Опыт применения неионогенных поверхностно-активных веществ
Кожин В.Н., Городнов В.П.,
Калинин Е.С., Рыскин А.Ю.,
Чернов Е.Н.
Калинин Е.С., Рыскин А.Ю.,
Чернов Е.Н.
«ООО «СамараНИПИнефть»,
ООО «Самараойл»
Неионогенные поверхностно-активные веществa (ПАВ) являются перспективным классом ПАВ с точки зрения возможности крупномасштабного производства для потребностей нефтедобывающей промышленности. Однако по результатам лабораторных и промысловых исследований они существенно уступают анионным ПАВ по причине их высаливания,
в случае когда температура пласта оказывается выше температуры помутнения закачиваемого раствора неионогенного ПАВ. В статье приводятся результаты промыслового испытания водных растворов оксиэтилированных алкилфенолов различных производителей как с полиакриламидом, так и без него, в сравнении с результатами более ранних промысловых испытаний этих реагентов. Новые технологии использования неионогенных ПАВ основаны на их тепловом высаливании из водного раствора и на образовании химического комплекса с полиакриламидом, водный раствор которого обладает высокой селективностью при движении в пласте — плохо фильтруется в водонасыщенные участки пласта и хорошо — в нефтенасыщенные.
в случае когда температура пласта оказывается выше температуры помутнения закачиваемого раствора неионогенного ПАВ. В статье приводятся результаты промыслового испытания водных растворов оксиэтилированных алкилфенолов различных производителей как с полиакриламидом, так и без него, в сравнении с результатами более ранних промысловых испытаний этих реагентов. Новые технологии использования неионогенных ПАВ основаны на их тепловом высаливании из водного раствора и на образовании химического комплекса с полиакриламидом, водный раствор которого обладает высокой селективностью при движении в пласте — плохо фильтруется в водонасыщенные участки пласта и хорошо — в нефтенасыщенные.
Применение водных растворов поверхностно-активных веществ для повышения нефтеотдачи пласта на любой стадии заводнения нефтяного месторождения перспективно (на промежуточной стадии) и актуально (на поздней стадии заводнения).
Хорошо известно, что для эффективного извлечения нефти методом заводнения с использованием ПАВ необходимо соблюдать два основных условия: как минимум равенство подвижностей вытесняющего раствора ПАВ с подвижностью вытесняемой нефти:
Хорошо известно, что для эффективного извлечения нефти методом заводнения с использованием ПАВ необходимо соблюдать два основных условия: как минимум равенство подвижностей вытесняющего раствора ПАВ с подвижностью вытесняемой нефти:
где КВР и Кн — проницаемость породы по водному раствору ПАВ и нефти;
μВР и μн — вязкость раствора ПАВ и нефти, мПа⋅с;
и ультранизкое межфазное натяжение на границе нефть-раствор ПАВ (ниже 0,01–0,001 мН/м), последнее необходимо для нивелирования капиллярного давления вод, удерживающих пластовую нефть в любом состоянии (капельная, пленочная, нефть в породе-коллекторе низкой проницаемости, неохваченном заводнением). Для выравнивания подвижности раствора ПАВ и нефти существует достаточное количество вариантов: повышение вязкости вытесняющего агента, например с помощью водорастворимых полимеров, и снижение проницаемости породы с использованием тех же водных растворов полимеров, а также эмульсий, суспензий и пен. Для выполнения второго условия необходимо подобрать композиции ПАВ, которые образовывали бы в пластовых условиях из закачанного водного раствора ПАВ и пластовой нефти так называемые среднефазовые микроэмульсии (СФМ), имеющие ультранизкое межфазное натяжение как на границе с вытесняемой нефтью, так и с вытесняющей водной фазой. Последнее является достаточно сложной задачей, решение которой является необходимым условием успешного применения ПАВ.
μВР и μн — вязкость раствора ПАВ и нефти, мПа⋅с;
и ультранизкое межфазное натяжение на границе нефть-раствор ПАВ (ниже 0,01–0,001 мН/м), последнее необходимо для нивелирования капиллярного давления вод, удерживающих пластовую нефть в любом состоянии (капельная, пленочная, нефть в породе-коллекторе низкой проницаемости, неохваченном заводнением). Для выравнивания подвижности раствора ПАВ и нефти существует достаточное количество вариантов: повышение вязкости вытесняющего агента, например с помощью водорастворимых полимеров, и снижение проницаемости породы с использованием тех же водных растворов полимеров, а также эмульсий, суспензий и пен. Для выполнения второго условия необходимо подобрать композиции ПАВ, которые образовывали бы в пластовых условиях из закачанного водного раствора ПАВ и пластовой нефти так называемые среднефазовые микроэмульсии (СФМ), имеющие ультранизкое межфазное натяжение как на границе с вытесняемой нефтью, так и с вытесняющей водной фазой. Последнее является достаточно сложной задачей, решение которой является необходимым условием успешного применения ПАВ.
