УДК 622.276.6
© Коллектив авторов,1998
О.Б.Собанова, Г.Б.Фридман, Н.Н.Брагина, И.Л.Федорова, О.Г.Любимцева (ОАО "НИИнефтепромхим")
O.B.Sobanova, G.B.Fridman, N.N.Bragina, I.L.Fedorova, O.G.Liubimtseva (OAO "Nllneftepromhim")
Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи
Application of hydrocarbon base surfactants for oil production stimulation and oil recovery increase
Presented are several recipes for hydrocarbon base surfactants, used used for development of technologies, designed for oil production stimulation and oil recovery increase. Results of technologies field tests, using SNPX-9630 and SNPX-9633 agents, are reviewed. Efficiency of their application is stated.
последние годы для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов в промысловой практике широко апробируются технологии, основанные на использовании различных химических агентов. Последние практически все используются в виде водных растворов либо систем на водной основе. Однако применение таких методов с использованием водных реагентов имеет следующие недостатки: их реализация практически осуществима только в летний период и иногда сопровождается увеличением на-бухаемости глин; проницаемость для нефти при попадании водных систем в нефтенасыщенные прослои, как правило, снижается; часто такие системы имеют низкую селективность и др.
В связи с этим в НИИнефтепромхиме в течение нескольких лет проводятся работы по созданию новых способов воздействия на пласт с использованием химических реагентов на углеводородной основе [1-4]. Базовыми реагентами служат ПАВ. Применение не индивидуальных ПАВ, а композиций, содержащих различные ПАВ и углеводородные растворители, позволяет в широких пределах изменять свойства этих систем и адаптировать составы к различным геолого-физическим условиям месторождений.
На основе исследований по изучению физико-химических, реологических свойств систем углеводород-ПАВ-вода и оценки изменения фильтрационных характеристик жидкостей в пористой среде после
введения в нее поверхностно-активных составов были подобраны рецептуры углеводородных композиций. Они позволяют в свободном объеме и пористой среде получать гелеобразные эмульсионные системы с внешней углеводородной фазой. Образующиеся эмульсии стабильны в течение длительного времени (более 1 года), имеют хорошие реологические показатели (вязкость более 20000 мПа-с при скорости сдвига примерно 3 с-1 и менее), устойчивы к размыванию водой и легко разрушаются под действием нефти. Кроме того, разработанные углеводородные композиции ПАВ этого типа обладают гидрофобизирующим действием, высокой растворяющей и диспергирующей способностями по отношению к асфальтосмо-лопарафиновым отложениям (АСПО). Закачка данных реагентов в модели нефтяного пласта существенно (в 50 раз и более) снижает проницаемость водонасы-щенных прослоев, при этом проницаемость для нефти несколько (в 1,5-2 раза) возрастает. Последнее свидетельствует об избирательности (селективности) действия таких композиций на зоны с различной нефте-водонасыщенностью.
Были получены также составы углеводородных композиций ПАВ (УК), которые обладают высоким моющим (вытесняющим) действием по отношению к нефти, АСПО и другим отложениям. Однако возникающие при их контакте с водой нефтяного коллектора эмульсии нестабильны и характеризуются малой
вязкостью. По лабораторным данным, применение таких композиций существенно (на 15-22%) повышает коэффициент нефтевытеснения из моделей нефтяного пласта. Следовательно, в зависимости от состава углеводородные композиции ПАВ могут применяться как блокирующие, выравнивающие ("эмульгирующие" УК) или как нефтевытесняющие, очищающие агенты ("моющие" УК).
Проведенные исследования позволили рекомендовать несколько рецептур углеводородных композиций ПАВ, использование которых легло в основу следующих технологий, предназначенных для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов:
^ технологии обработки призабойных зон добывающих скважин УК и УК с наполнителем для снижения обводненности извлекаемой продукции (селективная изоляция);
^ технологии обработки призабойных зон добывающих скважин УК совместно с кислотой для увеличения их продуктивности или нагнетательных скважин для повышения их приемистости (направленные кислотные обработки);
^ технологии обработки нагнетательных скважин УК для выравнивания фронта вытеснения заводняющей жидкости (увеличения коэффициента охвата);
^ технологии повышения нефтеотдачи с использованием УК с высоким моющим действием (увеличение коэффициентов охвата и вытеснения нефти). Во всех технологиях, за исключением
2/1998 35
последней, применяются эмульгирующие свойства углеводородных композиций ПАВ. Необходимые для реализации этих технологий УК в промышленности выпускаются под шифрами СНПХ -9630 и СНПХ -9633. В настоящее время производится несколько модификаций (марок) этих реагентов, различающихся по составу, назначению и геолого-физическим условиям применения. Реагенты
СНПХ-9630 и СНПХ-9633 технологичны: однородны, не расслаиваются в широком диапазоне температур, имеют невысокую (менее 3 мм2/с при температуре 20°С) вязкость и низкую (не более -30°С) температуру застывания. Их свойства не меняются при длительном (более года) хранении.
