Заводнение с водорастворимыми ПАВ

Механизм процесса. ПАВ способствуют лучшему вытеснению нефти водой, содержащей ПАВ, т.е. увеличивается коэффициент вытеснения. ПАВ типа ОП-10 при массовом содержании 0.05-0.1 % обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости от 35-45 до 7-8 Мн/м, увеличение угла смачивания от 18 до 27 ⁰ и уменьшение натяжения смачивания в 8-10 раз. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде и стабилизация образующейся дисперсии. Размеры нефтяных капель уменьшаются, вероятность их коалесценсии и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды. (ВСВ основано на коалесценции нефтяных капель - несоответствие!) Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород.[27] (несоответствие!!!!) По лабораторным исследованиям БашНИПИнефть выявлено, что основными факторами, влияющими на фазовую проницаемость терригенных пород (глинистость менее 10 %), являются значительное изменение ее смачиваемости от гидрофобной к гидрофильной под действием НПАВ и повышенная сорбция (до 2 мг/г) породами пласта. Это приводит к разрушению таких пород вследствие набухания глинистых частиц за счет увеличения в них межпакетного расстояния, переносу их фильтрующейся жидкостью и, как следствие, к снижению проницаемости пород [16].

Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. Структурообразование в одних случаях связано с большим содержанием асфальтенов, в других - твердых парафинов. В определенной мере на структуробразование влияют и органические кислоты. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти, что наблюдается по уменьшению градиента динамического давления сдвига. Ослабляющее действие ПАВ на аномалии вязкости и структурно-механические свойства смолистых и высокосмолистых нефтей оказывается более значительным по сравнению с высокопарафинистой нефтью.

Под действием сил молекулярного притяжения ПАВ выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают значительно меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удельной поверхностью (до 0,5-1,2 м²/г) и значительно большей адсорбционной активностью. Адсорбция ПАВ зависит от минералогического состава пород, при прочих равных условиях с увеличением карбонатности и глинистости пород адсорбция возрастает [27]. В полимиктовых коллекторах и алевролитах адсорбция ПАВ В 5-6 раз выше чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2-5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м³ пористой среды. [18]

Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.

Наиболее типичные представители различных классов ПАВ, применяемые в нефтяной промышленности следующие: анионоактивные ПАВ - алкилакрилосульфонаты (сульфанолы), алкилсульфонаты, алкилсульфаты; катионоактивные ПАВ - алкилбензилпиридинийхлориды (катапин К), алифатические амины (солянокислцые соли АНП), производные имидазолинов (карбозолин -О); неиногенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы (типа ОП-10; АФ-n, где n - степень оксиэтилирования), оксиэтилированные жирные спирты, оксиэтилированные жирные кислоты, блоксополимеры окисей этилена и пропилена (дисолваны, проксаннолы, сепаролы).

Поскольку пластовые воды содержат большое количество хлоридов щелочно-земельных металлов (в основном кальция и магния), при использовании их для заводнения рекомендуется применять неионогенные ПАВ, которые в отличие от анионоактивных ПАВ не вступают в химическое взаимодействие с солями щелочно-земельных металлов, обладают доататочно высокой активностью, меньшей адсорбируемостью на поверхности пород, а их свойства могут изменяться за счет регулирования в широких пределах количества присоединяемой в процессе получения окоси этилена. По данным исследований, наиболее эффективными для применения при заводнении пластов являются неиногенные ПАВ и их смеси с ионогенными ПАВ, а также сульфонаты. К неионогенным ПАВ относится отечественный продукт ОП-10, Неонол АФ-14, АФ-12; и аналогичные зарубежные продукты: Превоцел W-ON, Тритон X-100, Игепал CO-630, Тержитол NP-27 и многие другие.

Технология воздействия и область применения. При заводнении с ПАВ повышается темп отбора нефти, коэффициент нефтеотдачи увеличивается не более чем на 2-5 %.

Технология закачки раствора ПАВ проста, на влечет за собой существенных изменений системы разработки. Объемы закачиваемых растворов ПАВ концентрации 0,05-0,1 % должны быть очень большими (не менее 2-3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения.

Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 15-25 мПа*с), при высокой обводненности пласта, свыше 70 %, в неоднородных пластах.

Промышленные испытания. Метод испытывался на месторождениях Арланское (Николо-Березовская площадь), Ромашкинское (Зеленогорский, Чишминский, Холмовский участки), Биби-Эйбат, Западно-Сургутское, Самотлорское, Струтыньское. Наиболее известный и крупный промышленный опыт проводился на Арланском месторождении, который был начат в 1964 г на Нагаевском участке.

