Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава 4. Селективные методы ограничения водопритока
Основные месторождения России переходят на позднюю стадию разработки, характеризующуюся пассивным ростом обводненности и снижением темпов отбора нефти. Резкое понижение коэффициента нефтеизвлечения вызывается рядом основных причин: - изменением состава и структуры нефти под воздействием закачиваемой воды, приводящее к повышению ее вязкости; - интенсификацией выделения асфальтосмолопарафиновых отложений, вследствие снижения пластовой температуры; - кольматацией призабойной зоны пласта, как результатом взаимодействия породы с водой и примесями в ней, приводящей к понижению проницаемости. Остаточная нефть в пластах удерживается главным образом в виде капель, а также нефтяных микро- и макроцеликов. К настоящему моменту выяснено, что остаточная нефть в поровой части оказывается более вязкой, более насыщенной тяжелыми компонентами АСПО и для ее вытеснения требуется большая удельная работа. Увеличение нефтеотдачи связано с вовлечением в разработку неизвлеченных запасов нефти, однако на поздних стадиях разработки это сложно выполнить с помощью существующих классических технологий. Большое число существующих и вновь разрабатываемых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) связано с многообразием физических процессов, происходящих в нефтяном пласте при его разработке, но в конечном итоге направлено на вовлечение остаточной нефти в фильтрационный поток от нагнетательных к добывающим скважинам [29 - 33]. Самым распространенным МУН является искусственное заводнение с помощью которого восполняется энергия пластов и появляется возможность регулирования охвата пластов различными гидродинамическими методами. Для того, чтобы нефтеотдача при заводнении была эффективна, приходится решать ряд задач – повышать охват пласта дренированием, выравнивать проводимость пластов за счет уменьшения фазовой проницаемости для воды, снижать межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть – вода, гидрофилизировать поровое пространство в фильтрационном потоке. При обычном заводнении без применения дополнительных реагентов, эффективность обеспечивается применяемыми технологиями и системами заводнения, основываясь на особенностях геологического строения залежи. Наличие зон с различной проницаемостью приводит к кратковременному положительному эффекту заводнения. Прорыв пластовых и закачиваемых вод по отдельным высокопроницаемым пластам и пропласткам ведет к быстрому обводнению добываемой продукции. В этих условиях ограничение движения вод в высокопроницаемой части коллектора становится необходимым фактором улучшения метода заводнения. С этой целью еще в середине прошлого века начали осуществлять полимерное или щелочное заводнение. Добавки полимеров приводят к повышению вязкости воды, уменьшению соотношения подвижности воды и нефти, снижению возможности прорыва воды, обусловленной неоднородностью пласта. Растворы щелочи при взаимодействии с компонентами пластовых вод приводили к образованию водоизолирующих осадков, закупоривающих водопромытые зоны пласта. Однако, экономическая эффективность такого ограничения водопритока оказалась невысокой, вследствие необходимости закачки больших объемов реагентов. Поэтому в настоящее время предпочтение отдается технологиям с применением малообъемных закачек (оторочек), приводящим к созданию водоизолирующей блокады в призабойной зоне добывающих скважин. Для закачек же в нагнетательные скважины используют более дешевые и доступные реагенты.
4.1. Классификация методов ограничения водопритока
Применяемые технологии ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, разделяются на селективные и неселективные [6, 9, 10, 17, 18, 19, 20, 15, 34, 35]. Такое разделение определяется физико-химическими свойствами материала. Неселективные методы изоляции (НСМИ) – это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой и газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ – точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщенной части пласта. Для этого в основном используются цементы, пеноцементы, полимерцементы, технические устройства типа разбуриваемых пакеров и перекрывающих устройств. В данной книге неселективные методы ограничения водопритока подробно не рассматриваются, а основное внимание будет уделено селективным методам изоляции вод. Селективные методы изоляции (СМИ) – это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорированную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающееся вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. Селективное воздействие химпродуктов основывается на различии физико-химических свойств пластовых жидкостей (нефти и воды) и физико-геологических особенностях строения продуктивного объекта, определяющих гидродинамическую обстановку коллектора. С учетом механизма образования водоизолирующих масс и физико-химических принципов воздействия на вмещающую среду можно выделить пять групп селективных химических реагентов и, соответственно, основанных на них методов: 1. Отверждающиеся – химические реагенты образующие после попадания в пласт водоизолирующую массу, растворимую в нефти и нерастворимую в водной среде. Основные материалы, использующиеся при этом перечислены в табл. 4.1. Таблица 4.1 Отверждающиеся химические реагенты Тип материала Промышленное наименование 1. Полиуретаны 2. Синтетические смолы: фенолоформальдегидные 3. Кремнийорганические соединения: органохлорсиланы олигомерные органосилоксаны эфиры ортокремниевой кислоты Клей КИП-Д ТСД-9 Метилхлорсилан, фенилхлорсилан Этилакрилхлорсилоксаны Полидиорганосилоксаны Тетраэтоксисилан Этилсиликат 2. Гелеобразующие – химические реагенты, приводящие к образованию пространственных гелеобразных систем с неорганической или органической твердой фазой высокой степени дисперсности с водной или неводной дисперсионной средой. Основные химические реагенты для образования гелевых структур приведены в табл. 4.2. В зависимости от характера образующейся пространственной структуры геля и типа химических связей различают три типа гелей [34]: * классические – чаще всего обладают структурой коагуляционого типа из первичных частиц или агрегатов (доменов, агломератов), связи между которыми обладают низкой энергией, легко разрушаются при механическом воздействии и восстанавливаются в покое; их изоляционные свойства основаны на высокой проникающей способности (создание протяженных экранов в тонкопористых средах) и устойчивости пространственной структуры к влиянию внешних агрессивных сред; Таблица 4.2 Гелеобразующие химические реагенты Наименование Тип материала 1.Полимеры акриловых кислот и их производных: сополимеры полиакриловой кислоты и их производные сополимеры метакриловой кислоты 2. Производные целлюлозы: сложные эфиры целлюлозы (карбоксиметилцеллюлозы) простые эфиры целлюлозы 3. Предельные полимеры, полиолефины 4. Вязкие нефти, эмульсии и др. нефтепродукты 5. Нефтерастворимые смолы и латексы 6. Неорганические материалы Полиакриламид гелеобразный или сухой, Гипан Метас, Флокулянт «Комета», МАК-ДЭА КМЦ-500, КМЦ-600 Оксиэтилированная целлюлоза, Метилцеллюлоза полиэтиленовая крошка, полиизобутилен Нафталин, парафин, НЧК (нейтрализованный черный контакт, контакт Петрова (кислый гудрон), высокоокисленный битум Х-1, СКС-30, СКС-50, СКД-1, резиновая крошка Жидкое стекло * частично отверждаемые – получающиеся в результате взаимодействия первичного геля с флюидами, породой, химическими реагентами, температурного превращения, введения химически активного наполнителя, в котором частично, взамен коагуляционных связей, возникли химические, причем возможно взаимопроникновение коагуляционной и конденсационно-кристаллизационной структур с широким спектром энергии связи; * ксерогели – отверждаемые вследствие образования химических связей гели, утратившие дисперсионную среду (растворитель). По характеру образования различают гели: образующиеся в результате взаимодействия с поверхностью породы покрытой нефтью; основанные на свойствах высаливания полимеров при взаимодействии с солями пластовых вод. При первом типе гелеобразования используются частично гидролизованный полиакриламид (ПАА), мономеры акриламида, гипаноформальдегидная смесь, полиоксиэтилен, темпоскрин. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании геля в пласте значение остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, свойств реагента и проницаемости пористой среды. В нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости. Для улучшения качества образующегося геля совместно или раздельно с ПАА закачивают катионы поливалентных металлов. В качестве наполнителей при получении полимерно-дисперсных и полимерно-гелевых систем используют бентонитовую глину, хлористый кальций, карбонат натрия, алюмохлорид и другие материалы. Другая группа химреагентов образует гель при взаимодействии с солями пластовой воды. На осаждении и структурировании ионами поливалентных металлов Ca+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой (гипан) и метакриловой (метас, комета и т.д.) кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтенасыщенный пласт. 3. Осадкообразующие – химические реагенты, в пластовых условиях приводящие к выпадению нерастворимого осадка в водонасыщенных зонах. Преимущественно при этом используются три механизма образования осадка. Неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (М – одновалентный щелочной металл) реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. Для изоляции водопритоков с образованием осадков в результате химической обменной реакции с солями пластовых вод используют гидроксиды поливалентных и щелочноземельных металлов, растворы сложных эфиров, мыла высокомолекулярных кислот. Третий тип образования осадков происходит в результате гидролиза при взаимодействии материалов с водой, а не с содержащимися в ней солями. К числу реагентов, которые применяются для образования осадка в водонасыщенных зонах при реакции гидролиза относятся соли некоторых металлов, сложные эфиры, органические силикаты, канифолевое мыло, изоциануровая кислота. 4. Гидрофобизаторы – реагенты, применение которых основано на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны, что приводит к снижению фазовой проницаемости пород для воды и, следовательно, к повышению фильтрационного сопротивления для ее движения. В этом случае применяются ПАВ, аэрированные жидкости, полиорганосилоксаны и другие химические гидрофобные продукты. 5. Пенные системы – образуются в результате взаимодействия химических реагентов, что позволяет блокировать пути продвижения воды как следствие прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений. Помимо базовых химических реагентов, в композициях для ограничения водопритока применяют разнообразные вспомогательные реагенты - наполнители, стабилизаторы, модификаторы и катализаторы: бентонитовую глину, древесную муку, хлористый кальций, карбонат натрия, алюмохлорид, хромо-калиевые квасцы, катионы поливалентных металлов, серную кислоту и многие другие. Подобное подразделение химических реагентов достаточно условно, поскольку многие вещества способны образовывать разные типы водоизолирующих масс в зависимости от конкретных условий, кроме того, большинство из них применяются сейчас не в чистом виде, а в составе разнообразных композиций. Необходимо также учитывать область применимости различных реагентов в зависимости от источника поступления воды в скважину, конкретных геолого-литологических и технических параметров месторождения. В случае конусного обводнения необходимо создание экранов в области водо-нефтяного контакта. Для этого, например, возможно применение разнообразных полимерных систем. Однако при поступлении воды в скважину вследствие преждевременного прорыва по высокопроницаемым интервалам более эффективна гидрофобизация порового пространства призабойной зоны. Наличие же заколонного перетока требует применения отверждающихся реагентов, типа АКОР или синтетических смол. Блокирование высокопроницаемых интервалов пласта путем закачки реагентов в нагнетательные скважины приводящее к перераспределению фильтрационных потоков возможно на основе применения широкого круга реагентов: осадкообразующих, полимерных и пенных систем, гидрофобизаторов, резиновой крошки. Несмотря на такое значительное количество химических реагентов, применяемых для ограничения водопритоков, реальное применение на практике получили лишь некоторые. В данной книге подробно будут рассмотрены лишь те технологии, которые получили конкретное воплощение на практике и характеризуются достаточно высокой эффективностью.