На сегодняшний день имеется достаточно большое количество патентно-технической литературы по разработке высокоэффективных поверхностно-активных составов, образующих СФМ (например, одна из последних [1]). При этом показано, что для этой разработки необходимы анионные ПАВ, тогда как водорастворимые неионогенные ПАВ, в основном оксиэтилированные алкилфенолы, используются для совмещения анионных ПАВ (нефтяные сульфонаты, алкилбензолсульфонаты, олефинсульфонаты и др.) с закачиваемыми водами, содержащими электролиты, например, с попутными водами с установок подготовки нефти к переработке.
Однако в Российской Федерации практически отсутствует производство анионных ПАВ для нефтедобычи, тогда как имеются достаточные мощности производства неионогенных ПАВ марки Неонол АФ9-12 в г. Нижнекамске (ПАО «Нижнекамскнефтехим») для нужд нефтедобывающей отрасли.
Первые промысловые испытания оксиэтилированного алкилфенола марки
ОП-10 были проведены в 1962–1964 гг. на небольшом участке Арланского месторождения по технологии непрерывной закачки 0,05 % раствора ОП-10 в пресной или высокоминерализованной воде [2]. Поскольку результаты эксперимента были неоднозначны, с 1967 по 1984 г. были проведены крупномасштабные испытания той же технологии на Николо-Белозерской площади Арланского месторождения на существующей сетке скважин терригенного пласта. Было закачано 13 489 т ОП-10 и его аналога [2]. Однако и в этом эксперименте не была установлена технологическая эффективность от закачки водных растворов оксиэтилированных алкилфенолов.
В данном опыте не были соблюдены оба вышеупомянутых условия эффективного извлечения нефти. Также на Арланском месторождении, но на карбонатных пластах Вятской площади была испытана циклическая технология закачки в пласт высококонцентрированного водного раствора Неонола АФ9-12 (4 %) в смеси с лигносульфонатом (ЛСТ), проксамином и кубовым остатком ректификации бутанолов (КОРБ) [3]. Геолого-физическая характеристика пласта представлена в таблице 1.
Однако в Российской Федерации практически отсутствует производство анионных ПАВ для нефтедобычи, тогда как имеются достаточные мощности производства неионогенных ПАВ марки Неонол АФ9-12 в г. Нижнекамске (ПАО «Нижнекамскнефтехим») для нужд нефтедобывающей отрасли.
Первые промысловые испытания оксиэтилированного алкилфенола марки
ОП-10 были проведены в 1962–1964 гг. на небольшом участке Арланского месторождения по технологии непрерывной закачки 0,05 % раствора ОП-10 в пресной или высокоминерализованной воде [2]. Поскольку результаты эксперимента были неоднозначны, с 1967 по 1984 г. были проведены крупномасштабные испытания той же технологии на Николо-Белозерской площади Арланского месторождения на существующей сетке скважин терригенного пласта. Было закачано 13 489 т ОП-10 и его аналога [2]. Однако и в этом эксперименте не была установлена технологическая эффективность от закачки водных растворов оксиэтилированных алкилфенолов.
В данном опыте не были соблюдены оба вышеупомянутых условия эффективного извлечения нефти. Также на Арланском месторождении, но на карбонатных пластах Вятской площади была испытана циклическая технология закачки в пласт высококонцентрированного водного раствора Неонола АФ9-12 (4 %) в смеси с лигносульфонатом (ЛСТ), проксамином и кубовым остатком ректификации бутанолов (КОРБ) [3]. Геолого-физическая характеристика пласта представлена в таблице 1.
Табл. 1. Геолого-физическая характеристика нефтяных пластов и краткое состояние их разработки (средние величины)
Испытание водного раствора композиции ПАВ проводилось последовательно во времени на трех участках, включающих по 5–7 нагнетательных и по 18–33 добывающих скважин. Всего было израсходовано на трех участках: неонола АФ9-12 — 3 059 т, проксамина — 188 т,
ЛСТ — 745 т и КОРБ — 102,5 т. Дополнительная добыча нефти, рассчитанная по изменению обводненности добываемой продукции и дебитам добывающих скважин, составила 133 670 т
или на 1 т неонола АФ9-12 — 43,7 т нефти, или на 1 т всех химреагентов — 33,5 т нефти. Полученный положительный результат данного эксперимента достигнут за счет реализации в какой-то степени обоих условий эффективного извлечения нефти, так как вязкость водной высококонцентрированной композиции ПАВ составляет без КОРБ — 5,2 мПа⋅с, а с
КОРБ — 17,4 мПа⋅с и параметр солюбилизации — 1,7–14,2 % об. ПАВ (при параметре солюбилизации выше 13 — межфазное натяжение на границе вытесняющий агент-нефть составляет
0,001 мН/м и ниже) [3]. Однако для реализации данной циклической технологии закачки поверхностно-активных водных растворов на основе неонола АФ9-12 требуется большой расход химреагентов, что снижает ее экономическую эффективность.
