Л.К. АЛТУНИНА В.А. КУВШИНОВ
Институт химии нефти Сибирского отделения РАН г. Томск
Рис. 1. Влияние карбамида и роданистого аммония на температуру гелеобразования 1 %-го раствора ЭЦ
КОМПЛЕКСНАЯ ГЕЛЬ-ТЕХНОЛОГИЯ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА С ПРИМЕНЕНИЕМ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СИСТЕМ
В Институте химии нефти СО РАН в последние годы ведется работа над новыми технологиями увеличения нефтеотдачи с применением неорганических и полимерных термотроп-ных гелеобразующих систем, способных генерировать гели непосредственно в пласте за счет тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя [1-8]. Их применение позволяет создавать в пласте отклоняющие экраны, регулировать фильтрационные потоки, что приводит к увеличению добычи нефти, снижению обводненности продукции скважин. Экологическая безопасность реагентов, входящих в состав этих систем, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях Западной Сибири.
В 1992 — 1997 гг. успешно проведены опытно-промышленные испытания технологий регулирования фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением пу-
тем закачки термотропных гелеобразующих составов (ГОС) ГАЛКА и МЕТКА в нагнетательные скважины [1-8]. В настоящее время эти технологии используются в промышленном масштабе для увеличения нефтеотдачи на месторождениях Западной Сибири в ТПП «Лан-гепаснефтегаз», «Когал ы м нефте-газ» и ОАО «Юганскнефтегаз». С 1998 г. по технологиям с использованием композиций МЕТКА и ГАЛКА обрабатывается 100 — 150 нагнетательных скважин в год; дополнительная добыча нефти составляет в среднем 1 — 3 тыс. т на скважину. Срок окупаемости затрат — 5 — 12 месяцев.
Эффективность технологий можно повысить, если одновременно проводить воздействие ге-леобразующими составами как на нагнетательных, так и на добывающих скважинах, гидродинамически связанных с нагнетательными.
100
5 10 15
Концентрация карбамида, мае. %
ИССЛЕДОВАНИЕ КИНЕТИКИ
ГЕЛЕОБРАЗОВАНИЯ,
РЕОЛОГИЧЕСКИХ
И ФИЛЬТРАЦИОННЫХ
ХАРАКТЕРИСТИК
ТЕРМОТРОПНЫХ
ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ
СОСТАВОВ
Применительно к геолого-физическим условиям месторождений Западной Сибири в качестве геле-образующих составов, способных образовывать гели непосредственно в пласте, использованы системы полимер, с нижней критической температурой растворения (НКТР), — вода [9, 10]. Указанные системы при низких температурах являются маловязкими растворами, при высоких температурах превращаются в гели. Процесс обратим: при охлаждении гель разжижается, становится снова маловязким раствором, при повторном нагревании опять образует гель — и так многократно. В качестве полимера с НКТР использовали простой эфир целлюлозы (ЭЦ). Для повышения температуры и времени гелеобразования в растворах ЭЦ предложено использовать координирующий растворитель — водные растворы карбамида и солей роданистоводород-ной кислоты (МН4СМБ, №СМБ, КСМБ) [4-7].
Карбамид и соли аммония увеличивают температуру гелеобра-зования растворов ЭЦ, наибольшее увеличение наблюдается для аммония роданистого (рис. 1). При этом добавление 5% аммония роданистого вызывает большее увеличение температуры геле-образования, чем 20% карбамида, а добавление 10% аммония роданистого вызывает такое же увеличение температуры гелеоб-разования растворов ЭЦ, как 40% карбамида — от 59 до 84оС. Соли
роданистоводороднои кислоты (МН4СМБ, МаСМБ, КСМБ) практически не сорбируются породами пласта, стоИки при высоких пластовых температурах, поэтому известно их применение в качестве трасс-индикаторов для определения направления и скорости фильтрационных потоков в нефтяном пласте. Наличие таких реагентов в гелеобразующих составах может дать дополнительную информацию о времени жизни гелевых экранов, движении пластовых флюидов.
Проведено исследование кинетики гелеобразования, реологических характеристик растворов и гелеИ в системе: простоИ эфир целлюлозы — карбамид — соль роданистоводородноИ кислоты — вода в области температур 50 — 100°С. Зависимость вязкости от температуры для этих систем имеет экстремальный характер. Вязкость растворов при 20оС находится в пределах от 40 до 130 МПас. При нагревании до 52 — 80оС происходит постепенное снижение вязкости до 8 — 30 МПас. Затем, при дальнеИшем нагревании — резкое увеличение вязкости до 100 — 1100 МПа с (в 3 — 130 раз), связанное с гелеобразованием (рис. 2). Температура, при котороИ вязкость принимает минимальное значение, соответствует нижнеИ критическоИ температуре растворения (НКТР) — температуре ге-леобразования в системе.
Исследование влияния электролитов на температуру гелеобразо-вания растворов ЭЦ показало, что добавление солеИ хлористоводо-родноИ кислоты (МаС!, СаС12, МдС12 и др.) приводит к ее снижению тем большему, чем выше концентрация соли. При этом наибольшее снижение температуры гелеобразования наблюдается при деИствии 1:1 электролитов, влияние 2:1 и 3:1 электролитов слабее и практически одинаково (рис. 3). Закачиваемые и пластовые воды месторождениИ содержат в основном эти же соли, поэтому приготовление растворов ЭЦ с использованием пластовых и закачиваемых вод также приводит к снижению НКТР и температуры гелеоб-разования.