4.2. Полимерное заводнение
Полимерное заводнение – метод повышения эффективности заводнения пластов заключающийся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением [6, 14, 17, 36, 37]. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. При концентрации полимера 0,01 – 0,1 % вязкость раствора увеличивается до 3 – 4 мПа·с. Это приводит к аналогичному уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. Полимерное заводнение обеспечивает выравнивание профиля вытеснения нефти и контроль за его подвижностью. Чаще всего, особенно в периоды высоких цен на нефть, полимерное заводнение используется для ограничения водопритоков и в добывающие скважины. Во всех первоначальных проектах по разработке пластов по данному методу в качестве полимерного реагента использовался частично гидролизованный полиакриламид. Средняя концентрация полиакриламида (молекулярная масса 6-20 миллионов) в закачиваемом растворе составляла 0,05-0,1 масс ?. Для приготовления полимерного раствора применяется, как правило, пластовая вода, которая не оказывает влияния на эффективность нефтевытеснения. В редких случаях используется пресная вода (для снижения минерализации пластовых вод и при проведении контроля за катионным обменом). Технологический раствор закачивается оторочками (20 - 50 ? от порового объема пласта). Селективный характер закупорки водонасыщенных пор продуктивного пласта полимерами основан на коагуляции их под действием ионов поливалентных металлов пластовой воды и сохранения жидкого состояния в углеводородной среде. Свойства образующегося при этом закупоривающего материала и характер закупорки зависят от ряда факторов: температуры, концентрации раствора полимера, концентрации и природы ионов электролита, проницаемости пород, объема закачки раствора полимера и т.д. Для ограничения водопритока в раствор полимера как правило добавляют дополнительные сшивающие вещества. Метод полимерного заводнения обычно применяется для обработки терригенных коллекторов с проницаемостью 100-1800 мкм2 (единица проницаемости горных пород: внесистемная – дарси, в СИ – мкм2, 1 дарси?1,019 мкм2) и пористостью 20-35 ?. При пластовых температурах до 80-900С вязкость нефти изменяется от долей до 75-80 мПа?с, а плотность от 820 до 930 кг/м3. Мировая добыча нефти с использованием полимерного заводнения достигла максимума – 2,5 млн. т. в 1987 году [37]. Затем масштабы внедрения этого способа стали снижаться, и в 1994 году в мировой практике было реализовано лишь несколько проектов, а добыча нефти по этой технологии не превышала 1 млн. т, из которых 820 тыс. т было получено на одном объекте в Канаде. Самый крупный из действующих проектов по полимерному заводнению осуществляется на месторождении Taber Mannville, Альберта, Канада (компания «Шеврон Кэнэда»). Это неглубокое – до 1000 м месторождение тяжелой нефти (вязкость 55 мПа?с, плотность 940 кг/м3), проницаемость пласта 1100 мкм2, пористость 22 ?. Проект был внедрен в 1987 г., когда обводненность добываемой продукции достигла 90 ?. За счет закачки полимера компания ежегодно добывает 800-820 тыс. т нефти. К числу успешных проектов можно отнести проект компании «Тексако», реализуемый на месторождении Ханкенсбуттель, Германия. Это месторождение имеет хорошие характеристики, однако, высокая минерализация пластовой воды (до 175 г/дм3) ставила эффективность проекта под сомнение. Фактические результаты, полученные при разработке этого месторождения, оказались выше расчетных: добыча нефти возросла в 3,5 - 4 раза по сравнению с добычей до начала процесса, обводненность продукции снизилась с 90 до 30 ?, а конечная нефтеотдача возросла на 23-25 ?. Эффективность проектов полимерного заводнения, реализованных в бывшем Советском Союзе, составила 160-250 т добытой нефти на 1 т вносимого полимера. Причиной снижения интереса к масштабным закачкам полимеров явилась низкая экономическая привлекательность данного способа увеличения нефтеотдачи. При существующей цене на полиакриламид (около 4000 дол./т) затраты на реагент, необходимый для дополнительной добычи 1 т нефти, составляют около 20 долл. Поскольку время, необходимое для извлечения остаточных запасов нефти за счет создания полимерной оторочки, исчисляется десятками лет, такая обработка оказывается экономически малоэффективной. Поэтому с конца 80-х годов наметился переход от применения полномасштабного полимерного заводнения к обработкам призабойной зоны небольшими (десятки-сотни кубометров) объемами полимерных растворов для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения притока воды в добывающих, а также переход к комбинированным реагентам – полимердисперсным и полимергелевым системам. Удельная эффективность при проведении таких работ на порядок выше, чем при использовании полимерного заводнения. В отдельных экспериментах дополнительная добыча нефти на 1 т полимера превышает 10000 т. Вместе с тем, обработки призабойной зоны нагнетательных скважин могут обеспечить лишь незначительный (не более 1 %) прирост извлекаемых запасов. Многократные обработки призабойной зоны растворами полимеров из-за локализации воздействия сопровождаются снижением удельной эффективности до уровня, получаемого при полимерном заводнении, а конечная нефтеотдача при многократных обработках не превышает 1,5 %. Кроме того, полимеры обладают рядом ограничений по применимости: по температуре пласта, вязкости нефти, минерализации пластовых вод, проницаемости коллектора. При температуре выше 130 0С происходит термическая деструкция полиакриламида. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой происходит разрушение структуры раствора и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды необходимо повышение концентрации раствора в 2-3 раза. Вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, для нагнетания полимерных растворов всегда требуется более высокое давление, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Помимо полиакриламида для обработки скважин широко применяются и другие полимерные реагенты [6, 14, 19, 38, 39]: Гипан (гидролизованный полиакрилонитрил) – реагент, получаемый методом статической полимеризации нитрила акриловой кислоты в среде водного конденсата с последующим гидролизом едким натром, представляет собой линейный сополимер, содержащий 63 – 80 % акрилата натрия, 10 – 27 % акриламида, и 1 – 10 % акрилонитрила с молекулярной массой 6·104 – 1·105. Вследствие наличия ионогенных групп (-СООNa, - СОNH2) он проявляет полиэлектролитные свойства. Согласно техническим условиям гипан выпускается промышленностью в виде водного раствора (10 – 18)-процентной концентрации. Успешность использования гипана в значительной степени зависят от концентрации солей в пластовой воде. При концентрации солей менее 160 г/л эффективность изоляции гипаном резко падает. Применение гипана возможно только при высокой минерализации пластовой воды. Полиэтиленоксиды (ПЭО) – воскоподобные термопластичные гомополимеры линейного строения с высокой молекулярной массой имеющие химическую формулу (-СН2-СН2-О-)n. Это продукты полимеризации окиси этилена в присутствии различных катализаторов. ПЭО растворяются в воде и ароматических углеводородах. Основные недостатки ПЭО – их неустойчивость во времени и отсутствие эффекта дополнительного сопротивления, которым обладают полиакриламиды. Тем не менее, такие ПЭО, как метас, комета и др., при определенных условиях используются для повышения нефтеотдачи пластов. Метас – сополимер метакриловой кислоты (около 55 %) и метакриламида (около 45 %), поставляется в виде белого кристаллического порошка. Полимер с молекулярной массой 2·106. Метас плохо растворим в нейтральной и кислой средах. Комета - сополимер метакриловой кислоты и ее натриевой соли и выпускается промышленностью в двух видах: в кислом и в солевом. Нейтрализованная, т.е. солевая модификация полимера, хорошо растворяется в воде, образуя весьма высоковязкие растворы. При течении в пористой среде эти растворы проявляют псевдопластические свойства. МАК-ДЭА – сополимер метакриловой кислоты с диэтиламмониевой солью. По основным свойствам схож с гипаном. В основном эти полимерные реагенты нашли применение в различных полимердисперсных и полимергелевых композициях. Успехи биотехнологии последних лет обеспечили появление на мировом рынке группы водорастворимых полимеров – микробных полисахаридов, физико-химические и реологические свойства растворов которых не уступают свойствам растворов полиакриламида, а устойчивость к температурным и сдвиговым нагрузкам выше, чем у полиакриламида. Более высокая, по сравнению с полиакриламидом, стоимость микробных полисахаридов не снизила экономическую эффективность при применении новых полимеров вследствие более высокой технологической эффективности их использования [40 - 45]. Недавно и в России выделен штамм-продуцент микробных полисахаридов и отработана технология его производства. Отличительной особенностью отечественного биополимера является экспериментально подтвержденная возможность его использования в виде ферментационной жидкости, что имеет принципиальное значение. Исключение стадий выделения и сушки при производстве биополимера обеспечивает многократное снижение себестоимости и позволяет сохранить полезные свойства раствора, необратимо утрачиваемые при традиционных способах выделения сухого биополимера из постферментационной жидкости. Результаты лабораторных исследований нефтевытесняющих свойств растворов отечественного биополимера, свидетельствует о высоких потенциальных возможностях его использования в качестве заменителя дорогого полиакриламида в процессах повышения нефтеотдачи и ограничения притоков воды. Низкая его стоимость (250-300 долл./т.), потенциально высокая технологическая эффективность применения (не ниже 100 т/т.) для ограничения притока воды, с одной стороны, и отсутствие ресурсных ограничений, с другой, позволяют в настоящее время вернуться к обсуждению вопроса о целесообразности биополимерного заводнения. Однако пока говорить о реальных успехах по внедрению данной технологии в производство рано.
4.3. Полимердисперсные системы
Принцип действия полимердисперсных систем (ПДС), основан на повышении фильтрационного сопротивления обводненных зон пласта образующимися полиминеральными комплексами [10, 19, 20, 35, 46 - 56]. Это снижает степень неоднородности пласта и повышает его охват заводнением. Под действием ПДС в продуктивном пласте перераспределяются фильтрационные потоки, как по разрезу, так и по площади залежи, подключаются неработающие прослои и увеличивается продуктивность скважин, а в итоге и конечная нефтеотдача. Наиболее простые полимердисперсные системы (ПДС) представляют собой комбинации из ПАА с бентонитовой глиной. Бентонитовая глина в этом случае выступает в роли наполнителя что приводит к снижению количества закачиваемого полимера при сохранении размеров образующегося гелевого экрана. Уменьшение количества закачиваемого ПАА, по сравнению с полимерным заводнением, делает этот способ увеличения нефтеотдачи экономически более привлекательным. Для улучшения функционирования ПДС в различных геологических условиях, повышения вытесняющих свойств ПДС, регулирования реологических свойств, увеличения охвата пласта заводнением разрабатывались модифицированные системы с введением дополнительных реагентов: ПДС-ПАВ, ПДС с хлористым кальцием, ПДС с карбонатом натрия, ПДС-СТА (стабилизированный тощий адсорбент), ПДС-алюмохлорид и т.п. Обработку обводненных пластов можно проводить как через добывающие так и нагнетательные скважины. В табл. 4.3 приведены результаты применения ПДС для ограничения водопритоков. Таблица 4.3 Результаты применения ПДС Показатели Технология применения модифицированных ПДС в нагнетательных скважинах ПДС с алюмохлоридом ПДС с ПАВ ПДС со стабилизирующими добавками ПДС с СаСl2 ПДС с Na2CO3 Число участков 33 11 15 14 6 Дополнительная добыча нефти, тыс. т.: всего на один участок 4.4. Полимергелевые системы Еще одной разновидностью химических композиций для ограничения водопритока, основанных на использовании в качестве основного компонента полимеров, являются полимергелевые системы. Достоинством таких систем является то, что основным ингредиентом гелевых систем является вода, находящаяся после сшивки полимера в связанном состоянии и занимающая промежутки пространственной структуры, образованной макромолекулами полимера. Благодаря этому стоимость тампонажного раствора в целом оказывается невелика, несмотря на высокую стоимость полимера. Это особенно важно при установке большеобъемных водоизолирующих экранов [10, 19, 35, 57 - 59]. Как правило, полимергелевые системы готовят на основе полиакриламида, гипана, реже карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ). Основными примерами таких систем являются ВУС, ГОС, реагент «Темпоскрин» [10, 19]. ВУС (вязко-упругая система) – тампонажный состав, разработанный во ВНИИнефть и состоящий из смеси 1 % водного раствора ПАА, 2% водного раствора гексарезорциновой смолы (ГРС) и формалина 40 % концентрации в соотношении объемов соответственно (1:0,1:0,02). Такой состав закачивается в интервал установки изолирующего экрана с образованием в пласте гелеобразной массы. В последующем состав упростили, используя вместо ГРС формальдегидную или резорцино-формальдегидную смолу. Позже были испытаны ВУС-2, включающий водный рапствор ПАА и хром-калиевые квасцы (ХКК), а также ВУС-3, состоящий из ПАА, смолы ТСД-9 или СА-28, формалина и воды. Удельный объем ВУС-2 и ВУС-3, приходящийся на 1 м эффективной толщины пласта, составил 3-4 м3. Успешность операций составила 40-60 % при дополнительной добыче 1,3 – 3 тыс. т [10]. Иной разновидностью вязкоупругих систем является состав разработанный «Гипровостокнефть» и представляющий из себя водный раствор высокомолекулярного гидролизованного полиакриламида и сшивателя – ацетата хрома. ГОС (гелеобразующий состав) – тампонажный состав, разработанный во ВНИИКрнефти на основе ПАА и КМЦ и включающий в себя водный раствор ПАА, лигносульфат и бихромат калия. В результате окислительно-восстановительной реакции лигносульфатов с бихроматом образуются ионы трехвалентного хрома, которые, сшивая макромолекулы КМЦ и ПАА, переводят исходный раствор в гель. На начало гелеобразования влияют концентрация реагентов, температура и рН среды. Для выбранной скважины состав раствора уточняется с учетом пластовой температуры, приемистости скважины, продолжительности процесса закачки и т.д. Время начала гелеобразования в зависимости от температуры колеблется в пределах от 1 до 48 часов. ГОС применяются на многих месторождениях и показали достаточную эффективность. Другим вариантом этого тампонажного состава является композиция на основе гипана, гелеобразователя, кислот и воды. В качестве гелеобразователя использован карбамидный олигомер, содержащий свыше 30 % метанольных групп по сухому веществу. В промысловых условиях испытаны различные схемы приготовления гидрогелей. Установлено, что наиболее удобно, в том числе и в зимних условиях смешать все порошкообразные компоненты гидрогеля в заданном соотношении у устья скважины в специальной емкости, затем растворить полученную смесь с помощью эжектора и закачать раствор в скважину через гидродиспергатор. Для повышения эффективности работ целесообразнее осуществлять «докрепление» изолирующего экрана из гидрогеля с помощью концентрированного полимерного геля либо с помощью цементного или нефтецементного раствора. Реагент «Темпоскрин» представляет собой порошкообразный сшитый полиакриламид, минерализованную воду, водную глинистую систему с содержанием глины 1,0-30,0 % и водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества. Особенностью «Темпоскрина» и подобных ему систем является предварительная обработка полиакриламида ?-облучением, что приводит к формированию «сетчатого» полимера, характеризующегося регулируемой кинетикой гелеобразования, однородностью и непрерывностью геля, плавно регулируемыми реологическими свойствами [60]. ПГС «Темпоскрин» готовится на скважине путем смешивания однокомпонентного реагента «Темпоскрин» с пресной или минерализованной водой обычным насосным агрегатом типа ЦА-320. Для обработки одной скважины требуется от 0,2 до 1,0 т сухого реагента. Приготовленный состав закачивается в скважину в течение 20-30 час., затем продолжается нагнетание в пласт воды. Сущность способа состоит в том, что в пласт через нагнетательные скважины закачивают фрагментарный сшитый полиакриламид и сразу за ним в пласт закачивают дисперсную систему (глинистую суспензию). Новизна применения технологии применения ПГС «Темпоскрин» заключается в том, что она представляет собой сочетание двух разных способов формирования гелей: синтеза геля в пласте; предварительного получения геля с последующей закачкой в пласт. Благодаря дисперсной структуре геля «Темпоскрин» состоящего из множества мелких гелевых частиц размером 0,2 – 4 мм, он обладает высокой подвижностью и проникающей способностью по отношению к трещинам и крупным порам. Данные свойства сопоставимы с аналогичными показателями для жидкостей. Однако гель не проникает в низкопроницаемые и гидрофобные участки пласта; поскольку размеры гелевых, к тому же гидрофильных частиц больше размеров пор таких пород. Этим объясняются селективные свойства «Темпоскрина». Добывающие скважины реагируют через 1,5-2 мес. после закачки реагента. Продолжительность действия реагента составляет 10-17 мес.; 1 т сухого реагента «Темпоскрин» дает возможность получить дополнительно 2000-5000 т нефти в зависимости от геологического состава пласта и величины его остаточных запасов. Данная технология широко применялась на месторождениях Западной Сибири и Урала. В 1989-1997 гг. по этой технологии было обработано порядка 100 нагнетательных скважин.