ЛСТ — 745 т и КОРБ — 102,5 т. Дополнительная добыча нефти, рассчитанная по изменению обводненности добываемой продукции и дебитам добывающих скважин, составила 133 670 т
или на 1 т неонола АФ9-12 — 43,7 т нефти, или на 1 т всех химреагентов — 33,5 т нефти. Полученный положительный результат данного эксперимента достигнут за счет реализации в какой-то степени обоих условий эффективного извлечения нефти, так как вязкость водной высококонцентрированной композиции ПАВ составляет без КОРБ — 5,2 мПа⋅с, а с
КОРБ — 17,4 мПа⋅с и параметр солюбилизации — 1,7–14,2 % об. ПАВ (при параметре солюбилизации выше 13 — межфазное натяжение на границе вытесняющий агент-нефть составляет
0,001 мН/м и ниже) [3]. Однако для реализации данной циклической технологии закачки поверхностно-активных водных растворов на основе неонола АФ9-12 требуется большой расход химреагентов, что снижает ее экономическую эффективность.
В данной статье рассматриваются результаты промысловых испытаний различных технологий, основанных на применении водных растворов неионогенных ПАВ (НПАВ), особенности которых базируются на специфических свойствах этих растворов:
- водные растворы НПАВ мутнеют и высаливаются из раствора при нагревании. Данное свойство характеризуется температурой помутнения и в небольшом интервале ее инверсии фаз наблюдается низкое межфазное натяжение [4];
- НПАВ и полиакриламид (ПАА) в водном растворе образуют высокомолекулярные комплексы за счет взаимодействия эфирного кислорода полиоксиэтиленовой части молекулы НПАВ, имеющей слабый положительный заряд, с отрицательно заряженной карбоксильной группой ПАА, образуя состав с улучшенными реологическими свойствами, чем раствор ПАА [5]. При этом данные растворы НПАВ с ПАА обладают специфической селективностью при фильтрации в водо- и нефтенасыщенные участки пласта — плохо фильтруются в водонасыщенные участки и хорошо в нефтенасыщенные [6].
Вторая технология основана на селективности фильтрации НПАВ с полиакриламидом в нефтенасыщенные участки пласта [6]. Она обеспечивает повышение охвата заводнением в основном нефтенасыщенной части пласта и рекомендуется для разработки месторождений с высокой начальной водонасыщенностью пласта и в определенных пластовых условиях для водоплавающих пластов.
Третья технология основана на комбинированном воздействии на пласт последовательной закачкой органического растворителя и раствора НПАВ с ПАА [9]. В данной технологии в качестве органического растворителя (ОР) используются водомаслорастворимые спирты, в частности кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов (КОРБС), которые обеспечивают низкое межфазное натяжение как на границе с вытесняемой нефтью, так и на границе с раствором НПАВ [10] или с водным раствором НПАВ с ПАА [9]. Растворы НПАВ, смешиваясь в пласте с ОР, образуют среднефазовые микроэмульсии с различным соотношением НПАВ к ОР, которые также имели ультранизкое межфазное натяжение на границе с нефтью. В итоге по ходу движения оторочек химических реагентов по пласту из остаточной нефти формируется водонефтяной вал, тогда как раствор НПАВ с ПАА, движущийся за зоной смешения ОР с данным раствором, выполняет ту же функцию, что и во второй технологии — охват нефтенасыщенной части пласта заводнением.
Третья технология основана на комбинированном воздействии на пласт последовательной закачкой органического растворителя и раствора НПАВ с ПАА [9]. В данной технологии в качестве органического растворителя (ОР) используются водомаслорастворимые спирты, в частности кубовый остаток ректификации бутиловых спиртов (КОРБС), которые обеспечивают низкое межфазное натяжение как на границе с вытесняемой нефтью, так и на границе с раствором НПАВ [10] или с водным раствором НПАВ с ПАА [9]. Растворы НПАВ, смешиваясь в пласте с ОР, образуют среднефазовые микроэмульсии с различным соотношением НПАВ к ОР, которые также имели ультранизкое межфазное натяжение на границе с нефтью. В итоге по ходу движения оторочек химических реагентов по пласту из остаточной нефти формируется водонефтяной вал, тогда как раствор НПАВ с ПАА, движущийся за зоной смешения ОР с данным раствором, выполняет ту же функцию, что и во второй технологии — охват нефтенасыщенной части пласта заводнением.
