УДК 622.276.7:665.61
© Коллектив авторов, 2010
О повторном применении потокоотклоняющей технологии
Л.М. Петрова, д.х.н., Н.А. Аббакумова, к.х.н., Т.Р. Фосс, Г.В. Романов, д.х.н. (Институт органической и физической химии им. А.Е. Арбузова КазНУ РАН), Р.Х. Муслимов, д.т.н. (Казанский гос. университет), С.В. Крупин, д.т.н. (Казанский гос. технологический университет)
On the repeated use of oil recovery flow-redizecting technologies
L.M. Petrova, N.A. Abbakumova, T.R. Foss, G.V. Romanov (A.E. Arbuzov Institute of Organic and Physical Chemistry, Kazan Scientific Center of RAS), R.Kh. Muslimov (Kazan State University), S.V. Krupin (Kazan State Technological University)
After successful application in several areas of technology-based high-modulus water glass during the second of its application in three years more oil at these sites lacked. However, the composition of petroleum after the application of technology has undergone significant change, indicating the connection is not involved in earlier in the development of less permeable aleurolitic interlayers, the oil recovery factor of which is low The question arises - in the absence of increase in oil production to consider it further, or to recognize the application flow-redizecting technology is not effective?
Ключевые слова: нефтеотдача, потокоотклоняющие технологии, масляные углеводороды, плотность и вязкость нефти.
Адрес для связи: Petrova@iopc.ru
В настоящее время из третичных методов увеличения нефтеотдачи (МУН) наиболее широко применяются потокоотклоняющие технологии, позволяющие снизить проницаемость промытых зон пласта или полностью их изолировать, уменьшить степень неоднородности пласта и таким образом повысить охват пласта заводнением [1]. На долю потокоотклоняющих технологий приходится основной объем дополнительной добычи нефти. Сравнительная технико-экономическая оценка применения технологий показывает их высокую экономическую эффективность: затраты на проведение работ окупаются в основном в течение нескольких первых месяцев. Оценка технологической эффективности МУН проводится сравнением показателей эксплуатации объектов воздействия, полученных в результате применения МУН, с расчетными показателями, которые были бы получены без применения МУН.
В качестве альтернативы технологическая эффективность действия потокоотклоняющих технологий установлена на основе неоднородности состава и свойств нефтей, извлеченных из разных частей пласта с различной степенью выработанности [2, 3]:
- если извлекаемые нефти характеризуются меньшими плотностью и вязкостью, более высоким выходом легкокипящей фракции (начало кипения - 200 °С) и увеличением в составе масляных углеводородов содержания низкомолекулярных н-ал-канов, то в разработку подключаются новые части пласта;
- если состав и свойства извлекаемой нефти ухудшаются, то довытесняется ранее не подвижная нефть из промытых частей пласта;
- при отсутствии эффекта средние значения параметров неф-тей остаются прежними;
- в случае вовлечения в разработку запасов из зон выпадения парафинов извлекаемые нефти характеризуются меньшими плотностью и вязкостью, более высоким выходом легкокипящей фракции и увеличением доли в углеводородном составе легких н-алканов при низком уровне добычи.
Ранее анализ результатов применения потокоотклоняющей технологии с использованием высокомодульного жидкого стекла на нескольких участках девонских пластов Ромашкинского месторождения показал ее достаточно высокую эффективность [2-4]. После закачки технологического раствора в нагнетательные скважины на участках была получена дополнительная добыча нефти, снизились плотность и вязкость нефти, в составе масляных углеводородов увеличилось содержание низкомолекулярных н-алканов. Это свидетельствовало о подключении новых частей пласта, содержащих нефть со свойствами, близкими к начальным.
Образующиеся в промытых частях пласта после применения потокоотклоняющих технологий гели или осадки со временем разрушаются, в результате возникает необходимость повторной обработки. Повторная обработка нагнетательных скважин раствором высокомодульного жидкого стекла проведена после 3 лет разработки участков с применением заводнения. Однако после нее на этих участках дополнительная добыча нефти не была получена. Целью данной статьи являлось выяснение причин отсутствия технологической эффективности повторного применения потокоотклоняющей технологии.
Исследовались нефти с трех участков площадей Ромашкинско-го месторождения (см. таблицу). Песчаник в районе этих участков
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
09'2010
79 79
Номер Плотность Вязкость | Массовое содержание в нефти, %
Площадь нагнетательной скважины образца добывающей скважины нефти, г/см3 нефти, 10-6 м2/с углеводородов бензольных смол спиртобензольных смол асфаль-тенов
Восточно-Лениногорская 28997 1 11187 0,8605/0,8687 11,7/14,8 79,6/79,9 14,0/11,6 4,3/6,8 2,1/1,7
2 18567 0,8617/0,8686 11,3/14,9 79,4/76,8 14,9/14,4 4,3/6,9 1,9/1,9
3 28996 0,8624/0,8579 12,4/11,1 79,4/79,6 14,0/12,9 4,3/6,2 2,3/1,3
Карамалинская 13682 4 2924 0,8874/0,8862 28,8/31,9 69,0/72,2 21,5/17,1 6,4/7,4 3,1/3,3
5 13683 0,8833/0,8811 25,0/23,7 74,3/73,2 17,4/16,5 5,5/7,9 2,8/2,4
6 19084 0,8840/0,8802 25,4/24,9 69,6/73,0 20,4/16,0 7,0/8,5 3,0/2,5
7 19112 0,8844/0,8858 30,1/27,1 72,1/72,1 20,5/16,0 4,7/9,3 2,7/2,6
13771 8 13774 0,8960/0,9000 40,3/50,6 67,1/71,8 21,1/16,1 7,6/7,7 4,2/4,4
9 13775 0,8982/0,8965 51,6/42,6 67,7/68,9 20,2/16,2 6,5/8,6 5,6/6,3
10 13776 0,8950/0,9052 39,1/67,1 69,6/69,9 20,4/17,6 5,8/8,1 4,2/4,4
Примечание. В числителе приведены значения параметров до применения технологии, в знаменателе - после применения.