4.5. Волокнисто-дисперсные системы
Заводнение с применением волокнисто-дисперсной системы (ВДС), с целью выравнивание проницаемостной неоднородности коллектора путем увеличения фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых интервалов, основано на использовании двух дисперсных материалов: древесной муки и глинопорошка [61 - 64]. Основным компонентом, обусловливающим проявление эффекта перераспределения сложившихся фильтрационных потоков, является древесная мука, которая представляет собой продукт сухого измельчения (размола) древесины. В зависимости от марки она содержит частицы диаметром от нескольких до сотен микрон. Они имеют высокоразвитую поверхность и пористость образованную за счет пустот межволоконных пространств. На их поверхности расположены тончайшие волокнистые ответвления (фибриллы), которые придают древесной муке способность структурироваться с другими дисперсными частицами за счет сил физического взаимодействия. Вследствие наличия большого объема межволоконных пространств – пустот, энергично впитывающих воду, древесная мука способна к набуханию, в основном внутреннему и развивает значительное давление набухания, проявляя эффект расклинивающего действия, что особенно важно в условиях пористых сред. Благодаря указанным свойствам, древесная мука в поровом пространстве промытых водой зон пласта в контакте с глиной или поверхностью пор породы образует волокнисто-дисперсную структурированную систему, способную существенно увеличить фильтрационное сопротивление высокопроницаемых интервалов коллектора. Древесная мука (ДМ) нагнетается в пласт в виде водной суспензии. Вязкость водных суспензий ДМ (0,1 – 1,0)-процентной концентрации при температуре 20-25 0С составляет от 20 до 60 мПа·с. Значительное возрастание вязкости (более 700 мПа·с) наблюдается при концентрациях более 1,5 %. При этом следует отметить достаточную седиментационную устойчивость суспензии, что позволяет частицам древесной муки проникать глубоко в пласт. ВДС обладает агрегативной устойчивостью в условиях больших скоростей дренирования, способствуя, таким образом, сохранению эффекта в течение продолжительного времени. Она термостабильна, устойчива к действию пластовой микрофлоры. Воздействие на неоднородный пласт объемом оторочки ВДС (для различных геолого-промысловых условий относительный объем оторочки составляет от 700 до 1200 м3), достаточным для рационального перераспределения фильтрационных потоков с подключением в активное дренирование трудноизвлекаемых запасов нефти, приводит к снижению коэффициента приемистости нагнетательной скважины от 1,5 до 3-4 раз. При этом степень перераспределения дренируемости работающих толщин пласта, оцененная по отношению снижения приемистости высокопроницаемых прослоев к увеличению приемистости низкопроницаемых интервалов, определенных по данным промысловых геофизических исследований, составляет от 2,05 до 5,4. Снижение фильтрации закачиваемой воды в высокопроницаемых зонах и увеличение степени дренирования низкопроницаемых интервалов пласта приводит к уменьшению обводненности добываемой продукции максимум на 10 %, в среднем на 1-3 %, и к увеличению среднесуточного дебита скважин, охваченных воздействием ВДС. Анализ эффективности обработок показал, что средний удельный технологический эффект от воздействия ВДС составил 4,8 тыс. т дополнительной нефти на одну обработку. Он проявляется через 1-2 мес. после закачки и продолжается до 40 мес. при успешности обработок более 90 %. Помимо изменения направления фильтрационных потоков, на основе применения этой технологи можно решать еще и задачу ограничения притока закачиваемых вод в добывающие скважины. На основе ВДС разработана технология, базирующаяся на создании протяженного водоизолирующего экрана из ВДС с последующим его закреплением полимерной дисперсно-наполненной системой (ПДНС) на основе полиакриламида, хромового сшивателя и наполнителя – древесной муки и воды. В полимерной дисперсно-наполненной системе древесная мука, выполняя функции активного наполнителя, вступает в межмолекулярное взаимодействие с полимером за счет образуемых водородных связей и электрофизических сил. Вследствие того, что время набухания древесной муки в воде меньше или сопоставимо с временем гелеобразования, полученная пространственно-сшитая сетка из макромолекул полиакриламида лишена внутренних перенапряжений в своей структуре и обладает повышенными структурно-механическими свойствами. Технология применялась с 1995 по 1996 г. на 30 добывающих скважинах. Средняя удельная технологическая эффективность составила 730 т дополнительно добытой нефти на одну скважино-обработку при продолжительности эффекта более 8 мес. и успешности обработок 87,5 % [61, 64].
4.6. Ограничение водопритока с применением резиновой крошки
Еще одной дисперсной системой для ограничения водопритока является состав на основе резиновой крошки [65 - 69]. Подобные составы предназначены для блокирования крупных промытых зон пласта, перераспределения фильтрационных потоков и увеличения зоны охвата пласта заводнением. Преимуществом является дешевизна исходных реагентов, являющихся отходами резинотехнической и нефтеперерабатывающей промышленности. Составы применимы в довольно широких температурных границах и окружающей среды и пласта, а также в различных геологических условиях. Кроме того, одновременно при этом происходит утилизация отходов и тем самым решение экологических проблем. Один из вариантов [65, 66] предусматривает получение резиновой крошки размером 2-15 мм из отходов резины марки 308, 346, 350 и т.п. Перед применением ее смешивают с моторными отработанными маслами, например маслами моторными отработанными (ММО), маслами индустриальными отработанными (МИО) или смесью нефтепродуктов отработанных (СНО), регламентированные ГОСТом 21046-86 и нефтью. Выдерживание и перемешивание данной смеси в течение 1-1,5 суток приводит к некоторому набуханию резиновой крошки и приобретению ей эластичных свойств. Перед закачиванием в пласт смесь интенсивно перемешивается и затем нагнетается в нагнетательную скважину. Состав продавливается в пласт водой и изолирует крупные каналы водопритока. В порах пласта происходит дополнительное набухание резиновой крошки до максимума и вокруг обводненной зоны образуется упругое кольцо. Введение ММО в состав композиции обеспечивает повышение тампонирующих показателей нефтяного состава, при этом оптимальным количеством вводимого отработанного масла является 0,5 – 20 масс. %. Увеличение содержания ММО в указанных пределах приводит к улучшению гидрофобных свойств тампонирующего состава и повышение удерживающей способности резиновой крошки в крупных (от 1 до 30 мм) порах разломов и мелких порах (менее 1 мм) породы. Оптимальным содержанием резиновой крошки следует считать 1,5-3,5 масс. %. При меньшем количестве крошки, чем 1,5 масс. %, состав не обладает высокими тампонирующими свойствами. При большем чем 3,5 масс. % резины увеличивается вязкость композиции, ускоряется процесс седиментации частиц, что усложняет технологический процесс. Эффект проявляется через 3-4 недели увеличением дебита добывающих скважин и снижением обводненности продукции. Данная технология успешно применяется на месторождениях Самарской области. Применением данного состава удавалось снизить обводненность продукции с 80 % до 30-50 %. Другие подходы предусматривают закачку суспензии резиновой крошки совместно с серной кислотой, полимерными растворами, жидким стеклом, водной суспензией серного шлама и т.п. [67 - 69].
4.7. Отверждающиеся химические реагенты
Применение селективных водоизолирующих составов на основе полиуретановых полимеров наиболее эффективно для борьбы с заколонными перетоками жидкости. Первые предложения по использованию полиуретанов для изоляции водоносных пластов с температурой 90-1500С изложены в патентах США [70]. В нашей стране возможность использования полиуретанов в нефтедобыче впервые изучена в КазНИПИнефти, во ВНИИ и Институте Океанологии АН СССР совместно с ПО Азнефть. Определены возможности изоляции водопритоков в скважинах, накоплен опыт их практического применения при ремонтно-изоляционных работах [35]. Многие работы наших исследователей посвящены изучению водоизолирующих свойств уретанового формополимера УФП-50, представляющего собой 50 процентный ацетоновый раствор сополимера толуилендиизоцианата с полиоксипропиленгликолем и содержащего 5-6 % концевых изоцианатных групп. Реагент обладает высокой чувствительностью к воде, при контакте с которой он отверждается менее чем через час и превращается в плотную каучукообразную массу. При смешении с нефтью, содержащей небольшое количество воды, реагент приобретает вязкоупругие свойства через 1 сутки, с переходом в каучукообразную массу через 5 суток. Первые опытно-промышленные испытания технологии изоляции водопритоков композицией полиуретанового полимера проведены в 1982-1984 гг. на месторождении Узень ПО Мангышлакнефть и в НГДУ Лениннефть ПО Азнефть. Фактором, ограничивающим широкое применение полиуретанов, является температура: уретановые смолы могут применяться для обработке пласта с температурой 90-1500С. Высокая скорость конденсации полиуретанов в присутствии воды препятствуют закачке больших объемов реагента в пласт и созданию водоизолирующего экрана необходимого размера. С целью замедления сроков отверждения и расширения температурного диапазона применения (ниже 900С) реагентов предлагается использовать композицию на основе полиуретанового клея КИП-Д и зеленого масла. Основным компонентом клея является формополимер на основе сложного полиэфира и дифенилметандиизоцианата. Введение зеленого масла в композицию замедляет сроки ее отверждения в 2-3 раза, что позволяет закачивать необходимые объемы водоизолирующего реагента в пласт. В нефтепромысловой практике применяются множество других отверждающихся реагентов: синтетические смолы - фенолоформальдегидные (ТСД-9, ТС-10, БР-1, БР-12, СФ-282, ФР-50А, ФРЭС, СФК-3, ГТМ-3, СФМ-3012), мочевиноформальдегидные (МФ-17, крепитель «М»), ацетоноформальдегидные (АЦФ-3), конденсированные амины (толуилендиаминовая смола ТДА); эпоксидные полимеры - (ТЭГ-1, АРЭФС); мономеры - (акриламид, стирол) [9, 10, 35, 51]. Однако большинство из них образует нерастворимый экран вне зависимости от насыщения среды флюидом, что требует применения дополнительной перфорации, и поэтому нельзя их считать селективными материалами. Существует селективный метод изоляции, основанный на преимущественной фильтрации водорастворимых смол типа ТСД-9 в обводненные зоны с низким фильтрационным сопротивлением, однако большее распространение получили методы изоляции с применением пакера, что позволяет избежать попадания реагента в нефтенасыщеную часть пласта.