Планировалось сравнить показатели разработки участков с обращенной пятиточечной схемой размещения скважин, разбуренных по уплотненной сетке (среднее расстояние от расположенной в центре нагнетательной до добывающих 100 м). В связи с преждевременным обводнением контрольного участка, разрабатываемого при обычным заводнении, показатели работы опытного участка сравнивали с показателями работы сходных по геологическим характеристикам участков Арланского месторождения, разбуренных по промышленной сетке. По оценкам авторов этого промыслового опыта (Бабалян Г.А., Тумасян А.Б. и др) раствор ПАВ на опытном участке продвигался медленнее, чем на участках, где закачивалась обычная вода. Последнее, по их мнению явилось свидетельством более полного охвата опытного участка заводнением *?*. Период безводной добычи нефти на опытном участке был значительно выше. Безводная нефтеотдача составила 18%, в то время как в условиях промышленной сетки скважин безводная нефтеотдача составила 9%. На опытном участке была более высокой текущая нефтеотдача при одинаковой обводненности продукции. Приведенные положительные результаты опытных работ на Нагаевском участке не могли быть объяснены только действие ПАВ т.к. * существенное влияние оказала уплотненная сетка скважин на опытном участке. В связи с этим было принято решение о проведение крупномасштабного эксперимента на Николо-Березовской площади Арланского месторождения. Эксплуатационный объект площади является многослойный, с высокой степенью геологической неоднородности по разрезу и по площади развития песчано-алевролитовых пластов С_I, С_II, С_III, С_IV, С_V тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Испытания проводились в 1967-1984 годах. Процесс был начат практически с начальной стадии разработки, при извлечении около 5% от балансовых запасов нефти. Предполагалось закачивать в пласт раствор ПАВ типа ОП-10, концентрацией 0,05%, в размере 1,2 от объема пор. С начала опыта в пласт было закачано 7,1 тыс. т. или 15,9 млн. м³ ПАВ т.е. 0,78 от порового объема участка.

Эффективность воздействия предполагалось оценивать путем сравнения нефтеотдачи опытного и контрольного участков, исходя из предположения о том, что на укрупненных объектах можно было исключить влияние различий в геологическом строении опытного и контрольных участков. Трудности оценки эффективности методов повышения нефтеотдачи в этом случае определяются различной геологической неоднородностью опытного и контрольного участков и невозможностью прямого сравнения достигнутой по ним нефтеотдачи с целью выявления эффекта. Опыт изучения геологической неоднородности по большому количеству объектов разработки показывает, что практически невозможно найти два близких в геологическом отношении объекта.[78] В связи с этим задача оценки эффективности сводится к идентификации опытного и контрольного участков по геологической неоднородности и прогнозирования по ним текущей нефтеотдачи.

Анализ геолого-промысловых характеристик опытных и контрольных участков свидетельствует о некоторых отличиях друг от друга. В основном эти различия касаются распределения балансовых запасов нефти по площади, пластам и интервалам толщин, характеристике пласта и системы разработки участков. Контрольный участок отличается в лучшую сторону по геолого-физическим характеристикам. от опытного участка, так, например, проницаемость контрольного участка на 0,2 мкм² выше опытного; нефтенасыщенная толщина больше на 2,7 м, коэффициент неоднородности выше на 1,32. Запасы нефти на опытном участке распределены крайне неравномерно по площади и приходятся в основном (73%) на С_II и С_III пласты, которые зачастую сливаются друг с другом. На контрольном же участке основные запасы сосредоточены во С_II пласте (69%) и они равномерно распределены по площади. Технологические условия разработки участков также имеют отличия. Система заводнения на опытном участке очагово-избирательная, на контрольном - линейная. Депрессия на пласт опытного участка выше на 40 % по сравнению с контрольным. Балансовые запасы, приходящиеся на 1 работавшую скважину составили на 60 % обводненности: 160 тыс.т. по опытному участку и 220 тыс.т. по контрольному участку. Выявленные различия затрудняют оценку эффективности воздействия ПАВ простым сравнением показателей разработки опытного и контрольных участков. Имеется точка зрения о некорректности постановки промысловых опытов, основанных на сопоставлении технологических показателей разработки двух участков (полей) - опытного и контрольного. Тем не менее, такие опыты результативны.

Прогноз проведем по АГПМ. Для моделирования нефтеизвлечения используем 26 геолого-физических параметров и 2 основных технологических параметра для (1+2) опытного и (1+2) контрольного участков (приложения 5,6).

Классификация участков в пространстве главных компонент позволила отнести их ко второй группе объектов. Значения главных компонент сведены в таблицу 10.

Таблица 10

Главные компоненты

Главные компоненты	Z1	Z2	Z3	Z4	Z5	Z6
(1+2) опытный участок	2,13	1,85	0,28	0,95	1,50	1,19
(1+2) контрольный участок	2,04	1,07	1,07	0,64	0,12	0,68

Прогноз нефтеотдачи проводился по 5 модели. Расчетные и фактические значения нефтеотдачи представлены в таблице 11.

Анализ. При выборе контрольных участков необходима оценка степени расхождения с опытным участком по величине ожидаемой конечной нефтеотдачи. На момент времени, соответствующий обводненности 90%, прогнозная нефтеотдача контрольного участка выше опытного на 2,4%. Аналогично, сопоставив на данный момент времени фактические значения коэффициента нефтеотдачи определяем, что превышение составило 2%, по сравнению с опытном, т.о., можно заключить, что закачка ПАВ существенно не повлияла на разработку опытного участка.

