Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Тип работы:
Реферат
Предмет:
Химия


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

2013 ВЕСТНИК САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКОГО УНИВЕРСИТЕТА Сер. 4. Вып. 2
ХИМИЯ
УДК 622. 276. 4
Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Введение. В последние десятилетия доля нефти и газа в топливно-энергетическом балансе России составляет три четверти потребляемой энергии — он по существу является нефтегазовым. Предприятия топливно-энергетического комплекса производят в настоящее время более 40% промышленной продукции страны, формируют около 55% доходов федерального бюджета и дают около 65% всех валютных поступлений, что определяет приоритетное значение нефтяной и газовой промышленности во всей экономике России. Именно поэтому в одобренной правительством концепции энергетической политики в качестве важнейшей цели предусматривается обеспечение дальнейшего развития нефтяной и газовой промышленности как базовых отраслей российской экономики.
Россия входит в первую десятку стран с крупнейшими запасами нефти, уступая по этому показателю только государствам Ближнего Востока и Венесуэле [1, 2]. В России разведано 2750 нефтяных месторождений, в разработке — 1580 месторождений, в них сосредоточено около 80% всех запасов страны [1]. С 2000 по 2012 г. наблюдается непрерывный рост добычи нефти — с 323 до 511 млн т, что стало наибольшими показателями за последние 20 лет. При этом в России, по данным нефтяных компаний, добыча нефти за счёт способов увеличения нефтеотдачи в 2002—2012 гг. составляла около 43−45 млн т в год.
Основным методом разработки нефтяных месторождений в России является заводнение, с его использованием добывается около 95% нефти. В настоящее время большинство крупных месторождений России, в том числе Западной Сибири, вступило в позднюю стадию разработки, текущая обводнённость продукции — доля воды в добываемой жидкости — превышает 80%. Вновь вводимые месторождения характеризуются низкой проницаемостью, повышенной вязкостью нефти и сложным геологическим строением, т. е. их запасы относятся к категории трудноизвлекаемых. Доля трудноизвлекаемых запасов нефти в России постоянно растёт и уже составляет более 60% [1, 2]. Увеличение
Любовь Константиновна Алтунина — доктор технических наук, Институт химии нефти СО РАН- e-mail: alk@ipc. tsc. ru
Владимир Александрович Кувшинов — кандидат химических наук, Институт химии нефти СО РАН- e-mail: vak2@ipc. tsc. ru
© Л. К. Алтунина, В. А. Кувшинов, 2013
конечного коэффициента извлечения нефти только на 1% сможет обеспечить прирост ежегодной добычи на 20−30 млн т. Поэтому особое значение приобретает возможность прироста запасов нефти за счёт увеличения нефтеотдачи пластов.
По оценкам экспертов, запасы трудноизвлекаемых нефтей в мире превышают 1 трлн т и в развитых промышленных странах рассматриваются как существенный резерв добычи нефти. Так, запасы тяжёлых и высоковязких нефтей примерно в 5 раз превышают запасы лёгких и маловязких нефтей (810 и 162,3 млрд т соответственно) и являются важнейшей частью сырьевой базы нефтяной отрасли как в России, так и в ряде других нефтедобывающих стран мира [1, 2]. Наиболее крупными запасами тяжёлой и высоковязкой нефти располагают Канада и Венесуэла, значительные запасы имеют также Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай. На территории России запасы нефти с вязкостью более 30 мПа-с составляют 7,3 млрд т, большая часть которых сосредоточена в республиках Коми и Татарстан, Тюменской области [1, 2]. Поэтому разработке залежей высоковязких нефтей уделяется всё большее внимание. В последние годы доля высоковязкой нефти в общей добыче нефти в мире постоянно растёт. К настоящему времени среднегодовой суммарный объём производства таких нефтей в мире приближается к 500 млн т, а накопленная добыча превышает 14 млрд т. Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и дальнейшего увеличения её добычи необходимо создание и широкомасштабное применение новых комплексных технологий увеличения нефтеотдачи.
В Институте химии нефти СО РАН (ИХН СО РАН) в течение 30 лет проводятся фундаментальные научные исследования, на базе которых созданы восемь новых промышленных технологий увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока для месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязких неф-тей [3−8]. Создана перспективная концепция использования энергии пласта или закачиваемого теплоносителя для генерации нефтевытесняющего флюида, гелей и золей непосредственно в пласте [3, 4]. Разработаны физико-химические основы методов увеличения нефтеотдачи с применением химических интеллектуальных систем: гелеобразую-щих систем и композиций поверхностно-активных веществ (ПАВ), сохраняющих, саморегулирующих в пласте длительное время комплекс свойств, оптимальный для нефте-вытеснения [3−8]. Для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти на поздней стадии разработки создана технология чередующегося паротеплового и физико-химического воздействия нефтевытесняющими композициями на основе ПАВ, генерирующими непосредственно в пласте СО2 и щелочную буферную систему [9, 10].