4.8. Нефтекислотные системы
В методе ограничения притока воды в добывающие скважины с применением концентрированной серной кислоты, используются три принципа образования водоизолирующей массы [19]: 1) взаимодействуя с карбонатными составляющими пород и солями пластовых вод, серная кислота образует осадок – малорастворимый гипс; 2) в присутствии серной кислоты происходит полимеризация и поликонденсация асфальтенов и смол, содержащихся в нефти с образованием кислого гудрона; 3) при высоких температурах под каталитическим действием серной кислоты кислый гудрон превращается в отвержденную массу. Из-за превалирования процесса осадкообразования при взаимодействии с компонентами продуктивного пласта серную кислоту можно отнести к осадкообразующим реагентам. В процессе закачки серной кислоты, по мере продвижения ее по пласту, происходит искусственное обогащение пласта сульфат-ионами. Введение в пласты, насыщенные жесткими водами хлоркальциевого типа, сульфат-ионов приводит к выпадению гипса и кольматации заводненных каналов. Гипс образуется также при взаимодействии серной кислоты с карбонатными составляющими нефтенасыщенной породы. Помимо этого, закачка концентрированной серной кислоты в пласт приводит к окислению и конденсации наиболее высокомолекулярной части нефти с переходом в кислый гудрон, формирование которого происходит сравнительно интенсивно (в течение 6-12 мин.). Количество образующегося кислого гудрона зависит от соотношения нефти и серной кислоты и повышается с увеличением содержания асфальто-смолистых веществ в нефти. Свежий гудрон, содержащий до 16-19 % силикагелевых смол и 5-7 % асфальтенов, представляет собой подвижную массу с вязкостью 60 мПа·с, которая увеличивается в результате окисления, конденсации и структурирования. Через 1 –1,5 час. он превращается в нетекучую массу с вязкостью (7 - 10)·103 мПа·с. Наполнение его продуктами реакции кислоты с карбонатными составляющими пород в пластовых условиях увеличивает объем образующейся массы и создает дополнительный эффект изоляции. В работах [19, 35, 51] описаны три технологические схемы получения и закачки нефтесернокислотной смеси в обводненный коллектор: 1. Кислый гудрон получается непосредственно в обводненной скважине путем одновременно-раздельной закачки серной кислоты по насосно-компрессорным трубам и нефти по кольцевому межтрубному пространству; 2. Заранее приготовленный на устье НСКС с известными параметрами закачивается через НКТ в обводненный пласт, а нефть по кольцевому межтрубному пространству закачивается для сохранения проницаемости верхней части пласта; 3. Процесс происходит аналогично схеме 2, но с последующим докреплением интервалов перфорации цементом или отверждающимися смолами типа ТСД-9 с формалином. Постоянной подачей нефти по кольцевому пространству при закачивании кислоты решаются две задачи: 1) восполнение недостающей для образования кислого гудрона нефти; 2) сохранение проницаемости пласта для нефти в результате постоянного поступления ее в верхние перфорированные отверстия, а кислоты в нижние, вследствие ее более высокой плотности. Внедрение технологии с закачкой НСКС проводилось на месторождениях Татарстана. После обработки дебит скважин увеличивался в 5-7 раз, обводненность снижалась в 5 раз, эффект продолжался до 20 мес., однако не все обработки были успешными. Необходимо отметить, что технология НСКС наиболее подходит для отсечения конусной воды. Для ограничения водопритоков применялся и другой вариант композиции с серной кислотой: смолисто-масляные вещества – 6-10 масс. %, сульфокислота – 9 – 11 масс. %, серная кислота – 80 – 85 масс. %. Аналогом НСКС по механизму воздействия на пласт является кислый гудрон [35]. Действие водных растворов кислого гудрона, являющегося отходом нефтеперерабатывающих предприятий и содержащих 30 – 45 % свободной серной кислоты, основано на эффекте гидрофобизации и образования осадка гипса при смешении с минерализованной водой. Опытно-промышленные испытания метода селективной изоляции водопритоков с применением кислого гудрона показали довольно высокую его эффективность: успешность работ – 80 %, восстановленная добыча нефти – 660 т на каждую скважино-операцию, снижение обводненности продукции на 40 – 60 %. Однако данный метод имеет недостатки, ограничивающие его широкое применение: малый срок хранения реагента (менее 3 мес.), высокая коррозионная активность, требующая применения специального оборудования для его транспортировки и хранения, нетехнологичность при работе в зимнее время. На основе пирановой фракции - отхода производства, вырабатываемого в АО «Нижнекамснефтехим», разработана технология ограничения водопритока (НПСКС). Добавление в нефть пирановой фракции, содержащей соединения с сопряженными двойными связями сопровождается полимеризацией продуктов взаимодействия нефти с алкилированной серной кислотой. При этом вязкость полученной тампонирующей массы увеличивается в 6-10 раз по сравнению с нефтесернокислотной смесью (НСКС), улучшается термостабильность и работоспособность полимерной массы в диапазоне температур 20-80 0С, уменьшается объем используемой смеси в 2-3 раза. Технология внедрена на 120 скважинах с успешностью 73 % на терригенных и 71 % в карбонатных коллекторах.
4.9. Обратные эмульсии
Технология повышения нефтеотдачи пласта с применением эмульсионных композиций заключается в закачке через нагнетательные скважины эмульсионного состава на основе эмульгатора с целью создания в пласте оторочки. Инвертные эмульсии, стабилизированные нефтенолом НЗ и включающие пластовую воду, стабильный бензин и хлористый кальций, в качестве дисперсной фазы содержит воду, в качестве дисперсионной среды – углеводородный раствор Нефтенола НЗ [71 - 74]. Поскольку внешней фазой таких эмульсий является углеводород, то эти эмульсии легко солюбилизируют остаточную нефть, создавая на фронте вытеснения зону с повышенным содержанием нефти, и перемещают ее к добывающим скважинам. Помимо этого, частично закупоривая наиболее проницаемые прослои, они перераспределяют потоки нагнетаемой воды в прослои низкой проницаемости, вовлекая или повышая долю их участия в разработке. Кроме того, некоторые компоненты эмульсионного состава, адсорбируясь на поверхности породы, гидрофобизируют ее, что снижает фазовую проницаемость воды в обводненых зонах коллектора, способствуя перераспределению нагнетаемого потока воды и соответственно ограничивая приток воды в добывающие скважины. Кроме Нефтенола для создания обратных эмульсий используются и другие реагенты, например углеводородные растворители и ПАВ с использованием реагента СНПХ-9630. Метод основан на блокировании высокопроницаемых промытых зон пласта эмульсиями обратного типа, образующимися при контакте реагента с водами, обводняющими скважину. Успешность метода 60 %, эффективность 20 т/т закачанного реагента, снижение обводненности в среднем на 30-50 %. На месторождениях Волгоградской области проводилось блокирование высокопроницаемых прослоев обратной водонефтяной эмульсией следующего состава: 38 % нефти, 2 % эмульгатора (эмультал – ТУ 6-14-1035-79), остальное вода. Для предотвращения обратного выноса, закрепление проводили - либо гелеобразующим раствором полиакриламида, либо составом: 38 % нефти, 2 % эмульгатора, 0,5 % соляной кислоты 12 %-ой концентрации, 30 % мочевиноформальдегидной смолы марки КФ-КВ (ТУ 6–05–211–1375–84), затвердевающей в кислой среде за 2-4 ч. и остальное - вода. По 4 скважинам отмечено увеличение содержания нефти в продукции в 3-4 раза. Эффект проявлялся через 1-2 мес. эксплуатации. Определенным развитием подхода явилась технология селективного ограничения водопритока в добывающие скважины путем формирования инвертной эмульсии на основе Полисила-ДФ [75]. Дифильный модифицированный кремнезем обладает свойствами твердого неионогенного ПАВ. Путем применения данного эмульгатора в системе нефть-вода создается водонефтяная эмульсия с регулируемой вязкостью. Попадая в промытые высокопроницаемые зоны пласта инвертная эмульсия смешивается с водой и структурируясь, приобретает консистенцию вазелина, снижая фазовую проницаемость для воды. Селективность действия обеспечивается вследствие разжижения эмульсии при контакте с нефтью. Выбираемое соотношение «вода:нефть» для приготовления эмульсии определяется вязкостью нефти и колеблется в пределах 2:1 – 3:1. Массовая концентрация Полисила-ДФ 0,5 – 1,2 %. Объем закачиваемой эмульсии определяется состоянием скважины (дебитом по жидкости, обводненностью, толщиной пласта и др.) и изменяется в пределах от 5 до 36 м3. Авторы указывают на продолжительность действия эффекта обработки не менее 1 года и оценивают экономический эффект на скважино-операцию в 21 тыс. долларов.
4.10. Кремнийорганические соединения
Для изоляции притока пластовых вод применяют селективные материалы на основе кремнийорганических соединений (КОС) [10, 34, 38, 76 - 80]. В технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока используется целый ряд кремнийорганических реагентов: эфиры ортокремниевой кислоты (АКОР, продукт 119-126, 119-296Т), олигоорганоэтокси(хлор)силоксаны (продукт 119-204), гликолевые эфиры кремнийорганических соединений (ВТС-1, ВТС-2), полиэтилгидридсилоксан (продукт 136-41), металлоорганосилоксаны и др., а также их комбинации с ПАА, карбоксиметилцеллюлозой, соляной кислотой, хроматами калия и натрия, ПАВ. Кремнийорганические соединения способны образовывать в пластовых условиях закупоривающий водонасыщенную породу полиорганосилоксановый полимер, обладающий высокими адгезионными характеристиками к породе, гидрофобной активностью, высокими селективными свойствами. Первые патенты по применению кремнийорганических соединений для изоляции водопритока появились за рубежом в сороковые годы. В качестве кремнийорганических соединений предлагалось использовать хлорсиланы. В нашей стране первые опытно промышленные работы по изоляции пластовых вод полифункциональными соединениями были выполнены в 1972 г. на скважинах Анастасьевско-Троицкого месторождения [38, 76, 78]. Скважины IV горизонта обрабатывали фенилтрихлорсиланом и его раствором в дизтопливе, после чего, почти во всех скважинах, дебит вырос в 1,5-3 раза, а обводненность продукции снизилась с 20-85 до 1-2 %. Эффект обработки сохранялся 2-15 месяцев, но на 65 % скважин эффект продолжался не более 6 месяцев. Применение хлорсиланов для изоляции водопритока не нашло применения по причине высокой токсичности, коррозионной активности и пожароопасности вследствие наличия до 50 % легкогидролизующегося хлора; невозможности обработки породы с высокой карбонатной составляющей; неуправляемости процессов гидролиза хлорсиланов в пласте, что приводит к образованию большого количества рыхлого непрочного вещества с низкими кольматирующими свойствами. В 1979-1984 г. Кубанским госуниверситетом было предложено несколько кремнийорганических тампонажных составов на основе смеси дихлорполидиорганополисилоксана и органотрихлорсилана, смеси ?, ?-дигидрооксиполидиорганосилоксана и органотриацетоксисилана, сложной смеси олигоорганоалкоксихлорсилоксанов и хлорсиланов, олигоорганоалкокси(хлор)бор-силоксана и хлорсилана [76, 78, 79, 81]. При контакте с водой эти соединения вступали в реакцию гидролитической поликонденсации, образуя высокомолекулярный резиноподобный органосилоксановый полимер типа эластомера. Эти тампонажные составы по сравнению с хлорсиланами были менее токсичны и коррозионно-активны. Однако их водоизолирующая способность была ниже, чем у хлорсиланов при большей стоимости компонентов тампонажных составов. С целью повышения эффективности процесса изоляции Кубанским госуниверситетом было предложено вначале закачивать реагент, связывающий воду, затем легкогидролизующееся кремнийорганическое соединение. Тампонажные составы на основе олигоорганоэтоксихлорсилоксанов с вязкостью 12-70 с по ВЗ-4 и содержанием хлора 3,5-4 % были испытаны на скважинах месторождения Самгори-Патардзеули. По двум скважинам был достигнут эффект уменьшения обводненности продукции в 2 раза. Параллельно с Кубанским госуниверситетом над модификацией хлорсиланов работали специалисты ГНИИХТЭОС и СибНИИНП. Ими было предложено несколько составов, по составу мало чем отличающихся от составов Кубанского госуниверситета, с внедрением производства на Данковском химзаводе. Опытное применение этих составов началось в 1979 г. и успешность их составила 60-75 %. Продукт 119-204 был разработан учеными СибНИИНП совместно с ГНИИХТЭОС и выпускается Данковским химзаводом по ТУ 6-02-1294-84 [35, 76, 79, 82 - 84] Первичные лабораторные исследования показали, что он преимущественно фильтруется в нефтенасыщенный керн. Поэтому для предотвращения этого, предварительно в пласт необходимо закачивать полярный органический растворитель (ацетон или ацетоновый раствор гликоля) [80]. Благодаря этому реагент фильтруется преимущественно в водонасыщенную часть пласта и предотвращается преждевременное образование геля. Продукт 119-204 применяется для изоляции водопритоков на месторождениях Западной Сибири. Другой подход был реализован при разработке составов АКОР. Высокая дифильность составов АКОР придает им селективность, что было подтверждено при испытании составов на модельных пластах [35, 77 – 79, 85]. Состав АКОР - тампонажный материал, предназначенный для ограничения прорыва подошвенных вод, поступления воды из близко расположенных к продуктивной зоне водонасыщенных пластов, ликвидации заколонной циркуляции. Он был разработан во ВНИИКРнефть и широко применяется при водоизоляционных работах с 1986 г. до сегодняшнего времени. Эти составы претерпели изменения от моментально отверждающихся хлорсиланов с уменьшенным содержанием активного хлора на основе кремнийорганических эфиров (АКОР-1, 2), до водонаполненных композиций, много- и однокомпонентных (АКОР-4, АКОР-5, АКОР-Б100, АКОР-БН). Наиболее полно механизм тампонирования на основе эфиров ортокремниевой кислоты описан в работах [78, 79]. АКОР – 1 представляет собой смесь этилового (Si(OC2H5)4) или бутилового (Si(OC2H9)4) эфира кремниевой кислоты с кристаллогидратами металлов и добавлением ацетона (табл. 4.4). Назначение состава АКОР-1 с использованием ацетона – ограничение водопритока в скважинах с пластовыми температурами до 1500С. Таблица 4.4 Содержание компонентов в АКОР-1 и его свойства Температурный интервал, 0С Содержание компонентов на 100 мас. ч. кремнийорганического эфира, % Плотность при 250С, кг/м3 Динами- ческая вязкость при 250С, мПа·с Условная вязкость при 250С, с КХЖ ацетон 100-150 Этиловый эфир ортокремниевой кислоты (тетраэтоксисилан) – прозрачная бесцветная жидкость со слабым эфирным запахом. Гидролизуется водой в присутствии каталитических количеств кислот и щелочей. Полностью растворяется в этиловом спирте; хорошо растворяется в бензоле, толуоле, ксилоле и других органических растворителях [86, 87]. За счет введения кристаллогидратов материал приобретает способность растворяться в воде и способствует протеканию процессов гидролиза эфира с образованием силанольных групп. Примером кристаллогидратов служат соединения, представленные