Применение гидрофобизаторов в технологиях интенсификации добычи нефти на различных стадиях разработки месторождения

В. Г. Козин|, Н. Ю. Башкирцева, Р. И. Габидуллин

ПРИМЕНЕНИЕ ГИДРОФОБИЗАТОРОВ В ТЕХНОЛОГИЯХ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ НА РАЗЛИЧНЫХ СТАДИЯХ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Снижение обводненности и ограничение водопритоков добывающих скважин является одной из наиболее актуальных проблем нефтедобычи, особенно на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки. Одним из путей ее решения является применение гидрофобизаторов на различных стадиях разработки и эксплуатации месторождений. С этой целью был разработан реагент ЭВА-10, который обладает высокой гидрофобизирующей способностью и может эффективно применяться в технологиях добычи нефти при обработке призабойных зон скважин в композициях с кремнийорганиче-скими гидрофобными порошками, с целью интенсификации отбора скважинной жидкости при одновременном снижений ее обводненности, на любой стадии эксплуатации месторождения. Использование композиции, обладающей высокими адгезионными, кислото- и водоотталкивающими свойствами, может снизить коррозию нефтепромыслового оборудования. Применение ЭВА-10 позволяет снизить стоимость технологий с применением кремнийорганиче-ских гидрофобных порошков.

Сегодня широкое применения нашли технологии обработки нагнетательных и добывающих скважин суспензией высокодисперсного гидрофобного порошка (ГФП) на основе диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%, что позволяет увеличить дебит нефтяных скважин с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%). Вместе с тем такие технологии не всегда показывают достаточно высокую эффективность и требуют больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов.

Более эффективным для интенсификации притока нефти при обработке добывающих скважин является использование гидрофобных порошков в углеводородных растворителях с концентрацией не менее 0,5-2% мас. В период длительной эксплуатации неизбежно снижение концентрации гидрофобного порошка на поверхности коллектора за счет его десорбции и выноса из призабойной зоны пласта, которое приводит к инверсии смачивания, то есть поверхность раздела фаз становится гидрофильной, и возникает опасность прорыва пластовой воды к забою нефтяной скважины.

Таким образом, десорбция гидрофобизатора отражается на длительности действия гидрофобного агента, что в конечном итоге сокращает срок межремонтных мероприятий эксплуатационных скважин.

Немаловажным является тот факт, что использование гидрофобных суспензий при повышенных концентрациях часто ведет к тампонажу порового пространства призабойной зоны пласта вследствие сопоставимости размеров пор с размерами частиц суспензии гидрофобного порошка, что ограничивает их применение в низкопроницаемых коллекторах. Кроме того, суспензия является нестабильной системой и готовиться непосредственно перед закачкой, а технология приготовления суспензий из высокодисперсных гидрофобных

порошков оксидов кремния и оксидов металлов требует особых условий защиты персонала от тонкодисперсной пыли.

Применение гидрофобизаторов в различных технологиях объясняется общим принципом их действия, а именно их адсорбцией на поверхности раздела фаз с образованием гидрофобной молекулярной пленки. Как известно, для вскрытия продуктивных пластов, вызова притока и обработки призабойных зон добывающих скважин в процессе эксплуатации месторождения наиболее эффективно применение раствора ПАВ в углеводородном растворителе. Высокая эффективность составов объясняется высоким гидрофобизирующим действием маслорастворимых ПАВ по сравнению с водорастворимыми ПАВ за счет наличия более “длинного” гидрофобного хвоста, что и объясняет их способность хорошо растворяться в углеводороде (неполярных растворителях) и лучше гидрофобизировать породу.

Разработана композиция на основе гидрофобного реагента ЭВА-10, оценка эффективности которого проводилась по смачивающей способности кварцевого песка согласно следующей методике.

Использовался кварцевый песок с диаметром частиц 0,14-0,25 мкм. Изначально песок содержит гидрофобные примеси, для удалений этих включений песок обрабатывают HCl путем кипячения в течение 4 часов, после чего его гидрофильность повышается на 55%. Таким образом, моделировалась система на активированном (обработанном HCl) и неактивированном песке. Исследуемыми растворами гидрофобизаторов обрабатывали активированный и неактивированный кварцевый песок и выдерживали в сушильном шкафу до высыхания. Затем набивали в трубки с башмачком высотой 16 см через воронку и уплотняли лабораторным встряхивателем с частотой колебаний 250 циклов в минуту в течение 15-20 минут, погружали в коническую колбу с дистиллированной водой с постоянным уровнем. Выдерживали в течение пяти часов, замеряя высоту подъема воды в трубке через каждые 10 минут. Чем ниже уровень подъема воды за это время, тем выше гидрофобизи-рующее действие состава.

Оценка гидрофобного эффекта составов в зависимости от концентрации используемых компонентов приведена в табл. 1. Суспензия на основе ГФП обладает гидрофобизирующим действием при концентрациях более 1% мас., причем на активированном песке эффекта полной гидрофобизации не достигается. Разработанный состав ЭВА-10 имеет гидрофобные свойства при низких концентрациях, а его добавка к высокодисперсному ГФП в соотношении 1:1 позволяет достичь максимального эффекта при минимальных концентрациях.