Рис. 1. Показатели работы скв. № 105 Уваровского месторождения, пласт СIV
Разработанные технологии применения НПАВ для повышения нефтеотдачи пласта были испытаны на промысловой сетке скважин пяти месторождений. Геолого-физическая характеристика пластов и краткое состояние их разработки на начало испытания приведены в таблице 1. Как видно из таблицы 1, испытания проводились на полимиктовых песчаных коллекторах с маловязкими нефтями, обладающими низкой проницаемостью пластов и высокой пластовой температурой, характерной для Западно-Сибирских месторождений, а также на месторождениях Урало-Поволжья, с проницаемостью пластов выше 0,1 мкм² и пластовой температурой от 49 до 70 °С.
Первая технология была испытана в период с 1984 по 1987 г. на Карамовском месторождении с ромбовидной сеткой заводнения [11].
В нагнетательные скважины пласта БС₁₁ периодически закачивалось (в теплый период года)
по 20 м³ 5 %-го раствора оксиэтилированного алкилфенола марки Превоцел НЖ-12 на сточной воде с минерализацией 15–16 г/л. Температура помутнения данного раствора НПАВ — 69 °С, что значительно ниже температуры призабойной зоны пласта 80 °С, т.е. была реализована вышеописанная технология теплового высаливания НПАВ в пласте. Всего было проведено 214 скважино-операций. Во время испытания данной технологии снижалась как обводненность добываемой нефти, так и приемистость обрабатываемых нагнетательных скважин. В последнем случае для восстановления приемистости скважин проводились их обработки 3–5 % раствором соляной кислоты в объеме 5–10 м³. При этом приемистость нагнетательных скважин быстро восстанавливалась за счет перехода высоленного НПАВ в раствор кислоты, поскольку температура помутнения данного раствора выше 100 °С. Дополнительная добыча нефти, полученная за
счет данной технологии применения НПАВ, составила 95,5 тыс. т или в среднем 450 т
нефти на 1 т НПАВ [12].
Первая технология была испытана в период с 1984 по 1987 г. на Карамовском месторождении с ромбовидной сеткой заводнения [11].
В нагнетательные скважины пласта БС₁₁ периодически закачивалось (в теплый период года)
по 20 м³ 5 %-го раствора оксиэтилированного алкилфенола марки Превоцел НЖ-12 на сточной воде с минерализацией 15–16 г/л. Температура помутнения данного раствора НПАВ — 69 °С, что значительно ниже температуры призабойной зоны пласта 80 °С, т.е. была реализована вышеописанная технология теплового высаливания НПАВ в пласте. Всего было проведено 214 скважино-операций. Во время испытания данной технологии снижалась как обводненность добываемой нефти, так и приемистость обрабатываемых нагнетательных скважин. В последнем случае для восстановления приемистости скважин проводились их обработки 3–5 % раствором соляной кислоты в объеме 5–10 м³. При этом приемистость нагнетательных скважин быстро восстанавливалась за счет перехода высоленного НПАВ в раствор кислоты, поскольку температура помутнения данного раствора выше 100 °С. Дополнительная добыча нефти, полученная за
счет данной технологии применения НПАВ, составила 95,5 тыс. т или в среднем 450 т
нефти на 1 т НПАВ [12].
Вторая технология была испытана в 1988 г. на опытном участке пласта БС²₁₀ Суторминского месторождения с пятирядной системой заводнения. Опытный участок состоял из пяти рядом пробуренных нагнетательных скважин, находящихся почти в центре пласта. В участок, в общей сложности, было закачано 620 м³ поверхностно-активного полимерсодержащего состава (ПАПС), содержащего 0,6 % неонола АФ9-12 и 0,3 % полиакриламида. Закачка производилась последовательно в каждую скважину, порциями по 20 м³. На каждую скважину приходилось приблизительно по 100–170 м³ ПАПС. В ходе закачки ПАПС давление увеличивалось
с 12 до 17–15 мПа. В результате применения данной технологии обводненность нефти по участку в среднем снизилась (по отдельным скважинам на 30 % и более), а дебит скважин увеличился. Анализ данных по работе добывающих скважин после закачки ПАПС показывает, что положительный результат получен в основном по скважинам, имеющим в своем разрезе пропластки с высокой нефтенасыщенностью (более 60 %). Это подтверждает селективность движения ПАПС по нефтенасыщенным пропласткам. В результате применения неионогенного ПАПС, за 4 месяца было дополнительно добыто 15,6 тыс. т нефти или 280 т нефти на 1 т химреагентов [12]. Эффективность данной технологии оценивалась по характеристике вытеснения — зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости [13]. Годовая же эффективность с начала закачки ПАПС, среднерасчетная по трем характеристикам составила 32 тыс. т или 570 т нефти на 1 т химреагентов.
