности и извилистости поровых каналов большое влияние на повышение величины гидравлического сопротивления при фильтрации жидкости оказывает наличие неподвижных гидратных слоев на поверхности пор. Особенно заметно это проявляется при фильтрации в низко- и средне - проницаемых порах пород-коллекторов. В

таких коллекторах количественно преобладают поры со средним диаметром поровых каналов в диапазоне от 2 до 10 мкм. Вместе с тем толщина слоя структурированной, связанной воды часто достигает такого же значения.

Разработка низкопроницаемых терригенных глинистых коллекторов осложнена гидравлическими потерями (низкая приемистость указанных коллекторов) при их заводнении, основной причиной этих потерь является пробладание в указанных коллекторах поровых каналов со средним эквивалентным диаметром < 70 мкм.

В случае нефтяных месторождений вода поступает в призабойную зону пласта (ПЗП) из-за перетоков из выше и ниже лежащих водонасыщенных горизонтов и образования конуса обводненности, вода может поступать от нагнетательных скважин по неоднородному пласту. В результате в призабойной зоне гидрофильного пласта продуктивных скважин образуется зона капиллярно-удерживаемой воды [1,2]).

Для предотвращения вышеописанных эффектов нужно уменьшить или устранить влияние капиллярных эффектов путем обработки ПЗП гидрофобизатором на водной и на углеводородной основах [3]. Однако не во всех случаях гидрофобизация оказывает положительное влияние на проницаемость пористой среды по нефти. Так в работе [4] обнаружили, что гидрофобизация может быть неэффективна в низкопроницаемых коллекторах.

В Казанском государственном технологическом университете разработан и испытан гидрофобизатор «ТАТНО-2002» [1]. Промысловые эксперименты подтверждают эффективность реагента в условиях бобриковского и девонского горизонтов Елгинского месторождения (Татария) - обводненность продукции уменьшилась на 10 - 30 %, дебит по нефти увеличился до 4 раз.

В работе [5] для повышения продуктивности юрских высокотемпературных низкопроницаемых пластов разработан и успешно испытан состав, представляющий собой синергическую смесь спиртов и гидрофобизатора. Спирты используются в качестве реагента для удаления воды, ПАВ - гидрофобизатор меняет смачиваемость породы, повышает проницаемость ПЗП для нефти и снижает поверхностное натяжение.

В последние годы широко рекламируются твердые гидрофобизаторы марки «Полисил» (разработки и производства АО «РИТЭК»), представляющие собой кварцевые пески субмикронного размера с модифицированной химическим реагентами поверхностью [6]. В Республике Татарстан выпускается аналогичный реагент марки «Кварц» (производитель ООО «Кварц»).

Гидрофобизация ПЗП несомненно относится к методам селективной водоизоляции. Однако в нефтяной промышленности методы гидрофобизации ПЗП добывающих скважин в настоящее время не нашли широкого применения, что косвенно указывает на их недостаточную эффективность.

Пути нейтрализации капиллярно-удерживаемой воды связаны в первую очередь с использованием ПАВ, позволяющего снижать поверхностное натяжение. При его снижении на 10% прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) возрастает на 7-12 пунктов, а при снижении на 20% - КИН может достичь 97%.

В настоящее время известны работы по синтезу димерных ПАВ геминального и бо-лаформного типа, способных снижать поверхностное натяжение на один-два порядка. Однако пока эти ПАВ еще не вышли из стадии лабораторных исследований, а наибольшую эффективность показывают в нефтепромысловом деле мицеллярные составы, формируемые на основе ПАВ, способных к мицеллообразованию[7,8]. Однако высокие концентрации ПАВ в мицеллярных растворах делают их применение в процессах ПНП нерентабельным.

Целью обсуждаемой разработки является увеличение нефтеотдачи терригенных глинистых, алевролитовых слабопроницаемых пластов за счет улучшения фильтрационных и нефтеотмывающих свойств закачиваемой воды. Поставленная задача достигается за счет использования при заводнении оптимальных технологических составов (ВУЧ) с регулируемой адсорбционной способностью, минимизирующих неизбежные потери при фильтрации в пласте.

Технология рекомендуется для применения на эксплуатационных участках, представленных низкопроницаемыми терригенными коллекторами и осуществляется путем закачки в нагнетательные скважины водных растворов ВУЧ, которые представляют собой гидрофобизаторы, формируемые не на кварцевых частицах, а на наночастицах кремнезоля (силиката натрия) с высоким силикатным модулем.

Строение подобного гидрофобизатора напоминает строение мицеллы обычных ПАВ, но в данном случае его ядром служит частица диоксида кремния с размерами 4-5 нм, которая окружена молекулами модифицирующего ПАВ.

Эффективность такого гидрофобизатора исследовалась на стандартном керне тер-ригенных девонских пород на лабораторной установке с двухслойной пористой средой; при этом основным параметром служил конечный коэффициент вытеснения нефти. По результатам этих испытаний коэффициент вытеснения нефти достигал 96,7%, что в 3-4 раза выше, чем при использовании традиционного полимерного заводнения, и в 2 раза выше чем при применении мицеллярных ПАВ. Высокая эффективность реагента обязана его строению и механизму просачивания через пористую среду.