в табл. 4.5. На практике разработчики состава рекомендуют использовать кристаллогидраты хлорного железа (КХЖ). Соединения с силанольными группами, за счет дифильности, сообщают системе способность растворяться в воде. Таблица 4.5 Кристаллогидраты, применяемые в составах АКОР Наименование соединения Формула Натрий уксуснокислый Магний хлористый Олово двухлористое Хром азотнокислый Марганец хлористый Железо треххлористое Никель азотнокислый СH3COONa·3H2O MgCl2·6H2O SnCl2·2H2O Cr(NO3)3·9H2O MnCl2·4H2O FeCl3·6H2O Ni(NO3)2·6H2O Кристаллогидраты и полярный растворитель (в случае АКОР-1 – ацетон) позволяет регулировать время отверждения системы. АКОР-2 – тампонажный состав, содержащий 10-20 % раствор КХЖ в кремнийорганическом эфире. Он предназначен для работы в скважинах с пластовой температурой 30-1200С. Свойства состава приведены в табл. 4.6. Таблица 4.6 Свойства состава АКОР-2 Состав, % Плотность при 250С, кг/м3 Динамическая вязкость при 250С, мПа·с Условная вязкость при 250С, с Кремний- органический эфир КХЖ 90 Составы АКОР-1 и 2 способны образовывать однородные системы с водой, отверждающиеся во всем объеме. Повышение температуры ускоряет процесс образования однородной системы, однако с увеличением содержания воды этот период удлиняется. При использовании мономерных форм кремнийорганических эфиров процесс образования однородной системы становится более длительным по сравнению с олигомерными. АКОР Б-100 и АКОР Б-300 предназначены для ограничения водопритоков в скважинах с пластовыми температурами до 120 и 3000С соответственно. Реагент разбавляется водой и из 1 т концентрированной жидкости получается несколько тонн рабочего состава. Обычно на одну скважино-операцию используют 1-3 м3 товарного материала, приготавливая из этого объема 6-15 м3 водного рабочего раствора. Состав широко применялся на месторождениях Западной Сибири и на малодебитных скважинах Краснодарского края. В среднем количество добытой нефти составляло 2 тыс. т. на тонну закачанной продукции, при средней продолжительности эффекта 12 мес. и успешности равной 80 %. Практика применения тампонажного материала АКОР показала, что в каждом конкретном случае, в зависимости от характера притока пластовой воды, необходимо использовать различные технологические приемы обработки. Похожие составы были разработаны Маляренко А.В. Они получили название ВТС [35, 78]. ВТС-1 представляет собой смесь этилсиликата с гликолем, содержащим 20 % раствор соляной кислоты. При температурах 40-700С время отверждения состава колеблется от 16 до 350 минут. Этилсиликат представляет собой смесь тетраэтоксисилана и линейных олигомеров, преимущественно следующего состава [86, 87]. В зависимости от степени полимеризации (n) и, следовательно, от содержания кремния (в пересчете на SiO2) этилсиликат выпускают разных марок: этилсиликат-32 (30 – 40 % SiO2), этилсиликат-40 (38 - 42 SiO2) и этилсиликат-50 (до 50 % SiO2). ВТС-2 представляет собой смесь этилсиликата, продукта 119-204 и полигликоля. При температурах 40-700С время отверждения состава колеблется от 16 до 315 минут. Составы ВТС-1 и ВТС-2 отличаются от продукта 119-204 способностью растворяться в воде, но по степени разбавления водой и регулирования времени отверждения уступают составам АКОР. Кроме того, их недостатком является многокомпонентность состава. Олигоорганосилоксаны (ГКЖ-10, ГКЖ-11, ПМС-100, ПМС-200 и др.) нередко вводятся в состав композиций для ограничения водопритока для попутной гидрофобизации пород пласта и подробно их воздействие будет рассмотрено в следующем разделе. Полифенилэтоксисилоксаны (ПФЭС) относятся к классу этоксипроизводных кремнийорганических соединений (техническое наименование модификатор 113-63 или 113-65). Структурная химическая формула модификатора [76, 86, 87]: В присутствии воды они гидролизуются с образованием нерастворимого фенилсилоксанового полимера, который обладает высокой гидрофобной активностью. ПФЭС хорошо растворяются в дизельном топливе, нефти, керосине. Образующийся при гидролизе полимер имеет повышенную адгезию к стеклу, цементному камню, горным породам. Продукт 119-296Т – композиция для селективной изоляции водопритока, представляющаяся собой смесь отходов производства этилсиликата-40, тетраэтоксисилана и метилкарбинола [80]. Эфиры ортокремниевой кислоты при смешении с водой расслаиваются и образуют две несмешивающиеся фазы. Процессы гидролиза и поликонденсации происходят на границе раздела двух фаз с образованием твердого полимера в зоне контакта. Состав готовится непосредственно на скважине и может использоваться в широком диапазоне температуры окружающего воздуха. Время отверждения композиции регулируется количеством добавляемой соляной кислоты. Композиция позволяет изолировать нижние, верхние и подошвенные воды любой минерализации при температурах пласта до 80 0С, а также при больших перепадах давления и малых перемычках между пластами. Физико-химические показатели продукта 119-296Т по ТУ 2229-266-05763441-99 приведены в табл. 4.7. Таблица 4.7 Физико-химические показатели продукта 119-296Т Показатели Норма Внешний вид Однородная жидкость от желтого до темно-коричневого цвета со специфическим запахом Массовая доля, %, не более механических примесей 5,0 хлористого водорода 0,3 метилкарбоната 17 тетраэтоксисилана 20 Продолжительность гелеобразования при температуре 200С, мин80-600 Динамическая вязкость, мПа·с 1,0-9,0 Водорастворимость Выдерживает испытания
4.11. Гидрофобизация поверхности пород призабойной зоны пласта
В последнее время развиваются методы увеличения производительности нефтяных скважин, которые основываются на концепции придания нефтяным пластам гидрофобных свойств [76, 88, 89, 90]. Гидрофобная обработка предназначена для интенсификации притока нефти в добывающие скважины из преимущественно гидрофильных пластов, содержащих в составе нефтеэмульсий большое количество воды. В основе лежит одновременная обработка призабойных зон добывающих и (или) нагнетательных скважин специальными композициями, гибко регулирующими гидрофильно-гидрофобный баланс пород нефтяного пласта. Обработка добывающих скважин гидрофобными композициями приводит к гидрофобизации пласта на определенную глубину, и как следствие, к образованию в призабойной зоне пласта гидрофобизирующей мембраны, изменяющей фильтрационные параметры породы, увеличивающей фазовую проницаемость для нефти и снижающей ее для воды. Это позволяет повысить дебит добывающих скважин и снизить обводненность нефтеэмульсии. Первоначально для этих целей применялись композиции катионоактивных ПАВ на основе неполярных (бензин, ШФЛУ, нефть и др.) и полярных (вода, водный раствор соляной кислоты и др.) жидкостей [88]. При этом закачивалось от1 до 2 м3 композиции на метр толщины пласта с последующей продавкой нефтью. Применение подобных гидрофобизирующих композиций в основном было направлено на удаление капиллярно-удерживаемой воды из призабойной зоны добывающей скважины, в меньшей степени приводя к гидрофобизации поверхности породы. В результате удаления водяной блокады из призабойной зоны скважины увеличивался общий дебит скважины и снижалась обводненность нефтеэмульсии. Недостатком указанной технологии является непродолжительность эффекта обработки вследствие быстрого восстановления первоначальной блокады рыхло-связанной воды в призабойной зоне, т.к. КПАВ оказывают слабый гидрофобизирующий эффект на поверхность породы. Помимо КПАВ для гидрофобизации призабойных зон применяются кремнийорганические продукты – ГКЖ, ЭТС, Экстракт–700 и некоторые другие, как в чистом виде, так и в сочетании с ПАВ и полимерами. Практический интерес для изоляции водопритоков представляют гидролизующиеся полифункциональные кремнийорганические соединения, которые, содержа связи Si-О и Si-С, занимают промежуточное положение между органическими и неорганическими соединениями [38, 76, 81 и др.]. Большинство используемых кремнийорганических продуктов имеют в цепи молекул силоксановую связь Si-О и называются полиорганосилоксанами. Эта связь почти на 50 % обладает чисто ионным характером. Дипольный момент связи равен 2,8 D, угол связи Si-О-Si лежит в пределах 2,80-2,97 рад. (160-1700). Молекулы полиорганосилоксанов имеют линейную, циклическую, разветвленную или «сшитую» структуру, которая в значительной мере определяет свойства соединений. Многочисленными исследованиями установлена способность полисилоксанов сорбироваться на силикатсодержащих породах, слагающих нефтяной пласт и образовывать на их поверхности тончайшее гидрофобное покрытие. Полисилоксаны обладают рядом физико-химических свойств, обеспечивающих их эффективное использование при добыче нефти: * низкое поверхностное натяжение; хорошую растекаемость и смачиваемость поверхности нефтью, гидрофобное воздействие на породу; * термостабильность в диапазоне температур от – 40 до 2000С; * отсутствие коррозионного воздействия; * химическая инертность исключающая экологические проблемы. Отечественной промышленностью выпускается ряд олигоорганосилоксанов, различных по строению и свойствам: олигометилсилоксаны (ПМС), олигоэтилсилоксаны (ПЭС), олигометилфенилсилоксаны (ПФМС), олигоорганосилоксаны с атомом галогена в органическом радикале и органогидридсилоксаны (ГКЖ). Олигометилсилоксаны коррозионно инертны, обладают хорошими диэлектрическими свойствами и поверхностной активностью, температура застывания ниже – 60 0С. Олигоэтилсилоксаны обладают более низкой температурой застывания (- 100 0С) [108]. Введением в органические радикалы гетероатомов (F, С1, S и др.) или полярных групп (СN, NH2, ОН и др.) можно регулировать такие свойства олигоорганосилоксанов как поверхностное натяжение и диэлектрические свойства при сохранении высокой термостойкости (250 0С), низкой температуры застывания (-100 0С) и малой зависимости вязкости от температуры. Олигометилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11), олигогидридэтилсилоксан (ГКЖ-94, ГКЖ-94М) благодаря наличию в составе атомов кремния обладают способностью адсорбироваться на поверхности силикатсодержащей породы, а органические радикалы придают реагентам гидрофобные свойства. Олигогидридэтилсилоксан ГКЖ-94 – наиболее универсальный гидрофобизатор. У каждого атома кремния в молекулах соединения сохраняется связь Si-Н, которая и определяет реакционную способность ГКЖ-94 при гидрофобизации. Реагент применяется в виде раствора в органических растворителях. Олигометилсиликонат натрия (ГКЖ-10, ГКЖ-11) – прозрачная бесцветная жидкость, применяется для гидрофобизации в виде водных растворов. Гусевым С.В. с соавторами был предложен метод, в котором обрабатывали призабойную зону нагнетательных скважин кремнийорганической эмульсией «Экстракт–700» с последующим вытеснением нефти из коллектора гидродинамическим давлением воды. «Экстракт – 700» представляет собой водную эмульсию силиконового масла с массовым содержанием основного компонента 10 %. Выпускается фирмой «Wacker-Chemie» в различных модификациях, различающихся вязкостью и концентрацией основного компонента, а также типом эмульгаторов и антикоагулянтов. Он хорошо разбавляется водой, устойчив к действию щелочей и кислот [90]. Состав был апробирован на ряде месторождений Западной Сибири. Обработке подвергались в основном нагнетательные скважины. Через 10 – 15 дней после закачки приемистость нагнетательных скважин снизилась на 20-30 %, а через 3-4 месяца началось увеличение дебита нефти (на 3-5 т/сут.) и снижение обводненности продукции на 2-10 %. Средняя эффективность по всем обработанным месторождениям составила 1900т/т реагента. Однако экономическая целесообразность применения данной технологии не слишком высока вследствие высокой стоимости реагента (? 5 тыс. долл. за тонну), притом, что на одну обработку требуется порядка 5-10 тонн. Химические составы, обладающие высокими гидрофобизирующими свойствами разработаны Уфимским нефтяным техническим университетом (УНИ-1 и УНИ-4). Лучший из них УНИ-4 представляет собой 1 %-ную водную дисперсию композиции трех химических реагентов: гидрофобизатора, ингибитора коррозии и бактерицида. Данным составом были обработаны 24 скважины Самотлорского и Мыхнайского месторождений, в том числе 20 добывающих и 4 нагнетательных. Обработка проводилась из расчета соответственно 1 и 3 м3 на 1 м интервала перфорации добывающей и нагнетательных скважин, с последующей продавкой в пласт сеноманской водой и выдержкой на реагирование в течение не менее 24 час. Иной метод был предложен Смирновым А.В. и др [89, 91, 92, 93]. Призабойные зоны добывающих и нагнетательных скважин обрабатывались суспензией специальных гидрофобных веществ в органическом растворителе. Гидрофобные вещества, используемые в этом методе представляли высокодисперсные материалы с химически измененными поверхностями, с краевыми углами от 114-178 0 и степенью гидрофобности от 96.0 до 99.99 %. Твердые гидрофобные материалы на основе тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксидов титана, кремния, железа, хрома, алюминия и цинка получались модификацией поверхности этих веществ элементоорганическим соединением общей формулы Cl4-nSiRn, где n = 1-3, R = H, метил-, этил-, Cl-метил-, фенил-, с последующей химической обработкой соединением, выбранным из тетраметоксисилана или тетраэтоксисилана, или олигомера полиметил(этил)силоксана, или полиметилсилазана [94 - 96]. Призабойная зона нагнетательных и добывающих скважин обрабатывалась дисперсией твердого гидрофобного материала в органическом растворителе содержанием его 0,1-2,5 масс. %. В качестве растворителей использовались легкие фракции нефти типа керосина, ацетона, газойля, гексана и бензола. Процесс осуществляли при давлении закачки от 4.0 до 38.0 мПa, используя нефть в качестве продавочной жидкости в добывающих и воду в нагнетательных скважинах. После закачки суспензии в пласт ее выдерживали там под давлением от 12 до 96 часов перед началом откачки (время реагирования). Высокодисперсные гидрофобные материалы реагируют с поверхностью пор пласта, и в результате в призабойной зоне пласта образуется гидрофобная мембрана изменяющая скорость фильтрационных потоков для воды и нефти. Обработка призабойных зон нагнетательных скважин, кроме того, приводила к удалению рыхлосвязанной воды из пор пласта и таким образом к снятию водяной блокады. Используя этот метод, было возможно увеличить приемистость нагнетательных скважин на 200-300 %, получить увеличение дебита добывающих скважин в три или четыре раза, снизить обводненность нефтеэмульсии. Эффект был заметен в течение полутора лет. Данная технология успешно применялась на ряде месторождений Поволжья и Западной Сибири и дала очень хороший положительный эффект. Только в 1996-1998 гг. по этой технологии было обработано более 200 скважин. В дальнейшем были разработаны более экономичные способы получения твердых гидрофобных веществ на основе применения более дешевых материалов и расширена зона гидрофобизации породы с нескольких до десятков метров, увеличен срок действия гидрофобной мембраны, добавлено кольматирование крупных каналов поступления воды в пласт [97, 98].