с 12 до 17–15 мПа. В результате применения данной технологии обводненность нефти по участку в среднем снизилась (по отдельным скважинам на 30 % и более), а дебит скважин увеличился. Анализ данных по работе добывающих скважин после закачки ПАПС показывает, что положительный результат получен в основном по скважинам, имеющим в своем разрезе пропластки с высокой нефтенасыщенностью (более 60 %). Это подтверждает селективность движения ПАПС по нефтенасыщенным пропласткам. В результате применения неионогенного ПАПС, за 4 месяца было дополнительно добыто 15,6 тыс. т нефти или 280 т нефти на 1 т химреагентов [12]. Эффективность данной технологии оценивалась по характеристике вытеснения — зависимости накопленной добычи нефти от логарифма накопленной добычи жидкости [13]. Годовая же эффективность с начала закачки ПАПС, среднерасчетная по трем характеристикам составила 32 тыс. т или 570 т нефти на 1 т химреагентов.
Рис. 2. Показатели работы скв. № 161 Уваровского месторождения, пласт СIV
Испытание второй технологии также проводилось на пласте ДI Подъем-Михайловского и пласте ДII Кудиновского месторождений. Данные пласты характеризовались небольшими извлекаемыми запасами нефти с присутствующей неактивной законтурной пластовой водой высокой минерализации. Пласты находились в промежуточном состоянии заводнения пресной водой (средняя обводненность добываемой нефти 60 и 74 % мас. соответственно). Было испытано два поверхностно-активных состава: на пласте ДI со средней проницаемостью 0,102 мкм² — состав, содержащий 0,5 % неонола АФ9-12 с 0,05 % ПАА в пресной воде, а на пласте ДII с проницаемостью 0,227 мкм² — состав с 0,1 % неонола АФ9-12 и 0,3 % ПАА в пресной воде.
На Подъем-Михайловском месторождении эксперимент продолжался с 1992 по 1997 г. Каждый год, в теплый период, в нагнетательные скважины 157 и 160 закачивалось один или два раза (1995–1996 гг.) по 90–165 м³ ПАПС до повышения давления его закачки на 0,5–1,0 мПа с 6,0–8,5 мПа.
За указанный период было использовано 7,5 т неонола АФ9-12 и 0,8 т ПАА. Эффективность
закачки ПАПС определялась по изменению дебита и обводненности окружающего добывающего фонда скважин до (за 6 месяцев) и после закачки ПАПС. Дополнительная добыча нефти колебалась по годам в пределах 6,9–8,0 тыс. т. Суммарная же дополнительная добыча составила 44,5 тыс. т нефти или 5,36 тыс. т на 1 т химреагентов.
На Подъем-Михайловском месторождении эксперимент продолжался с 1992 по 1997 г. Каждый год, в теплый период, в нагнетательные скважины 157 и 160 закачивалось один или два раза (1995–1996 гг.) по 90–165 м³ ПАПС до повышения давления его закачки на 0,5–1,0 мПа с 6,0–8,5 мПа.
За указанный период было использовано 7,5 т неонола АФ9-12 и 0,8 т ПАА. Эффективность
закачки ПАПС определялась по изменению дебита и обводненности окружающего добывающего фонда скважин до (за 6 месяцев) и после закачки ПАПС. Дополнительная добыча нефти колебалась по годам в пределах 6,9–8,0 тыс. т. Суммарная же дополнительная добыча составила 44,5 тыс. т нефти или 5,36 тыс. т на 1 т химреагентов.
На Кудиновском месторождении эксперимент проводился с 1994 по 1997 г. В нагнетательные скважины 75 и 714 закачивалось по 11–16 м³ вышеописанного ПАПС. При этом давление закачки ПАПС повышалось с 9,0 до 9,4–9,7 мПа. За весь период эксперимента было израсходовано 0,08 т неонола АФ9-12 и 0,22 т ПАА. Технологическая эффективность, рассчитанная по показателям работы окружающего фонда добывающих скважин, за весь период испытания ПАПС составила 24,3 тыс. т дополнительно добытой нефти или 8,1 тыс. т нефти на 1 т использованных реагентов.
Такая высокая эффективность неионогенных ПАПС, приготовленных на пресной воде, в пластовых условиях Подъем-Михайловского и Кудиновского месторождений объясняется как высокой селективностью движения ПАПС по нефтенасыщенной части пласта [12], так и высокой однородностью пласта ДII Кудиновского месторождения (коэффициент расчлененности — 1,59).
Такая высокая эффективность неионогенных ПАПС, приготовленных на пресной воде, в пластовых условиях Подъем-Михайловского и Кудиновского месторождений объясняется как высокой селективностью движения ПАПС по нефтенасыщенной части пласта [12], так и высокой однородностью пласта ДII Кудиновского месторождения (коэффициент расчлененности — 1,59).