Преимуществами обсуждаемой технологии являются:

- вовлечение в разработку ранее недоступных, низкопроницаемых продуктивных пластов с проницаемостью менее 0,1 мкм ;

- универсальность технологии, возможность проведения работ в карбонатных и терригенных пластах;

- технология не требует использования нестандартного оборудования;

- применяемый реагент имеет 3 класс опасности, является пожаровзрывобезопасным и малотоксичным.

Опытно-промышленные работы с использованием реагента ВУЧ проводились на месторождении ******** (Западный Казахстан) на 8 участках нагнетательных скважин (горизонты Ю1, Ю2). Работы по закачке реагента Силином-ВУЧ были начаты 31.07.2010 и закончились 19.08.2010.

Средние дебиты по нефти по участкам реагирующих (добывающих) скважин составляли от 8 до 30 тн/сутки, средняя обводненность по участкам составляла 75 %. Объем закачки технологического раствора реагента Силином-ВУЧ составлял в среднем 40 м , за исключением последней скважины, где общий объем закачки технологического раствора составил 80 м3. На последней скважине было осуществлено комплексное 2-х этапное воздействие на пласт:

- на первом этапе была проведена закачка 40м технологического раствора реагента Силином, который функционально предназначен для блокады промытых высокопроницаемых пропластков;

- на втором этапе осуществлялась закачка 40м технологического раствора реагента Силином-ВУЧ.

По предварительному анализу режимов работы реагирующих (добывающих) скважин следует отметить несколько принципиальных положительных моментов:

Общий суточный дебит по нефти за прошедший период по 8 участкам обработанных нагнетательных скважин вырос (на 23.08.2010) на 76 тонн по сравнению с базовым показателем (со 178,4 до 254,4 т/сутки), При этом 3 участка работали после воздействия не более 2-х недель. Следует отметить, что основной прирост в дополнительную добычу внесла последняя скважина (53,7 т\сутки), на которой было проведено 2-х этапное воздействие на пласт.

Общий суточный дебит добываемой жидкости, на фоне увеличения отбора нефти, снизился на 9 м3, что указывает на очевидную положительную тенденцию процесса перераспределения фильтрационных потоков в обработанных пластах.

На 5 из 8 обработанных нагнетательных скважин увеличилась приемистость в среднем на 48%. Последняя величина также свидетельствует о перераспределении фильтрационных потоков в обработанных пластах (с учетом факта увеличения отбора нефти и снижения отбора жидкости).

Следует также отметить, что мы имеем дело лишь с предварительными результатами воздействия. Согласно нормативам, принятым в нефтедобывающей отрасли, объективные результаты от воздействия методов повышения нефтеотдачи пластов могут быть получены не ранее трех месяцев со времени проведения вышеуказанных работ.

Литература

1. Козин, В.Г. Исследование коллоидно-химических свойств и анализ результатов опытнопромышленных испытаний композиционного гидрофобизатора «ТАТНО-2002»/ В.Г. Козин и др. // Нефтяное хозяйство. - 2004. - №11. - С.73-75.

2. Старковский, А. В. Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи / А. В. Старковский, Т.С. Рогова // Нефтяное хозяйство. - 2003. - №12. - С.36-38.

3. Палий, В.О. Применение гидрофобизирующих веществ для обработок призабойных зон скважин/ В.О. Палий и др. // Нефтяное хозяйство. - 1993. - №10. - С.64-65.

4. Сергиенко, В.Н. О нецелесообразности гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин/ В.Н.Сергиенко, Н.А.Черепанова, Е.Ф.Кутырев, Г.В. Ложкин // Нефтяное хозяйство. - 2006.

- №11. - С.34-37.

5. Стрижнев, К. В. Новые технологии ОАО «ОТО» в области интенсификации добычи нефти/ К.В.Стрижнев и др. // Интервал. - 2003. - №4-5(75-76). - С.58-63.

6. Инновационные технологии на основе материалов «Полисил» // Нефтепромысловое дело. -2002. - №6. - С.63-64.

7. Сургучев, MM. Применение мицеллярных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов/ М.Л.Сургучев, В.А.Шевцов, B.B.Сурина // M., 1977. - 206с.

8. Сургучев, М.ЛВторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов / М.Л.. Сургучев - М.: Недра, 1985. - 308 с.

© С. В. Крупин - д-р техн. наук, проф. каф. физической и коллоидной химии КГТУ, mem-brana@kstu.ru; Г. С. Дьяконов - д-р хим. наук, ректор КГТУ, office@kstu.ru; В. Б. Обухова - гл. технолог ООО «Силином». г. Ульяновск, nomak.kazan@rambler.ru; Г. Н. Пестерников - зам. дир. ООО «Силином»; А. А. Энгельс - зам. ген. дир. ТОО «НТЦ Холдинг Геосервис», Алматы, Республика Казахстан, a_engels@mail.ru»; С. Ф. Смирнов - гл. инж. ТОО «НТЦ Холдинг Геосервис», Алматы, Республика Казахстан, sfsmirnoff@mail.ru; Ф. А. Губайдуллин - канд. техн. наук, зам. ген. дир. ООО «Дельта ойл сервис», г.Казань, fargub@mail.ru.