Доминирующая роль принадлежит гель-технологиям, увеличивающим охват пласта заводнением. В этих технологиях используются термотропные гелеобразующие системы, которые в поверхностных условиях являются маловязкими водными растворами, в пластовых — превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии закачиваемого теплоносителя, без сшивающих агентов [4, 5]. Исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные характеристики гелей различных типов для неоднородных пластов с проницаемостью в интервале от 0,01 до 10 мкм2. Предложены термотропные гелеобразующие системы: полимерные на основе эфиров целлюлозы и неорганические системы «соль алюминия — карбамид — вода» с различным временем гелеобразования — от нескольких минут до нескольких суток — в интервале температур 30−320 °С. С их использованием разработаны пять гель-технологий для увеличения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов, в том числе залежей высоковязких нефтей, которые промышленно используются на месторождениях Западной Сибири и Республики Коми [4−6].
Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России и других стран. Успешно проведены опытно-промышленные испытания технологий с применением разработанных ИХН СО РАН гелеобразующих систем и нефтевытесняющих композиций на основе ПАВ на месторождениях России, КНР, Вьетнама, Омана и Германии. Промышленное производство композиций организовано в России и Китае.
1. Композиции ПАВ для увеличения нефтеотдачи. В ходе развития физико-химических методов увеличения нефтеотдачи (МУН) отчётливо прослеживается тенденция наделять нефтевытесняющий флюид элементами саморегулирования, позволяющими ему длительное время сохранять свои функции в пласте. В ИХН СО РАН реализован один из вариантов, основанный на представлениях о нефтевытесняющем флюиде как о физико-химической системе с отрицательной обратной связью. Эти представления были положены в основу разработки физико-химических принципов подбора композиций ПАВ с учётом термодинамических и кинетических параметров системы нефть-порода — водная фаза, влияющих на вытеснение нефти из пористой среды. Предложено использовать щелочные буферные системы с максимумом буферной ёмкости в интервале 9,0−10,5 ед. рН для обеспечения отрицательной обратной связи в нефтевытесняющих композициях ИХН, позволяющей им сохранять, саморегулировать комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей нефтевытес-нения [3, 8]. Выбор щелочных буферных систем обусловлен важной ролью физико-химических процессов с участием гидроксил-ионов в механизме вытеснения нефти из капиллярно-пористой среды пласта водными растворами ПАВ. К числу таких взаимодействий относятся реакции нейтрализации кислотных групп, омыление сложно-эфирных связей, депротонирование донорных гетероатомов гетероатомных соединений нефти, ассоциация гидроксил-ионов с ароматическими фрагментами молекул нефтяных компонентов, влияние на структуру воды и, тем самым, на гидрофобное связывание, на конформационную подвижность гидрофобных частей ПАВ. В результате этих взаимодействий снижаются межфазное натяжение и межфазная вязкость на границе нефть-вода, увеличивается смачиваемость водой породы коллектора и уменьшаются потери ПАВ вследствие адсорбции на породе.
Систематические исследования влияния рН и ионной силы водных растворов электролитов на межфазное натяжение нефтей и их фракций позволили разработать электрокапиллярную модель межфазного слоя, согласно которой он обладает свойствами ионообменной мембраны, представляющей собой амфотерный адсорбционный слой естественных ПАВ нефти [3, 8]. Модель объясняет экстремальный характер зависимости межфазного натяжения нефтей от рН водной фазы (рис. 1) существованием двойного электрического слоя (ДЭС), возникающего в результате ионизации ионоген-ных групп естественных ПАВ нефти — гетероатомных соединений, входящих в состав смол и асфальтенов. Модель позволяет связать компонентный состав нефти с физико-химическими параметрами межфазного слоя, определяющими механизм вытеснения нефти водными растворами: межфазным натяжением, адсорбцией природных ПАВ нефти, составом и концентрацией электролитов водной фазы. Зависимость межфазного натяжения нефти в от рН водной фазы выражается уравнением
а = в! — ЬЪ2 [- ^(ан+ + К1) — рЩ2 + сЪ4[- + К1) — рЩ4 — 2,303ГаДТ 1^(1+ Ка1),
где рН — изоионная точка межфазного слоя (рН максимума кривой в-рН) — в! — межфазное натяжение в изоионной точке- Ь — интегральная ёмкость ДЭС- с — параметр, характеризующий зависимость интегральной ёмкости ДЭС от его потенциала- ан+ - ак-

35-
Рис. 1. Зависимость межфазного натяжения нефти пласта АВх Советского (1, 4), Д1 Ромашкинского (2, 5) и ПК1.2 Русского месторождений (3, 6) от рН водной фазы различного состава: 1 -3 — 0,1 М HCl, NaOH- 4−6 — 0,1 М 0 HNO3, NH3
2 4 6
8
10 12
pH
тивность ионов водорода водной фазы- К — константа ионообменного равновесия для межфазной мембраны- I — ионная сила водной фазы- Ка — константа адсорбции ионов электролита в межфазном слое- Го — предельная адсорбция ионов электролита в межфазном слое- В — универсальная газовая постоянная- Т — температура- = 2,303ВТ/Е- Е — число Фарадея.