Экспериментально установлено, что влияние добавок, изменяющих температуру гелеобразова-ния растворов ЭЦ, как правило,
10000
о с
100
20 30 40 50 60 70 Температура" С
80
90
100
1 1,5 2 2,5 Ионная сила, моль/кг
аддитивно. Поэтому температуру и время гелеобразования в растворах ЭЦ можно регулировать в широких пределах, варьируя концентрации карбамида и аммония роданистого, используя минерализованные пластовые и закачиваемые воды, добавки солеИ. При разработке гелеобразующих составов для различных геолого-физических условиИ месторождениИ можно получить композиции с задан ноИ температуроИ ге-леобразования в интервале 20 — 120оС.
Проведено исследование фильтрационных характеристик и неф-тевытесняющеИ способности геле-образующих составов на основе ЭЦ применительно к условиям месторождениИ ЗападноИ Сибири. Установлено, что закачка отороч-
ки гелеобразующего раствора в неоднородную модель пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков.
При этом резко снижается подвижность жидкости в высокопро-ницаемоИ колонке, а в низкопро-ницаемоИ, в конечном счете, остается на том же уровне. Перераспределение фильтрационных потоков сопровождается доотмывом остаточноИ нефти — особенно интенсивным из низкопроницаемоИ колонки.
РоданистыИ аммониИ и карбамид, входящие в состав композициИ, являются одновременно трасс-индикаторами. Экспериментально установлено, что выход роданистого аммония составляет 76 — 99%. Выход карбамида из моделеИ с температуроИ 55 —
Рис. 2.
Зависимость
вязкости
растворов,
содержащих 1%
ЭЦ и 5%
карбамида,
от температуры
при различных
концентрациях
аммония
роданистого
Рис. 3. Влияние
электролитов на температуру гелеобразования 1%-го раствора ЭЦ
Рис. 4.
Результаты закачки композиции РОМКА на Урьевском месторождении, пласт АВ1. Показатели добывающей скважины 1438/71 (нагнетательная скважина 1810)
Р
5 I—
-е-
ш
X I-
ю ш
I-
о о
X X
а>
X g
ш ю О
80оС составляет 90 — 98%. А из моделей с температурой 95 — 100оС понижается до 38 — 70% вследствие разложения карбамида. Наличие тассеров позволит осуществлять контроль за разработкой месторождений.
На основании проведенных исследований для проведения опытно-промышленных работ на месторождениях Западной Сибири с пластовыми температурами в интервале 50 — 100оС рекомендованы гелеобразующие составы (композиции РОМКА) на основе ЭЦ с содержанием аммония роданистого (1 — 5%), карбамида (5 — 20%). Количество аммония роданистого и карбамида в композиции РОМКА определяется, исходя из минерализации воды, на которой готовится композиция, и температуры пласта.
ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ ГЕЛЬ-ТЕХНОЛОГИИ НА УРЬЕВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
Для увеличения нефтеотдачи месторождений на поздней стадии заводнения разработана гель-технология, которая заключается в комплексном воздействии на призабойные зоны нагнетательных и добывающих скважин тер-мотропными гелеобразующими
композициями РОМКА. Они образуют гель непосредственно в пласте при пластовой температуре.
С целью вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов в 2001 году на опытных участках пласта АВ1 Урьевского месторождения были проведены опытно-промышленные работы по закачке композиций РОМКА. Закачка проводилась на двух опытных участках месторождения: на первом — в нагнетательные скважины 52р/71, 1810/71, добывающие скважины 1430/71, 1438/71; на втором — в нагнетательную скважину 780/93 и добывающую скважину 1800/90.
Объемы закачки композиций составляли от 50 до 200 м3. Так как призабойная зона нагнетательных скважин охлаждена закачкой воды, и температура составляла 29 — 41оС, для снижения температуры гелеобразования композиций использовали добавление 5% хлористого натрия. Для улучшения закачки композиций в добывающие скважины в первую порцию композиции добавляли 50 кг НПАВ. Закачка производилась сначала в нагнетательные скважины, затем в добывающие, гидродинамически связанные с нагнетательными. После закачки композиций РОМКА в нагнетательные скважины осуществлялась продавка водой в объеме 50
— 100 м3. После закачки в добывающие скважины продавка осуществлялась нефтью в объеме 20 м3. Затем скважины останавливали на 24 часа для образования геля, после чего пускали скважины в работу. Объем закачки композиций РОМКА на первом участке в целом составил 420 м3, на втором — 200 м3.
До закачки композиции РОМКА в нагнетательные скважины и после закачки и гелеобразова-ния осуществлялось измерение приемистости в трех режимах — при давлении нагнетания 11,0, 12,0 и 13,0 МПа. По всем скважинам наблюдалось уменьшение приемистости в 1,2 — 2,5 раза.
В добывающих скважинах наибольшее и устойчивое снижение обводненности наблюдалось в скважине 1438/71 — с 98 до 86,7%, а затем до 45 — 47%. При этом дебит по нефти увеличился с 1 до 3 м3/сут, а затем до 8,3 т/сут (рис. 4). В скважине 1430/71 наблюдалось увеличение дебита с 2,8 до 9,3 м3/сут при снижении обводненности с 97% максимально до 91%. В скважине 1
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.