характеризуется слоистой неоднородностью. Нефти перед второй закачкой технологического раствора различались по физико-химическим свойствам. Плотности и вязкости нефтей участка Вос-точно-Лениногорской площади очень близки. Значения этих параметров для нефтей участков Карамалинской площади менее близки. Нефти более тяжелые и вязкие, особенно нефти участка нагнетательной скв. 13771. Через 6 мес после обработки пласта через нагнетательные скважины плотности и вязкости нефтей из одних и тех же скважин или увеличились, или снизились, но незначительно.
Нефти с участка Восточно-Лениногорской площади перед применением технологии содержали больше углеводородов и меньше спиртобензольных смол по сравнению с нефтями с участков Карамалинской площади (см. таблицу). После применения технологии закономерность распределения компонентов в неф-тях различных участков сохранилась. В пределах отдельно взятого участка нефти из одних и тех же скважин по содержанию углеводородных компонентов и асфальтенов различаются незначительно. Снижается количество бензольных смол и увеличивается содержание спиртобензольных смол.
Данные ИК-спектроскопии свидетельствуют о существенном изменении строения средней молекулы нефти после применения технологии. Содержание парафиновых структур относительно ароматических (СН2+СНз)/С=Саром, рассчитанное по оптическим плотностям полос поглощения соответственно 720, 1380 и 1600 в нефтях значительно снизилось. Чтобы оценить, в результате чего изменился структурно-групповой состав нефтей, изучено распределение структурных групп в отдельных компонентах. В масляных углеводородах показатель (СН2+СНз)/С=Саром характеризует соотношение содержания парафиновых углеводородов и парафиновых заместителей относительно содержания ароматических структур, в остальных компонентах - отражает долю парафиновых заместителей. Изменения в строении средней молекулы нефтей связаны в основном с масляными углеводородами - в них парафиновые структуры стали преобладать в гораздо меньшей степени, что свидетельствует об увеличении содержания ароматических углеводородов. Несмотря на некоторое увеличение в бензольных смолах доли парафиновых заместителей в ароматических структурах, низкое соотношение содержания парафиновых и ароматических структур в масляных углеводородах оказало решающее влияние на строение средней моле-
Рис. 1. Содержание карбонильных групп в кислотах С=О/С=Саром в бензольных смолах (а) и в спирто-бензольных смолах (б) до (1) и после (2) применения технологии (номер образца соответствует табличному)
кулы нефти после применения технологии. В молекулах бензольных и спиртобензольных смол увеличилась интенсивность полосы поглощения 1710 см-1, соответствующей карбонильным группам в карбоксильных группах кислот, о присутствии которых дополнительно свидетельствует полоса поглощения гидрок-сильных групп. Относительное содержание карбонильных групп СО/С=Саром в бензольных смолах увеличилось в 1,3-4 раза, а в спирто-бензольных смолах - в 2-4 раза (рис. 1). В асфальтенах изменилась конденсированность полициклического ядра (рис. 2). Она отражает содержание ароматических связей в бензольном кольце (оптическая плотность полосы поглощения 1600 см-1) относительно содержания в нем С-Н связей (сумма оптических плотностей полос поглощения 780 и 820 см-1) С=Саром/СНаром и увеличивается при конденсации ароматических колец. В асфальте-
80
09'2010
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО
Рис. 2. Конденсированность асфальтенов до (1) и после (2) применения технологии (номер образца соответствует табличному)
Рис. 3. Соотношение содержания алканов [п(С12-С20)+/(С14-С20)]/п(С21-С33) до (1) и после (2) применения технологии (номер образца соответствует табличному)
нах после применения технологии конденсированность снизилась, что свидетельствует об уменьшении размеров полициклического ароматического ядра асфальтенов.
В процессе добычи в индивидуальном составе алкановых углеводородов снижается содержание низкомолекулярных алканов относительно содержания высокомолекулярных гомологов [и(С12-С20)+г(С14-С20)]/и(С21-С33). После применения технологии (рис. 3) доля низкомолекулярных алканов по сравнению с их высокомолекулярными гомологами увеличилась. Такое распределение алканов соответствует нефти с менее измененными природными свойствами.
Таким образом, после применения потокоотклоняющей технологии на основе высокомодульного жидкого ст
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.