В качестве примера на рис. 2 приведены расчётная и экспериментальная зависимости межфазного натяжения от рН для нефти Советского месторождения пласта АВ12 на границе с водным раствором электролита с постоянной ионной силой. Расчёты проведены при следующих значениях параметров уравнения: а^ = 24 мН/м- Г0 = 2,2 • 10~6 моль/м2- Ка = 1,6 кг/моль- I = 0,1 моль/кг- К = 10~10 кг/моль- Ь = 0,32 Ф/м2- с = 1,6 Ф/(м2-В2).
На основании исследования термодинамических и кинетических факторов в системе нефть-порода-вода-ПАВ были предложены эффективные композиции на основе ПАВ и щелочных буферных системы для применения на месторождениях Западной Сибири.
1.1. Композиции на основе ПАВ и щелочных буферных систем для увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых пластов. Несмотря на большое число веществ, способных образовывать буферные растворы, для требуемого интервала рН от 9 до 10,5 реально пригодны лишь некоторые органические и четыре неорганические буферные системы: фосфатная (триполифосфатная), силикатная, аммиачная и боратная. Триполифосфатная система может применяться для повышения нефтеотдачи в пластах с высокой проницаемостью и низкой пластовой температурой. Для низкопроницаемых пластов месторождений Западной Сибири её применение проблематично, так как триполифосфат натрия быстро гидролизуется при температурах выше 323 К, превращаясь в тринатрийфосфат, который даёт нерастворимые осадки с ионами кальция, магния, железа, содержащимися в закачиваемых и пластовых водах. Применение силикатной системы сопряжено с техническими трудностями при её приготовлении
Рис. 2. Зависимость от рН межфазного натяжения нефти Советского месторождения, пласт АВ1. 2, на границе с водным раствором 1−1 электролита е постоянной ионной силой I = 0,1 моль/кг воды:
0
2 4 6
8
10 12 14
рН
1 — эксперимент- 2 — расчёт (линия)
в промысловых условиях из-за склонности силиката натрия к гидролитической поликонденсации и плохой совместимости с минерализованными пластовыми водами. Следует отметить, что фосфатная и силикатная системы используются в технологиях, реализующих эффект осадко- и гелеобразования для селективной изоляции высокопроницаемых зон пласта.
Наиболее перспективны аммиачная, боратная и смешанная аммиачно-боратная системы. Их приготавливают на основе аммиака, аммиачной селитры, буры и борной кислоты. Все эти реагенты — сравнительно дешевые продукты многотоннажного производства.
Чтобы композиции неионогенных ПАВ с щелочным реагентом могли использоваться при высоких пластовых температурах, они должны содержать анионактивные ПАВ, повышающие температуру помутнения неионогенного ПАВ [8]. Помимо этого, для усиления нефтеотмывающей способности и улучшения совместимости с минерализованными пластовыми и закачиваемыми водами желательно вводить в состав композиций низкомолекулярные органические вещества, совмещающие функции неколлоидного ПАВ и ингибитора образования осадков гидроксидов и солей жёсткости кальция и магния. Исходя из перечисленных требований, в лабораторных условиях разработан и испытан ряд композиций на основе ионогенных и неионогенных ПАВ (оксиэтилированных алкилфенолов — ОП-10, неонола АФ 9−12 и его аналогов) [3, 8].