При переходе к промышленным испытаниям нужно учитывать индивидуальные геолого-физические условия нефтяного месторождения с неоднородными участками по обводненности и нефтенасыщенности, а также падение гидрофобизирующего действия реагентов при снижении их концентрации в процессе десорбции, которое может привести к прорыву пластовой воды. Поэтому был проведен ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки составом на моделях пласта с различными фильтрационными характеристиками, различной водо- и нефте-насыщенностью. После чего был произведен расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки гидрофобным агентом, рассчитана степень (кратность) ее увеличения для нефти и уменьшения для воды.

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. 1. В качестве “сухого” песка выступал прокаленный кварцевый

Таблица 1 - Оценка действия гидрофобного агента в зависимости от концентрации его в органическом растворителе

Высота подъема воды в капилляре в зави- Высота подъема водь

СОСТАВ симости от концентрации агента (на активированном кварцевом песке) см висимости от концен вированном квар

2% 1% 0,5% 0,1% 0,05% 2% 1% 0,

ЭВА-10 в органическом растворителе 0 0,5 0,5 1 1,5 0 1 1

ГФП* в ДТ** 0 0,8 5 6,5 8 0 0,5

в бензине 0 1 6 7 9 1,75 2,5

ЭВА-10 в ДТ

+ГФП 0 0 0 0 2 0 0

Контрольный опыт (необработанный песок) 16 9

Бензин 4 9

ДТ 2,5 4

*ГФП - гидрофобный порошок. **ДТ - дизельное топливо.

Таблица 2 - Изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке 0,1% ЭВА-10 + ГФП 0,1% в

органическом растворителе

Модель пласта Кратность уменьшения проницаемости по воде, раз КВ2/КВ1 Кратность увеличения пр ти, раз Кн

Сухой песок 2,333 2,33

Начально водонасыщенный 4,000 3,75С

Начально нефтенасыщенный 0,042 2,40С

Остаточно нефтенасыщенный. 0,417 2,000

Кві - коэффициент фазовой проницаемости по воде до обработки,

Кв2 - коэффициент фазовой проницаемости по воде после обработки,

Кн1 - коэффициент фазовой проницаемости по нефти до обработки,

Кн2 - коэффициент фазовой проницаемости по нефти после обработки.

песок; в качестве начально водонасыщенного - сухой песок, через который был профильтрован один поровый объем воды; в качестве начально нефтенасыщенного - начально водонасыщенный песок, через который был профильтрован один поровый объем нефти; в качестве остаточно нефтенасыщенного - начально нефтенасыщенный песок,

через который был профильтрован объем воды, необходимый для достижения полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости.

Рис. 1 - Схема получения моделей пласта с различной водо- и

нефтенасыщенностью

Схемы определения коэффициентов фазовой проницаемости на моделях пласта с различной водо- и нефтенасыщенностью представлены на рис. 2.

Рис. 2 - Схема определения коэффициентов фазовой проницаемости на моделях пласта с различной водо- и нефтенасыщенностью

Для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряли время прохождения каждых 20 мл (один поровый объем) воды или нефти через пласт. Эксперимент проводили при остаточном давлении 0,01 атм. (8 мм рт. ст.). Вакуумирование прекращали после выравнивания границы раздела фаз жидкость-воздух с границей раздела фаз жидкость-порода. Расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки производился по закону Дарси.

В табл. 2 представлено изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке раствором с концентрацией гидрофобного агента 0,1% мас. в углеводородном растворителе.

Из полученных данных видно, что в общем случае для всех моделей пласта наблюдается снижение фазовой проницаемости по воде (до 4 раза) и существенное повышение фазовой проницаемости по нефти (до 3,8 раз). 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.

Результаты экспериментов свидетельствуют, что разработанная композиция “ЭВА-10+ГФП” 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.

На основании данных лабораторных экспериментов следует вывод, что реагент “ЭВА-10” обладает высокой гидрофобизирующей способностью и может эффективно применяться в технологиях добычи нефти при обработке призабойных зон скважин, в композициях с кремнийорганическими гидрофобными порошками, с целью интенсификации отбора скважинной жидкости при одновременном снижении ее обводненности на любой

стадии эксплуатации месторождения. Использование композиции, обладающей высокими адгезионными, кислото- и водоотталкивающими свойствами, может снизить коррозию нефтепромыслового оборудования. Применение “ЭВА-10” позволяет снизить стоимость технологий с применением кремнийорганических гидрофобных порошков.

© В. Г. Козин - д-р техн. наук, член-кор. РАН; Н. Ю. Башкирцева - канд. техн. наук, доц. каф. хими-

ческой технологии переработки нефти и газа КГТУ; Р. И. Г абидуллин - асп. той же кафедры.