4.12. Неорганические водоизолирующие материалы
Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелочной воды отмечалась еще при разработке Бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими со щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями – типа «вода в нефти». Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость. Снижение межфазного натяжения на границе фаз нефть-раствор щелочи приводит к увеличению эффективности вытеснения нефти [6, 99, 51, 100]. Помимо этого растворы щелочи уменьшают контактный угол смачивания породы водой, т.е. увеличивают гидрофилизацию пористой среды, что в свою очередь повышает коэффициент вытеснения нефти водой. При щелочном заводнении в основном используются: Едкий натр (каустическая сода) NaOH Углекислый натрий (кальцинированная сода) Na2CO3 Гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH Силикат натрия (растворимое или жидкое стекло) Na2SiO3 Щелочное заводнение применялось на целом ряде месторождений, однако, в настоящее время более широкое применение находит использование закачек жидкого стекла не для увеличения вытеснения из-за снижения межфазного натяжения, а для блокирования промытых зон пласта и селективного ограничения водопритоков [6, 14, 15]. При закачке жидкого стекла в пласт происходит выпадение нерастворимого осадка, что снижает проницаемость высокопроницаемых зон пласта. Особенно эффективны они в условиях глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов трещинного, порового и трещинно-порового типа. При высоком давлении и температуре до 2000С жидкое стекло в течение длительного времени сохраняет свои свойства и почти не взаимодействует с породами пласта. Особенностью растворов силиката натрия является способность последнего взаимодействовать с ионами поливалентных металлов и образовывать гелеобразные системы и твердый тампонажный материал. Для обеспечения возможности закачки в пласт запланированного объема изолирующего состава перед жидким стеклом желательно нагнетать буферную жидкость, представляющую собой водный раствор карбоната натрия. Карбонат натрия, образуя с ионами кальция и магния нерастворимые соединения, выводит их из пластовой воды, в результате чего нагнетаемое за ним жидкое стекло достигает в нескоагулированном состоянии заданную глубину проникновения в пласт. В процессе выдержки в пласте жидкое стекло коагулирует в обводненной зоне вследствие диффузии ионов кальция и магния из пластовой воды и закупоривает проводящие каналы. В нефтенасыщенных зонах коагуляции жидкого стекла не происходит, так как отсутствует источник ионов кальция и магния. После пуска скважины в эксплуатацию жидкое стекло удаляется из нефтенасыщенных зон. Для устранения зависимости применения составов на основе жидкого стекла от минерализации пластовой воды, было предложено закачивать жидкое стекло после или совместно с кислотой, как правило, соляной. Именно этот метод получил наиболее широкое распространение [100-103]. Однако его применение может снизить селективность материала и, как следствие, сделать необходимым проведение операций по перфорации пласта. Жидкое стекло хорошо растворяется в пресной воде, растворы имеют низкую вязкость, регулируемую в широком диапазоне концентрацией силиката. Широкое распространение получило применение тампонажных составов на основе жидкого стекла за рубежом. Уже в восьмидесятые годы выпускалось несколько модификаций тампонажных растворов. Компания «Халлибартон» разработала следующие тампонажные составы [78]: Инжектрол G – для песчаников и известняков в скважинах с пластовой температурой до 1200С. До и после обработки этим реагентом необходимо закачивать пресную воду. Инжектрол H – для скважин с забойными температурами до 1630С (наиболее дорогостоящий). Инжектрол L – для обработки скважин с породами из известняков и известковистых песчаников и пластовой температурой 15,6 – 93,30С. Обычно применяется в тех случаях, когда требуются высокопрочные гели. Компанией «Дауэлл» были разработаны составы «Зоунлок», компанией «Би-Джей Хьюз» - состав «Силджел». Главным преимуществом этих составов является их низкая стоимость, позволяющая проводить большеобъемные обработки скважин. Причинами сдерживающими более масштабное применение жидкого стекла для ограничения водопритока является низкая прочность образующегося геля и сложность проведения обработки при отрицательных температурах воздуха. Помимо жидкого стекла для ограничения водопритоков возможно применение магния, способного гидролизовываться водой с выделением нерастворимого осадка гидроокиси магния. Суспензию порошкообразного или гранулированного магния в углеводородной жидкости-носителе вводят по схеме гидроразрыва в продуктивный пласт. Поскольку магний не растворим в углеводородах и инертен к ним, реакция гидролиза происходит только в обводненной части пласта с образованием мучнистого осадка гидроокиси магния, закупоривающего водонасыщенные зоны. Технология ограничения притока пластовых вод с применением гранулированного магния апробирована и внедрена на обводняющихся месторождениях Укрнефти и Мангышлакнефти. Промысловые испытания и внедрение этого метода оказались успешными. Однако из-за наличия твердой фазы в изолирующей композиции метод применим лишь в трещинноватых коллекторах [35]. Возможно применение для закачки в нефтяной пласт высококонцентрированных или слабых водных растворов сернокислого алюминия. При взаимодействии сульфата алюминия Al2(SO4)3 с пластовой водой в пористой среде выпадают кристаллы гидроксида алюминия Al(OH)3, образуется вязкая масса, которая закупоривает промытые водой каналы, а непромытые нефтенасыщенные зоны подключаются к разработке. Интенсивность выпадения кристаллов гидроксида алюминия и вязкость формируемой среды зависят от концентрации сульфата алюминия в воде, кислотности композиции, температуры времени старения раствора.
4.13. Пенные системы
При изоляции подошвенных вод и собственно пластовых вод широкое применение нашли так называемые пенные системы [9]. Механизм изоляции вод при применении пенных систем заключается в следующем: * очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт глинистых веществ, парафина, асфальтосмолистых веществ и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважин за счет солюбилизирующего действия (коллоидного растворения) образовавшихся мицелл в пенной системе. Главным результатом этого является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков; * блокирование путей продвижения воды в результате прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений; * изоляция высокопроницаемых зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения. Применяются двух- и многокомпонентные пенные системы. Для получения двухфазной пены применяются следующие химические реагенты: Пенообразователь (нефтерастворимые ПАВ) Стабилизатор пены (КМЦ-600, ММЦ и др.) Пресная вода Газовая фаза (природный газ, воздух, азот и др.), на м3 раствора 1,5 – 3,0 масс. % 1,0 – 1,5 масс. % Остальное 50-100 м3 Концентрация компонентов при получении многокомпонентной пенной системы, следующая: Пенообразователь (нефтерастворимые ПАВ) Стабилизатор пены (КМЦ-600, ММЦ и др.) Углеводородная жидкость (нефть) Силикат натрия Хлористый кальций Пресная вода Газовая фаза (природный газ, воздух, азот и др.), на м3 раствора 1,5 – 3,0 масс. % 1,0 – 1,5 масс. % 0,05–0,1 масс. % 10 – 11 масс. % 2 – 4 масс. % Остальное 50-100 м3 Введение в состав многокомпонентной пены нефти оказывает благоприятное действие на устойчивость пены, так как нефть в отличие от ПАВ, не имеет гидрофильных групп (молекулы нефти имеют только аполярную фобную часть). Благодаря этому молекулы нефти «вклиниваются» в молекулы ПАВ, образующих адсорбционные слои пены, и гидрофобизируют их, что повышает устойчивость пены. При гидролизе силиката натрия в присутствии катионов многовалентных металлов (Ca+2, Al+3, Mg+2, Fe+3), к примеру - хлористого кальция, образуется вторичная пленка на границе пены (газ+жидкость) из коллоидно-дисперсных частиц, обладающая структурно-механическими свойствами и препятствующая утончению первого слоя пленки из ПАВ + нефть. Благодаря дополнительным компонентам устойчивость многокомпонентных пенных систем в 15 – 60 раз выше, чем для двухфазной пены. Областью эффективного применения пенных систем является: низкое и среднее пластовое давление, неограниченная обводненность скважины, четко выраженная неоднородность пропластков, наличие глинистой корки на стенках скважины, наличие в терригенных породах глинистого цемента. Данная технология внедрена на месторождениях Оренбургской области, однако, статистика применения ее еще недостаточна для того, чтобы делать четкие выводы о результатах и экономических показателях внедрения. К определенным недостаткам относятся: усложнение приготовления и закачки состава из-за его многокомпонентности и сложности с закачкой в зимнее время.