Третья технология эффективного применения оксиэтилированных алкилфенолов была испытана и внедрена на Уваровском месторождении (пласт CIV) c 1988 по 1991 г. Геолого-физическая характеристика и состояние разработки этого пласта на начало испытания приведены в таблице 1. Особо следует отметить, что пласт подстилался и имел хорошую гидродинамическую связь почти по всему периметру с законтурной высокоминерализованной водой плотностью 1,185 г/см³.
Пласт эксплуатировался одной нагнетательной и 14 добывающими скважинами. Однако трассерные исследования, проведенные до реализации испытания (было закачано в скважину 34 201 м³ 0,065 % раствора роданистого аммония) показали, что в скважинах 111 и 160 обнаружить трассер не удалось (скважины обводнены пластовой водой до 95 % мас.), тогда как через 3,5 суток трассер был обнаружен в следующих, в порядке очередности, добывающих скважинах:
№ 108, 33, 143 и далее.
Исходя из результатов трассерного исследования, в третью технологию испытания НПАПС было решено включить закачку поверхностно-активной высоковязкой композиции (ВВК), в целях исключения ухода органического растворителя в высокопроницаемые зоны пласта.
Пласт эксплуатировался одной нагнетательной и 14 добывающими скважинами. Однако трассерные исследования, проведенные до реализации испытания (было закачано в скважину 34 201 м³ 0,065 % раствора роданистого аммония) показали, что в скважинах 111 и 160 обнаружить трассер не удалось (скважины обводнены пластовой водой до 95 % мас.), тогда как через 3,5 суток трассер был обнаружен в следующих, в порядке очередности, добывающих скважинах:
№ 108, 33, 143 и далее.
Исходя из результатов трассерного исследования, в третью технологию испытания НПАПС было решено включить закачку поверхностно-активной высоковязкой композиции (ВВК), в целях исключения ухода органического растворителя в высокопроницаемые зоны пласта.
Рис. 3. Характеристика вытеснения ΣQo = A+Blg×ΣQl (Уваровское месторождение)
Согласно разработанному технологическому регламенту планировалась циклическая закачка
100–200 м³ ВВК до превышения давления его закачки на 5–10 % давления в водоводе, не менее
500 м³ неионогенного ПАПС (0,05 % ПАА+2 % неонола АФ9-12) и пресной воды до следующего цикла.
Работы по комплексному воздействию на пласт химическими реагентами были начаты в октябре 1988 г. В нагнетательную скважину № 34 последовательно было закачано (1-й цикл) с целью выравнивания профиля приемистости 200 м³ высоковязкой композиции (0,3 % ПАА+1 % сульфонол+0,02 % ХКК) [14], 100 м³ ОКБС, 600 м³ НПАПС. Через 2–3 месяца после комплексного воздействия на пласт химреагентами по ряду скважин (№ 105, 106, 108, 114, 143, 161, 183) наблюдалось резкое увеличение отбора нефти и снижение обводненности. По скважинам (№ 149, 161, 165, 166), расположенным на значительном расстоянии от нагнетательной скважины
№ 34, увеличение отбора и снижение обводненности наблюдалось через 5–7 месяцев после комплексного воздействия.
В сентябре 1989 г. в нагнетательную скважину № 34 последовательно закачали (2-й цикл) 200 м³ ВВК, 100 м³3 ОКБС, 1 800 м³ водного раствора НПАПС. В 1990 г. был проведен 3-й цикл реализации технологии комплексного использования неионогенного ПАВ: в июле было закачано 200 м³ ВВК, а в октябре — 100 м³ ОКБС и 2 770 м³ НПАПС.
В таблице 2 и на рисунках 1 и 2, в качестве примера изменения показателей работы высоко- и среднеобводненной скважин до и после реализации технологии, приведены результаты воздействия комплексной технологии по добывающим скважинам, а на рисунке 3 — технологическая эффективность по характеристике вытеснения нефти ΣQн = f(lg⋅ΣQж) по состоянию на 31.10.1990 г. (за 2 цикла воздействия на пласт химреагентами).
100–200 м³ ВВК до превышения давления его закачки на 5–10 % давления в водоводе, не менее
500 м³ неионогенного ПАПС (0,05 % ПАА+2 % неонола АФ9-12) и пресной воды до следующего цикла.