Таблица 11

Нефтеотдача опытного и контрольного участков Ново-Хазинской площади

Обвод-	(1+2)опытный участок	(1+2)контрольный участок
нен-ность,%	Фактическая нефтеотдача,%	Прогнозная нефтеотдача,%	Фактическая нефтеотдача,%	Прогнозная нефтеотдача,%
	5,0	8,7	5,0	7,5
	10,0	13,2	7,0	11,9
	12,0	14,5	11,0	14,7
	14,0	15,4	15,0	16,0
	15,0	19,4	18,0	20,3
	16,0	22,0	24,0	24,4
	22,0	25,0	29,0	27,8
	26,0	29,3	32,0	31,9
	32,0	37,1	34,0	39,5
		41,9		43,7
		44,2		47,0

Прогноз ВНФ проводился по модели 3 типа. Результаты сведены в таблицу 12.

Таблица 12

Значения ВНФ опытного и контрольного участков Николо-Березовской площади

Обвод-	(1+2)опытный участок	(1+2)контрольный участок
нен-ность,%	Фактический ВНФ	Прогнозный ВНФ	Фактический ВНФ
	0,10	0,04	0,05
	0,20	0,09	0,10	0,09
	0,21	0,26	0,20	0,26
	0,30	0,35	0,30	0,34
	0,35	0,46	0,40	0,42
	0,50	0,87	0,60	0,90
	0,9	1,12	0,85	1,14
	1,4	1,51	1,20	1,50
	2,2	3,11	1,40	3,01
		3,83		3,74
		4,46		4,38

Причиной низкой эффективности применения ПАВ являются значительные потери ПАВ в пласте. По данным исследований нагнетательных скважин при изливе установлен факт быстрого спада концентрации ПАВ в изливаемой жидкости, что объясняется адсорбцией ПАВ породами пласта, их растворением в остаточной нефти, притоками вод из смежных водоносных горизонтов, а также перераспределение потоков жидкости в пласте на стадии закачки и излива, частичного биоразрушения ПАВ пластовой микрофлорой.

По экспериментальным исследованиям НПО "Союзнефтеотдача" для условий каширо-подольских отложений получены стабильные композиционные системы, состоящие из неонола АФ₉-12, технических лигносульфонатов (ЛГС) и проксамина (ПР). Вместо проксамина возможно использование также кубовых остатков бутиловых спиртов (КОБС). Указанные реагенты рекомендованы для улучшения технологических свойств неонолов АФ₉-12: уменьшение температуры застывания, улучшения растворимости в закачиваемой воде и снижения вязкости композиции. Закачка оторочки водного раствора композиции проводилась на трех опытных участках каширо-подольских отложений вятской площади. Обобщение данных о работе добывающих скважин за несколько лет по всем опытным скважинам показали, что закачка композиции привела к росту дебитов нефти в среднем на 16-18 %, дополнительная добыча составила около 130 тыс. т нефти; к снижению обводненности продукции. Текущий прирост нефтеотдачи составил в среднем 1,8 %. Удельная технологическая эффективность составила 35,8 т/т по данным авторов [16]. По данным авторов [69] технологическая эффективность, полученная по характеристикам вытеснения составила 27 т/т.

Удельная дополнительная добыча нефти по фактическим данным и расчетам изменяется от 12 до 200 т/сут. По расчетам М.Л. Сургучева она не может превышать 4,5-5 т/т в кварцевых песчаниках, а в полимиктовых и того меньше 0,7-1,5 т/сут, что экономически нерентабельно.

Анализ результатов свидетельствует о низкой эффективности процесса на терригенных коллекторах ввиду недостаточного межфазного натяжения на границах раздела нефть - пластовая вода и высокой адсорбции НПАВ на поверхность породы. Значительные потери НПАВ связаны с переходом его в нефтяную фазу [16], а также вследствие сорбции ПАВ происходит отставание фронта оптимальной концентрации реагента от фронта вытеснения.

Применение неионогенных водорастворимых ПАВ предполагается в следующих направлениях:

1. Обработка призабойных зон нагнетательных скважин. При закачке водных растворов ПАВ в нагнетательные скважины происходит снижение набухаемости глин в 1,2-2 раза, увеличивается профиль приемистости на 50-70 %, работающая толщина пласта на 10-42 %, фазовая проницаемость на 40-80 %, снижается коррозия водовода и НКТ, и наблюдается уменьшение процесса выпадения солей в пласте при несовместимости закачиваемых и пластовых вод.

2. Обработка призабойных зон добывающих скважин.

3. закачка растворов ПАВ и их композиций, например в смеси с кальцинированной содой в залежах со слабопроницаемыми (к< 30-50 10^-3 мкм²) карбонатными отложениями.