Заключение
Объемы и эффективность применения современных технологий повышения нефтеотдачи пластов являются важнейшими характеристиками существующего уровня разработки нефтяных месторождений, что в свою очередь позволяет планировать возможности использования сырьевой базы страны. Для России, в условиях постоянного роста доли трудноизвлекаемых запасов, это особенно важно. Между тем, отсутствие объективной информации по технологиям и методам интенсификации нефтедобычи, реагентной базе для их реализации, не позволяет проводить быстрое внедрение новых эффективных подходов. Достаточно отметить, что Россия не участвует в подаче статистических данных о МУН в «Oil and Gas Journal». Именно поэтому в данном обзоре сделана попытка определенной систематизации сведений по применению химических реагентов для решения задач ограничения водопритока при процессах добычи нефти. Характеризуя положение дел, в первую очередь отметим, что в 90-х годах резко сократились масштабы применения методов, повышающих вытесняющую способность закачиваемой воды (полимерное, щелочное, мицеллярное заводнение). Причинами явились, с одной стороны, прогрессирующая обводненность пластов, с другой, резкий рост стоимости химических реагентов. Фактически эти методы достаточно широко применяются только на месторождениях вовлекаемых в активную разработку, да и то в основном на низкопроницаемых пластах. Изменяющиеся геолого-промысловые условия, приводящие к формированию протяженных и значительных по размерам промытых зон, потребовали применения более доступных и дешевых реагентов или их композиций (биополимеров, жидкого стекла, отходов производства капролактама, алюмохлорида, гидрофобизирующих веществ и т.п.). В полимердисперсных системах для замены дорогостоящего полиакриламида широко применяют древесную и органическую муку, силикатно-щелочные составы, часто в сочетании с глинистыми компонентами. Кроме этого, все большее применение находят обработки призабойных зон скважин относительно небольшими оторочками, направленно влияющих на изменение свойств призабойной зоны пласта. Для этого применяются полимерные композиции, кремнийорганические реагенты, различные гидрофобизаторы. Весьма желательной операцией, дополняющей процесс тампонажа крупных водных каналов и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, является введение в пласт нефтевытесняющих флюидов. Последние, снижая энергию взаимодействия нефти с породой и межфазное натяжение на границе нефть-вода, приводят к увеличению охвата пласта вытеснением. В качестве таких реагентов применяют растворы неионных ПАВ, причем максимальный эффект реализуется в щелочных буферных системах. Роль щелочной среды обусловлена участием гидроксил-ионов в механизмах вытеснения нефти из капиллярно-пористой среды пласта водными растворами ПАВ. К числу таких взаимодействий относятся реакции нейтрализации кислотных групп нефти, омыление сложноэфирных связей, депротонирование донорных гетероатомов гетероатомных соединений, влияние на структуру воды и, тем самым, на гидрофобное связывание, на конформационную подвижность гидрофобных фрагментов ПАВ. В целом, оценивая существующие технологии и реагентную базу для обработки нагнетательных скважин, отметим, что они позволяют решать задачи по вытеснению нефти как в слабодренируемых коллекторах (полисил, применение виброволновых методов, обработки кислотами, растворителями и т.п.), так и в коллекторах с наличием промытых зон. Широкий набор реагентной базы позволяет гибко маневрировать процессом разработки технологических приемов обработки применительно к самым различным типам месторождений и коллекторов. Менее однозначна ситуация с обработками добывающих скважин. Несмотря на широкий набор существующих технологических приемов их обработки и используемых реагентов, пока нельзя говорить о создании оптимального комплекса технологий, обеспечивающего уверенное решение задачи ограничения водопритока. Это связано и с многообразием причин обводнения скважин, требующих создания избирательных технологий в каждом конкретном случае, и со сложностями закрепления реагентов в пласте для предупреждения их вымывания, и необходимостью соблюдения принципа селективности воздействия, для исключения отрицательного воздействия на фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта. Указанные обстоятельства вызывают необходимость интенсификации научно-исследова-тельских работ в области ограничения водопритока и капитального ремонта скважин, создания более эффективных методов увеличения нефтедобычи. Необходимым этапом при планировании проведения мероприятий по применению технологий ограничения водопритока является точное определение источника обводнения скважины. Только в этом случае возможен грамотный выбор технологии, обеспечивающей блокирование поступления воды в скважину. Существующий арсенал геофизических и гидродинамических методов дает возможность получения достаточно адекватной картины процессов, происходящих в призабойной зоне пласта. Тенденцией последних лет является понимание роли полного научно-инженерного сопровождения работ в области повышения нефтеотдачи пластов, включающего анализ геолого-физических особенностей пластов, оценку текущего состояния разработки, анализ опыта применения МУН и прогноз динамики базовых показателей добычи нефти. Систематизация подобной информации позволяет привлекать методы математического моделирования для разработки месторождений, а также для обоснования и оптимизации объемов закачиваемых реагентов и периодичности проведения обработок скважин. Для успешного применения методов увеличения нефтеотдачи не на отдельных скважинах, а на участках месторождения или на целом месторождении необходимо применение комплекса методов, объединенного на основе некоторых принципов. РМНТК «Нефтеотдача» и ОАО«ВНИИнефть» при активном участии М.Л. Сургучева разработали системную технологию воздействия, построенную на принципах комплексного воздействия на нефтяную залежь в целом. Соблюдение этих принципов позволяет усилить эффект от применения методов увеличения нефтеотдачи [104]. Весь опыт работ в области доразработки малопродуктивных нефтяных месторождений на поздней стадии их эксплуатации свидетельствует об экономической целесообразности введения их в промышленную разработку, что может явиться существенным резервом для развития сырьевых отраслей промышленности России. И роль создаваемых методов и технологий селективной изоляции водопритока в реализации указанных проблем трудно переоценить.
Библиографический список
1. Агаджанов А.М., Максимов М.И. Нефтепромысловая геология. – Гостоптехиздат. - М.: 1958. 2. Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа: Уч. для вузов. – М.: Недра,1985. 3. Каналин В.Г., Ованесов М.Г., Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология: Уч. для вузов. – М.: Недра, 1985. 4. Максимов М.И. Геологические основы разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1975. 5. Справочник по нефтепромысловой геологии /Н.Е. Быков, А.Я. Фурсов, М.И. Максимов и др. – М.: Недра, 1981. 6. Спутник нефтегазопромыслового геолога: Справочник/ Под ред. И.П. Чоловского. – М.: Недра, 1989. 7. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1985. 8. Чулков П.В. Моторные топлива: ресурсы качество, заменители. Справочник. – М.: Политехника, 1998. 9. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. - М.: Недра, 2000. 10. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. – М.: Наука, 2000. 11. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978. 12. Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.Г. Физика нефтяного и газового пласта. – М.: Недра, 1981. 13. Крейг Ф. Разработка нефтяных месторождений при заводнении. Перевод с англ. – М.: Недра, 1974. 14. Методы извлечения остаточной нефти / Сургучев М.Л., Горбунов А.Т., Забродин Д.П. и др. – М.:Недра, 1991. 15. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины / Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш., Габдуллин Р.Г. и др. – М.: Недра, 1976. 16. Сухарев Г.М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений М.:Недра, 1979. 17. Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981. 18. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н. Новые методы ограничения притока воды в нефтяные скважины. - М: Недра, 1981. 19. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения движения вод в пластах. – М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999. 20. Газизов А.Ш., Газизов А.А., Смирнов С.Р. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения непроизводительной фильтрации закачиваемых и пластовых вод по промытым зонам пласта. // Нефтепромысловое дело. – 2000. - № 7. – С. 2-10. 21. Аметов И.М., Хавкин А.Я., Бученков Л.Н., Лопухов Г.П., Кузнецов А.М., Давыдов А.В. Повышение нефтеотдачи - новые возможности // Нефтяное хозяйство. – 1997. - № 1. – С. 30 - 32. 22. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин / Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. – М.: Недра, 1985. 23. Сургучев М.Л. Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1968. 24. Пермяков И.Г., Хайретдинов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтегазопромысловая геология и геофизика: Учеб. пособ. для вузов. – М.: Недра, 1986. 25. Изучение геофизическими методами нефтяных месторождений на поздней стадии разработки /В.А. Кошляк, А.И. Фионов, В.Ф. Козяр и др. – М.: Недра, 1983. 26. Кузнецов Г.С., Леонтьев Е.И., Резванов Р.А, Геофизические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений: Учеб. для вузов. – М.: Недра, 1991. 27. Токарев М.А. Комплексный геолого-промысловый контроль за текущей нефтеотдачей при вытеснении нефти водой. М.: Недра, 1990. 28. Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин. Уч. для вузов. – М.: Недра, 1984. 29. Уметбаев В.Г., Мерзлякова В.Ф. Капитальный ремонт как средство экологического оздоровления фонда скважин. – Уфа: изд. БашНИПИнефть. 1995. 30. Результаты применения новейших методов увеличения нефтеотдачи пластов на девонских залежах Ромашкинского месторождения / Муслимов Р.Х., Сулейманов Э.О., Землянский В.В., Юлгушев Э.Т. // Интервал. – 2002. - № 3. - С.21-25. 31. Бриллиант Л.С., Козлов А.И., Ручкин, А.А., Осипов М.Л, Шарифуллин Ф.А., Цыкин И.В. Совершенствование технологии ограничения водопритока в скважинах Самотлорского месторождения. //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 9. - С. 72-75. 32. Иванов С.В., Бриллиант Л.С. Основные направления совершенствования физико-химического заводнения на Самотлорском месторождении //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 9. - С. 47-50. 33. Сравнительный анализ методов повышения нефтеотдачи пластов Самотлорского месторождения /Шпуров И.В., Ручкин А.А., Мосунов А.Ю. // Нефтяное хозяйство. – 1997. - № 10. – С. 27 – 32. 34. Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ в скважинах / Рябоконь С.А., Усов С.В., Шумилов В.А., Вагнер Г.Р., Уметбаев В.Г. //Нефтяное хозяйство, 1989. - № 4. - С. 47 – 53. 35. Обобщение современного состояния ремонтно-изоляционных работ обводняющихся скважин (отечественный и зарубежный опыт). – М.:: ИРЦ Газпром, 1998. 36. Балакин В.В., Власов С.А., Фомин А.В. Моделирование полимерного заводнения слоисто-неоднородного пласта // Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 1. – С. 47 - 48. 37. Мамедов Ю.Г. Мировой опыт изучения и внедрения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов // РХЖ. – 1995. - № 5. - С. 13-16. 38. Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин. – М.: Недра, 1997. 39. Применение полимеров в добыче нефти / Григоращенко Г.И., Мирзаджанзаде А.Х., Зайцев Ю.В. и др. – М.: Недра, 1978. 40. Дерябин В.В. и др. Биополимеры для нефтяной промышленности. – М.:ЦНИИОЭНГ,1990. 41. Каушанский Д.А. Новые биотехнологические и физико-химические технологии воздействия на нефтяные пласты // Нефтяное хозяйство. – 1997. - № 11. - С. 47-51. 42. Патент РФ № 2062788. Способ непрерывного получения экзополисахаридов. 43. Патент РФ № 2073712. Штамм бактерий – продуцент экзополисахарида. 44. Патент РФ № 2125648. Способ повышения нефтеотдачи нефтяной скважины. 45. Патент РФ № 2128284. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений. 46. А.С. СССР № 1661379. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений. 47. А.С. СССР № 1566820. Способ разработки нефтяных залежей. 48. Газизов А.Ш. и др. Использование полимердисперсных систем для повышения нефтеотдачи пластов. Шестой Европейский симпозиум по повышению нефтеотдачи пластов. Ставангер, 1991. – Т 2. 49. Газизов А.Ш. и др. Применение полимердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи /Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. - С. 12-14. 50. Газизов А.Ш., Боровиков Г.Г. Влияние полимердисперсных систем на выработку продуктивных пластов /Нефтяное хозяйство. – 1991. - № 4. - С. 21-24. 51. Ибрагимов Г.З, Хисамутдинов А.А. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. – М.: Недра, 1983. 52. Композиции глинистых дисперсных систем для регулирования проницаемости неоднородных пластов на поздней стадии разработки / Зайнетдинов Т.И., Телин А.Г, Шишлов Л.М. //Нефтяное хозяйство. – 1996. - № 2. - С. 29 – 31. 53. Патент РФ № 2039225. Способ разработки неоднородного нефтяного пласта. 54. Патент РФ № 2061855. Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти. 55. Патент РФ № 2135756. Способ разработки неоднородных пластов. 56. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений с применением полимердисперсных систем и других химреагентов / Газизов А.Ш., Галактионова Л.А., Марданов А.Ф., Газизов А.А. // Нефтепромысловое дело. – 1995. - № 2-3. - С. 29-34. 57. Выравнивание профиля приемистости в нагнетательных и ограничение водопритоков в добывающих скважинах гелеобразующими составами/ Усов С.В., Гень О.П., Рябоконь С.А. и др. //Нефтяное хозяйство. – 1991. - № 7. – С. 42-43. 58. Курочкин Б.М., Хисамов Р.