Работы по комплексному воздействию на пласт химическими реагентами были начаты в октябре 1988 г. В нагнетательную скважину № 34 последовательно было закачано (1-й цикл) с целью выравнивания профиля приемистости 200 м³ высоковязкой композиции (0,3 % ПАА+1 % сульфонол+0,02 % ХКК) [14], 100 м³ ОКБС, 600 м³ НПАПС. Через 2–3 месяца после комплексного воздействия на пласт химреагентами по ряду скважин (№ 105, 106, 108, 114, 143, 161, 183) наблюдалось резкое увеличение отбора нефти и снижение обводненности. По скважинам (№ 149, 161, 165, 166), расположенным на значительном расстоянии от нагнетательной скважины
№ 34, увеличение отбора и снижение обводненности наблюдалось через 5–7 месяцев после комплексного воздействия.
В сентябре 1989 г. в нагнетательную скважину № 34 последовательно закачали (2-й цикл) 200 м³ ВВК, 100 м³3 ОКБС, 1 800 м³ водного раствора НПАПС. В 1990 г. был проведен 3-й цикл реализации технологии комплексного использования неионогенного ПАВ: в июле было закачано 200 м³ ВВК, а в октябре — 100 м³ ОКБС и 2 770 м³ НПАПС.
В таблице 2 и на рисунках 1 и 2, в качестве примера изменения показателей работы высоко- и среднеобводненной скважин до и после реализации технологии, приведены результаты воздействия комплексной технологии по добывающим скважинам, а на рисунке 3 — технологическая эффективность по характеристике вытеснения нефти ΣQн = f(lg⋅ΣQж) по состоянию на 31.10.1990 г. (за 2 цикла воздействия на пласт химреагентами).
За три цикла реализации комплексной технологии применения ПАВ дополнительно было добыто 198 тыс. т нефти, а израсходовано на эксперимент 600 м³ высоковязкой композиции, 300 м³ ОКБС, 26 т ПАА и 103 т неонола АФ9-12. Удельная дополнительная добыча нефти на 1 т химреагентов (без ОКБС) составила 1,45 тыс. т.
С 1991 по 1995 г. технологический регламент постоянно нарушался (в 1993 г. химреагенты вообще не закачивались), а с 1996 г. началась закачка высокоминерализованной подтоварной воды с установки подготовки нефти к переработке.
В конечном итоге в 1995 г. нефтедобывающее предприятие утвердило дополнительную добычу в 257,7 тыс. т нефти за весь период эксперимента.
Из приведенной информации видно, что комплексная технология использования неонола АФ9-12 высокоэффективна на промежуточной стадии заводнения месторождения.
С 1991 по 1995 г. технологический регламент постоянно нарушался (в 1993 г. химреагенты вообще не закачивались), а с 1996 г. началась закачка высокоминерализованной подтоварной воды с установки подготовки нефти к переработке.
В конечном итоге в 1995 г. нефтедобывающее предприятие утвердило дополнительную добычу в 257,7 тыс. т нефти за весь период эксперимента.
Из приведенной информации видно, что комплексная технология использования неонола АФ9-12 высокоэффективна на промежуточной стадии заводнения месторождения.
ИТОГИ
В промысловых условиях были испытаны и показали положительный результат на промежуточной стадии заводнения три технологии использования неионогенных ПАВ для регулирования разработки и повышения нефтеотдачи пласта:
- технология применения водных растворов НПАВ при пластовой температуре выше температуры помутнения растворов ПАВ;
- технология применения водных растворов НПАВ совместно с полиакриламидом;
- комплексная технология применения водного раствора НПАВ с полиакриламидом с предварительной закачкой высоковязкой композиции на основе полиакриламида и спиртосодержащего органического растворителя.
ВЫВОДЫ
Разработанные технологии эффективного использования неионогенных поверхностно-активных веществ рекомендуются для широкого испытания и внедрения на месторождениях с промежуточной стадией заводнения (после предварительного испытания на естественном керне месторождения).
ЛИТЕРАТУРА
1. Шрамм Л.Л. Поверхностно-активные вещества в нефтегазовой отрасли. Состав, свойства, применение. СПб.: Профессия, 2018. 589 с.
2. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского месторождения востока русской плиты. Уфа: Скиф, 2012. 704 с.
3. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М.: Недра-Бизнесцентр, 1998. 394 с.
4. Холмберг К., Йенссон Б., Кронберг Б., Линдман Б. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах. М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. 528 с.
5. Городнов В.П., Волков В.А., Калинин Е.С., Ентов В.М., Базилевский А.В. Составы для добычи нефти. Авторское свидетельство CCCР. № 1544958. 1988.
6. Городнов В.П., Калинин Е.С., Волков В.А. Способ разработки нефтяного месторождения. Авторское свидетельство CCCР. № 1600429. 1988.
7. Городнов В.П., Батырбаев М.Д., Рыскин А.Ю. Способ изоляции притока вод в скважину. Авторское свидетельство CCCР № 1143151. 1983.
8. Городнов В.П., Стеняева Н.И. Способ вытеснения нефти из пласта. Авторское свидетельство CCCР № 1327609. 1985.