В статье приведены результаты промысловых испытаний технологий с использованием реагентов СНПХ-9630 и СНПХ-9633.
Впервые закачка реагента СНПХ-9630 с целью ограничения притоков воды в добывающие скважины была осуществлена в конце 1990 г. - начале 1991 г. в НГДУ "Лениногорскнефть". Пробные испытания, выполненные на 303 карбонатной залежи серпуховского надгори-зонта, подтвердили эффективность метода. Поэтому с 1992 г. опытно-промышленные работы стали проводиться на других залежах и месторождениях, представленных карбонатными и терригенны-ми коллекторами различного строения.
К началу 1997 г. АО "Татнефть" с использованием реагентов СНПХ-9630 и СНПХ-9633 было обработано около 140 скважин, причем 58% из них - скважины, вскрывающие карбонатные коллекторы. Из скважин, пробуренных на терриген-ные коллекторы, 71% девонские, остальные - бобриковские; из скважин карбонатных коллекторов 7% - скважины дан-ково-лебедянского горизонта, остальные - нижнего и среднего карбона (из них 65% - серпуховского надгоризонта, 9% -башкирского, 19% - турнейского ярусов). Поскольку эта технология наиболее широко апробирована в промысловых условиях, она описана более подробно.
Обводненность большинства скважин перед обработкой составляла более 95% (74% общего числа скважин). 18% общего числа обработанных скважин об-воднились на 90-95%, лишь 8% - менее, чем на 90%. Дебит нефти на момент закачки по 82% скважин составлял менее 1 т/сут, лишь по 10% - превышал 15 т/сут; 57% скважин находились в
эксплуатации, 19% - в бездействии из-за высокой обводненности и низкой рентабельности, 24% - в консервации.
Перед закачкой реагента определяли приемистость скважины по воде. Если давление нагнетания жидкости было высоким, то его снижали с помощью существующих методов (обычно путем создания кислотной ванны). Реагент, как правило, закачивали по НКТ, но в отдельных случаях (5% скважин) - по межтрубному пространству, в том числе в трех скважинах - без подъема оборудования. Объем использованной композиции обычно составлял 12-28 м3. В процессе закачки реагента СНПХ-9630 (СНПХ-9633) в
пласт давление в среднем возрастало на 30-40 % (по 85% скважин). В качестве продавочной жидкости обычно объемом 6-10 м3 использовали нефть, пресную или минерализованную воду, причем последнюю - в большинстве скважин (83%). После окончания продавки скважину закрывали на реагирование на 24-48 ч, потом осваивали насосом (89% скважин) либо компрессором.
Проведенные опытно-промышленные испытания показали, что обработки скважин
реагентами СНПХ-9630, СНПХ-9633 и
их освоение проходят без осложнений. Метод прост и технологичен: не требуется специального оборудования, количество необходимой техники минимально (агрегат ЦА-320 и автоцистерны для подвоза реагента и продавочной жидкости); работы могут проводиться в любое время года, возможна закачка реагента без подъема НКТ.
Эффективность применения реагентов
СНПХ-9630 и СНПХ-9633 определяли по снижению обводненности и изменению дебита жидкости и нефти. Когда последний становился ниже предела рентабельности (менее 0,5 т/сут), то его переставали учитывать, даже если после обработки наблюдалось небольшое снижение обводненности или увеличение дебита нефти (например от 0,1 до 0,5 т/сут). Если после закачки УК добыча нефти не увеличивалась или объем попутно извлекаемой воды не снижался, то обработки считались неуспешными.
В большинстве скважин (75% общего числа) после обработки обводненность уменьшалась в среднем на 30-40 %. В трех существенно изменилась плотность попутно извлекаемой воды, что свидетельствует о вовлечении в работу новых прослоев.
По 36% скважин после воздействия
дебит жидкости уменьшился, по 10% -не изменился, по остальным - возрос в среднем на 20%. Однако по некоторым скважинам из числа последних дебит жидкости через 3-6 мес постепенно снизился до 60-80% первоначального, т.е. изменение дебита жидкости свидетельствует о том, что реагенты СНПХ-9630 и СНПХ-9633 не являются изолирующими в "чистом виде", а обладают комплексным действием. Это происходит, по-видимому, вследствие того, что они содержат ПАВ и углеводородные растворители, потому способны очищать приза-бойную зону пласта от АСПО, нефтяных эмульсий и др. Анализ промысловых данных показал, что если реагент оказывает в основном растворяющее (обводненность извлекаемой жидкости не уменьшается, а дебит нефти возрастает) или изолирующее (количество попутно добываемой воды сокращается, а дебит нефти не изменяется) действие, то успешность обработок ниже, чем при проявлении комплексного действия реагента (соответственно 37, 59 и 82 %).
Изолирующий эффект от применения
реагентов СНПХ-9630 и СНПХ-9633
больше в скважинах, имеющих для данного типа залежи сравнительно высокие дебиты жидкости. Это согласуется с бол
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.