С. Технология проведения изоляционных работ с использованием водонабухающего полимера // Нефтяное хозяйство, - 2003. - № 1. – С. 48 – 53. 59. Патент РФ № 2072422. Способ заводнения нефтяного пласта. 60. Радиационно-сшитые водонабухающие материалы на основе сополимера аклиламида-акрилата натрия / Свирский Д.С., Телин А.Г., Ремнев Г.Е. // Интервал. - 2001.- № 2. - С. 10-13. 61. Баранов Ю.В. и др. Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды. //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. – С. 24-28. 62. Баранов Ю.В. и др. Технология применения волокнисто-дисперсной системы – новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудноизвлекаемыми запасами нефти. // Нефтепромысловое дело. – 1995. - № 2-3. – С. 38-41. 63. О некоторых аспектах повышения эффективности водоизоляционных работ / Баранов Ю.В., Маликов М.А., Нигматуллин И.Г., Чугунов С.В. // Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 11. - С. 34-35. 64. Патент РФ № 2062867. Закачка волокнисто-дисперсных систем. 65. Патент РФ № 2139412. Состав для добычи нефти. 66. Патент РФ № 2139420. Состав для добычи нефти. 67. Патент РФ № 2019683. Состав для изоляции притока воды в скважину. 68. Патент РФ № 2112875. Способ изоляции вод в трещиноватых пластах. 69. Патент РФ № 2144134. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. 70. Бандеков А.У. и др. Применение тампонирующих составов на основе полиуретанов для изоляционных работ на скважинах. ОИ Сер. Нефтепромысловое дело. М., ВНИИОЭНГ, 1986, вып. 21. 71. Применение композиций углеводородов и ПАВ для ограничения водопритока добывающих скважин /Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Арефьев Ю.Н. и др.//Нефтепромысловое дело.-1995.–№ 2-3.– С. 34-37. 72. Применение углеводородных композиций ПАВ для интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. / Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Брагина Н.Н., Федорова И.Л., Любимцева О.Г. //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. - С. 35-38 73. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., Федорова И.Л. Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 11. - С. 20 – 23. 74. Углеводородные композиции ПАВ для обработки призабойных зон нефтяных скважин / Вердеревский Ю.Л., Борисов Н.Х., Фридман Г.Б., Собанова О.Б. //Нефтепромысловое дело. - 1992. – Вып.1. – С. 8-14. 75. Грайфер В.И., Лисовский Н.Н., Котельников В.А., Шарбатова И.Н. Инновационные технологии ЗАО “РИТЭК-ПОЛИСИЛ” и АО “РИТЭК” //Нефтяное хозяйство. – 2001. - № 11. - С. 70-73. 76. Клещенко И.И. Геолого-промысловые основы методологии и технологий ограничения водогазопритоков при заканчивании и эксплуатации нефтяных скважин Западной Сибири // Диссерт. на соискание ученой степени доктора геол.-мин. наук – Тюмень, 1999. 77. Ограничение притока вод составами АКОР / Скородиевская Л.А., Хосроев Д.В., Строганов А.М., Строганов В.М., Сушкова Н.А., Рябоконь С.А. // Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 4. - С. 32-34. 78. Отчет о НИР «Материал на основе кремнийорганических соединений для выполнения ремонтно-изоляционных работ в скважинах с температурой до 3000С», ВНИИКрнефть, Краснодар, 1987. 79. Отчет о НИР «Разработка тампонажных кремнийорганических компаундов для водоизоляции и крепления газовых скважин», КубГУ, Краснодар, 1987. 80. Результаты использования эфиров ортокремниевых кислот при ограничении водопритока в скважины /Латыпов Р.Ф., Маннанов Ф.Н., Кадыров Р.Р., Калашников Б.М., Салимов М.Х. //Нефтяное хозяйство. - 2000. - № 12. - С. 84 – 86. 81. Клещенко И.И. Применение кремнийорганических жидкостей для водоизоляционных работ в скважинах // Нефтяное хозяйство. – 1989. - № 3. – С. 53-56. 82. Патент РФ № 2135755. Состав для регулирования разработки нефтяных месторождений. 83. Патент РФ № 2143059. Способ разработки обводненной залежи. 84. Патент РФ № 2105140. Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин. 85. Скородиевская Л.А., Строганов А.М., Рябоконь С.А. Повышение эффективности водоизоляционных работ путем использования материала АКОР-Б100 / Нефтяное хозяйство. – 1999. - № 2. - С. 16-19. 86. Хананашвили Л.М Химия и технология элементоорганических мономеров и полимеров: Учебник для вузов. М.: Химия, 1998. 87. Соболевский М.В., Музовская О.А., Попелева Г.С. Свойства и области применения кремнийорганических продуктов. М., Химия, 1975. 88. Минаков И.И. Промысловые испытания гидрофобизирующих композиций на Самотлорском месторождении //Нефтяное хозяйство. - № 6. - С.17-19. 89. Новые технологии АО «РИТЕК» повышают эффективность нефтедобывающего комплекса /Грайфер В.И., Смирнов А.В., Иванов В.В., Котельников В.А. //Нефтепромысловое дело. – 1998. - № 9-10. - С. 7-10. 90. Кремнийорганические соединения фирмы Wacker-Chemie Gmbh для повышения нефтеотдачи пластов/ Гусев С.В. и др.// Нефтяное хозяйство. – 1995. - № 3. - С. 65-68. 91. Лысенко В.Д., Грайфер В.И. Разработка малопродуктивных нефтяных месторождений. – М.:ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. 92. Патент РФ № 2105142. Способ повышения нефтеотдачи пластов. 93. Патент РФ № 2125649. Способ интенсификации добычи нефти. 94. Патент РФ № 2036213. Состав для модификации твердых поверхностей. 95. Патент РФ № 2089499. Способ получения гидрофобного дисперсного материала. 96. Патент РФ № 2066297. Способ получения гидрофобной дисперсии. 97. Патент РФ № 2188215. Способ получения гидрофобного дисперсного материала. 98. Патент Великобритании № WO 01/33039 A1. Composition and process for oil extraction. 99. Горбунов А.Т, Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. – М.: Недра, 1989. 100. Девятов В.В., Алмаев Р.Х., Пастух П.И., Санкин В.М. Применение водоизолирующих химреагентов на обводненных месторождениях Шаимского района. – М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 101. Патент РФ № 2097537. Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков. 102. Применение силикатных составов для ограничения водопритоков из глубокозалегающих пластов./ Комисаров А.И., Газиев К.Ю.//Нефтяное хозяйство. – 1992. - № 8. - С. 13-15. 103. Разработка и испытание селективного изолирующего состава и технология его применения / Вердеревский Ю.Л., Головко С.Н., Арефьев Ю.Н., Галимов Р.Р., Соколова М.Ф., Кучерова Н.Л., Муслимов Р.Х., Панарин А.Т. //Нефтяное хозяйство. – 1998. - № 2. - С.29-30. 104. Повышение нефтеотдачи пластов с применением системной технологии воздействия / Гумерский Х.Х., Горбунов А.Т., Жданов С.А., Петраков А.М. //Нефтяное хозяйство. – 2000. - № 12. - С. 12 - 15.
Содержание
Введение…………………………………………………………….
Глава 1. Геологические и технические факторы, влияющие на обводнение скважины………………………………….. 1.1. Коллекторские свойства горных пород……………………. 1.2. Вещественный состав нефтеносных пластов……………... 1.3. Неоднородность порового пространства …………………. 1.4. Неоднородность нефтяных пластов……………………….. 1.5. Свойства нефти……………………………………………… 1.6. Давление и температура……………………………………. 1.7. Техническое состояние скважины…………………………. 1.8. Состояние призабойной зоны пласта……………………… 1.9. Характер и режим заводнения……………………………… Глава 2. Причины обводнения скважин…………………………… 2.1. Воды нефтяных месторождений…………………………… 2.2. Свойства вод нефтяных месторождений…………………... 2.3. Источники обводнения …………………………………….. Глава 3. Методы определения источника обводнения…………... 3.1. Технические методы определения притока воды………… 3.2. Геофизические методы определения притока воды……… 3.3. Определение обводнившихся пластов……………………. 3.4. Оценка технического состояния скважины………………. 3.5. Выявление заколонных перетоков жидкости…………….. Глава 4. Методы ограничения водопритока……………………… 4.1. Классификация методов борьбы с обводнением скважин 4.2. Полимерное заводнение……………………………………. 4.3. Полимердисперсные системы……………………………… 4.4. Полимергелевые системы………………………………….. 4.5. Волокнисто-дисперсные системы…………………………. 4.6. Ограничение водопритока с применением резиновой крошки………………………………………………………. 4.7. Отверждающиеся химические реагенты…………………... 4.8. Нефтекислотные системы………………………………….. 4.9. Обратные эмульсии…………………………………………. 4.10. Кремнийорганические реагенты………………………….. 4.11. Гидрофобизация поверхности пород призабойной зоны пласта……………………………………………………….. 4.12. Неорганические водоизолирующие материалы…………. 4.13. Пенные системы…………………………………………… Заключение………………………………………………………… Библиографический список……………………………………...
154 МАГНИТНЫЕ УСТРОЙСТВА ДЛЯ ОБРАБОТКИ ЖИДКОСТЕЙ
Назначение Предназначены для магнитной обработки жидкостей, в том числе добываемых в скважинах нефтегазовых смесей с целью предотвращения (или существенного снижения) образования асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и солей в насосно-компрессорных трубах (НКТ), уменьшения коррозии поверхности трубопроводов. Область применения Используются при добыче нефти и газа и её интенсификации, для защиты поверхности трубопроводов от коррозии. В теплоэнергетике магнитные устройства применяются для предотвращения накипи, осадкообразования, биообрастаний и снижения коррозии в котах, теплообменниках, трубопроводах, компрессорах, печах. Конструкция Конструктивно магнитное устройство представляет собой отрезок цилиндрической трубы со встроенной в неё магнитной системой, состоящей из нескольких мощных постоянных магнитов, разделённых антимагнитными вставками. Соединения осуществляются с помощью стандартных соединительных муфт. Конструкция магнитных устройств защищена патентами Российской Федерации. Технические характеристики антипарафинных магнитных устройств Диаметр и длина устройства, мм - 73?372; Срок службы, лет, не менее – 15. Исполнение – взрывозащищённое. Рабочее давление, МПа – до 10. Масса магнитного устройства - не более 10 кг. Диапазон рабочих температур скважинной жидкости, °С – 0-120. Параметры Существующие аналоги Предлагаемое магнитное устройство 1. Максимальная напряженность воздействующего на жидкость магнитного поля 2. Максимальный градиент напряженности 3. Возможность регулировки распределения магнитного поля 4. Возможность поставки с заданными параметрами магнитного поля 5. Длина канала с воздействующим магнитным полем 6. Возможность получения высоких напряженностей и градиентов напряженности при больших диаметрах трубопроводов 7. Срок эксплуатации 20 – 250 кА/м 1000 – 10000 кА/м2 Отсутствует, либо в пределах 10-15 % Отсутствует 0,06 – 0,5 м Отсутствует Сведения отсутствуют 50 – 400 кА/м 5000 – 30000 кА/м2 Имеется возможность изменения параметров в 2-6 раз Имеется 0,4 – 3 м Имеется Не менее 15 лет
СОСТАВ И СПОСОБ ОЧИСТКИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА ОТ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ
Значительное количество месторождений содержат нефти с повышенным содержанием асфальтенов, парафинов и смолистых веществ. В процессе нефтедобычи происходит выделение их из нефти и отложение в призабойной зоне и внутренних стенках скважины. Это приводит к уменьшению каналов фильтрации нефти и снижению дебита скважин, повышению давления, а иногда и к полной закупорке скважины асфальтосмолопарафиновыми отложениями. Реагент для очистки скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет эффективно очистить внутрискважинное оборудование и призабойную зону пласта от скопившихся отложений. В качестве реагента растворителя используют водную эмульсию, содержащую НПАВ и комбинированный растворитель (состав которого определяется составом АСПО). Расход составляет 4?10 м3 смеси на одну скважину. В зависимости от места отложения нежелательных осадков возможно проведение двухстадийной обработки: очистки внутрискважинного оборудования и обработки призабойной зоны пласта. На первой стадии обработки проводят очистку труб, насосного и внутрискважинного оборудования с круговой циркуляцией по схеме: насос – устье – затрубное пространство – НКТ – насос. На второй стадии проводят закачивание указанной выше эмульсии или растворителя в ПЗП, осуществляют выдержку в пласте и далее удаляют продукты растворения и диспергирования из пласта Предлагаемый антипарафинный реагент обладает высокой моющей способностью и выгодными ценовыми показателями. Данная технология обработки нефтескважин защищена патентом РФ.
ВЫРАВНИВАНИЕ ПРОНИЦАЕМОСТНОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ КОЛЛЕКТОРА
Одна из главных причин неполной выработки пластов связана с проницаемостной неоднородностью. Поэтому ограничение нерационального распределения закачиваемого агента с целью вовлечения в процесс разработки застойных зон залежи и интенсификации добычи из слабодренируемых пластов является одним из необходимых условий при решении проблемы повышения нефтеотдачи. Основным методом борьбы с преждевременным и неравномерным обводнением скважин является выравнивание проницаемостной неоднородности коллектора путем увеличения фильтрационного сопротивления промытых водой высокопроницаемых интервалов, т.е. активное регулирование заводнением отдельных прослоев. С этой целью воздействию могут подвергаться одновременно или раздельно нагнетательные и добывающие скважины Технический эффект достигается обработкой скважины комплексом реагентов, блокирующих высокопроницаемые интервалы разреза, выравнивающих профиль приемистости нагнетательных скважин, стимулирующих перераспределение фильтрационных потоков и изменяющих фильтрационное сопротивление призабойной зоны пласта добывающих скважин для воды и нефти. Применение данной технологии приводит к увеличению дебита нефти и снижению ее обводненности. Эффект от воздействия продолжается в течение 6-12 месяцев. Технология работ достаточно проста, реализуется с помощью штатного оборудования при проведении плановых ремонтных работ и не предъявляет специальных требований к квалификации персонала. Ее достоинством является небольшое количество закачиваемого композита, длительность сохранения положительного эффекта при одноразовой обработке скважины, малая токсичность используемых реагентов (соответствие требованиям РД 153-39-026-97).

На главную страницу