9. Городнов В.П., Волков В.А., Калинин Е.С. и др. Способ вытеснения нефти из пласта. Авторское свидетельство CCCР № 1558085. 1988.
10. Городнов В.П., Волков В.А., Калинин Е.С. и др. Способ вытеснения нефти. Авторское свидетельство CCCР № 1318008. 1985.
11. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. 2011. № 6. С. 4–14.
12. Городнов В.П., Калинин Е.С., Волков В.А., Рыскин А.Ю. К вопросу эффективного применения оксиэтилированных алкилфенолов для повышения нефтеотдачи пласта. Системная технология воздействия на пласт. Ноябрьск. 1989. 11–14 апреля. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С. 128–133.
13. Мухаметзянов Р.Н. Результаты внедрения физико-химических методов воздействия на месторождениях Ноябрьского нефтегазоносного района. Системная технология воздействия на пласт. Ноябрьск. 1989. 11–14 апреля. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С. 8–12.
14. Городнов В.П., Швецов И.А., Волков В.А., Офицерова В.Г. Состав для изоляции водопритока в скважину. Авторское свидетельство CCCР № 1218084. 1986 г.
2. Лозин Е.В. Разработка уникального Арланского месторождения востока русской плиты. Уфа: Скиф, 2012. 704 с.
3. Ленченкова Л.Е. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. М.: Недра-Бизнесцентр, 1998. 394 с.
4. Холмберг К., Йенссон Б., Кронберг Б., Линдман Б. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах. М.: БИНОМ. Лаборатория знаний, 2007. 528 с.
5. Городнов В.П., Волков В.А., Калинин Е.С., Ентов В.М., Базилевский А.В. Составы для добычи нефти. Авторское свидетельство CCCР. № 1544958. 1988.
6. Городнов В.П., Калинин Е.С., Волков В.А. Способ разработки нефтяного месторождения. Авторское свидетельство CCCР. № 1600429. 1988.
7. Городнов В.П., Батырбаев М.Д., Рыскин А.Ю. Способ изоляции притока вод в скважину. Авторское свидетельство CCCР № 1143151. 1983.
8. Городнов В.П., Стеняева Н.И. Способ вытеснения нефти из пласта. Авторское свидетельство CCCР № 1327609. 1985.
9. Городнов В.П., Волков В.А., Калинин Е.С. и др. Способ вытеснения нефти из пласта. Авторское свидетельство CCCР № 1558085. 1988.
10. Городнов В.П., Волков В.А., Калинин Е.С. и др. Способ вытеснения нефти. Авторское свидетельство CCCР № 1318008. 1985.
11. Лапердин А.Н., Мулявин С.Ф., Юдаков А.Н. Геологические особенности крупных залежей месторождений ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтепромысловое дело. 2011. № 6. С. 4–14.
12. Городнов В.П., Калинин Е.С., Волков В.А., Рыскин А.Ю. К вопросу эффективного применения оксиэтилированных алкилфенолов для повышения нефтеотдачи пласта. Системная технология воздействия на пласт. Ноябрьск. 1989. 11–14 апреля. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С. 128–133.
13. Мухаметзянов Р.Н. Результаты внедрения физико-химических методов воздействия на месторождениях Ноябрьского нефтегазоносного района. Системная технология воздействия на пласт. Ноябрьск. 1989. 11–14 апреля. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. С. 8–12.
14. Городнов В.П., Швецов И.А., Волков В.А., Офицерова В.Г. Состав для изоляции водопритока в скважину. Авторское свидетельство CCCР № 1218084. 1986 г.
Кожин В.Н., Городнов В.П., Калинин Е.С., Рыскин А.Ю., Чернов Е.Н.
«ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Самараойл»
kalinines@samnipi.rosneft.ru
«ООО «СамараНИПИнефть», ООО «Самараойл»
kalinines@samnipi.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
Материалы: данные по промысловому испытанию неионогенных поверхностно-активных веществ, в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях Западной Сибири и Урало-Поволжья.
Методы: анализ результатов испытания различных технологий, основанных на применении водных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ в условиях месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья.
Методы: анализ результатов испытания различных технологий, основанных на применении водных растворов неионогенных поверхностно-активных веществ в условиях месторождений Западной Сибири и Урало-Поволжья.
неионогенное поверхностно-активное вещество, повышение нефтеотдачи пласта, промысловые испытания
Кожин В.Н., Городнов В.П., Калинин Е.С., Рыскин А.Ю., Чернов Е.Н. Опыт применения неионогенных поверхностно-активных веществ в добыче нефти // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 4. С. 46–52. DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-46-52
19.05.2021
УДК 622.276.64
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-46-52
DOI: 10.24412/2076-6785-2021-4-46-52
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (8552) 92-38-33