На месторождениях Западной Сибири наиболее перспективны композиции ИХН на основе ПАВ и аммиачной буферной системы, образуемой аммиаком и аммиачной селитрой — дешёвыми промышленными продуктами, имеющими практически неограниченную сырьевую базу. Отличительная особенность нефтевытесняющих композиций ИХН состоит в том, что их компоненты являются составной частью геохимических циклов азота, углерода и кислорода. Это обеспечивает их экологическую приемлемость и дополнительные функции: компоненты служат источником питания аборигенной пластовой микрофлоры, естественными индикаторами-трассерами фильтрационных потоков в залежи и др.
Для закачивания в зимнее время в северных районах предложены низкозастываю-щие композиции ИХН-60 и ИХН-100 — маловязкие, пожаробезопасные жидкости с температурой замерзания -33-55 °С. Композиции ИХН обеспечивают прирост коэффи-
циента вытеснения на 10−20%. Они могут применяться в широком интервале пластовых температур и пластовых вод при разработке низкопроницаемых и неоднородных пластов. В процессе вытеснения нефти композициями ИХН подвижность фильтруемой жидкости возрастает в 3−7 раз, что указывает на возможность значительного увеличения приёмистости нагнетательных скважин при обработке призабойной зоны пласта. Удельные потери ПАВ (адсорбция) на керновом материале при вытеснении нефти составляют 0,2−0,6 мг/г.
С применением композиций ИХН разработаны две технологии:
— обработка призабойных зон скважин небольшими объёмами композиций-
— закачка большеобъёмных оторочек (порций) композиций с целью воздействия на межскважинное пространство пласта.
В 1984—1989 гг. на месторождениях Западной Сибири прошли широкомасштабные испытания технологий с применением композиций ИХН, технологии были сданы ведомственным комиссиям и рекомендованы для промышленного использования. В 2001, 2004 и 2010 гг. в России организовано промышленное производство композиций ИХН-60 и ИХН-100.
Проведена обработка призабойных зон более 200 нагнетательных скважин в различных геолого-физических условиях на месторождениях Томской и Тюменской областей. Обработка призабойных зон приводит к увеличению приёмистости скважин в 1,5−2,5 раза, снижению давления нагнетания на 30−40%, повышению эффективности работы добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. Продолжительность эффекта — от 6 до 16 месяцев. Дополнительная добыча нефти составляет 20−30 т на 1 т закачанной композиции. Технология экономически эффективна, время окупаемости затрат — 4−9 месяцев. Она применима для пластов с температурой 10−130 °С, проницаемостью 0,005−0,500 мкм2, причём наибольший эффект достигается для низкопроницаемых неоднородных коллекторов юрских и меловых отложений, типичных для Западной Сибири.
Опытно-промышленные испытания технологии закачки большеобъёмных оторочек композиций ИХН с регулируемой щелочностью проводили с 1985 по 1989 гг. в различных геолого-физических условиях на 12 опытных участках нефтяных месторождений Западной Сибири: пластах АВ1 Советского и ЮВ1 Вахского месторождений, АВ 1_з, АВ2−3, БВ10 Самотлорского, БВ10 Лор-Еганского и ЮВ1 Мало-Черногорского месторождений, АС4 Мамонтовского месторождения (таблица), а также в Республике Коми на опытных участках пласта В3 Северо-Савиноборского месторождения. Всего закачано более 40 тыс. т композиций ИХН. Объём оторочек составлял 0,2−0,4% от нефтенасыщенного порового объёма пласта опытных участков.
Анализ состояния разработки опытных участков с привлечением результатов геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований показал, что под воздействием композиций ИХН наблюдается улучшение процесса заводнения: снижение, стабилизация обводнённости или уменьшение темпов её роста- улучшение параметров призабойной зоны нагнетательных скважин и пласта (продуктивность, гидропровод-ность, пьезопроводность, проницаемость) — увеличение динамических уровней- снижение остаточной нефтенасыщенности- улучшение характеристик вытеснения нефти- увеличение или сохранение коэффициента действующей толщины пласта. Приёмистость нагнетательных скважин возрастает, происходит интенсификация разработки. Композиции ИХН движутся по пласту как единое целое, с постепенным разбавлением. Продвижение фронта композиции сопровождается снижением обводнённости, максимально на 30−40%, и возрастанием рН продукции от 6−7 до 8−10. Отдельные компоненты
композиции ИХН в надёжно определяемых концентрациях (0,001−0,1%) обнаруживаются в продукции добывающих скважин длительное время, до двух-трёх лет, максимальная концентрация ПАВ и аммиачной селитры составляет 0,2−1,0%. Выход компонентов по скважинам происходит в сравнимых количествах, что свидетельствует об охвате пласта всего опытного участка. Соотношение количеств ПАВ и нефти в извлекаемой продукции подобны — наибольший выход ПАВ сопровождается увеличением удельной добычи нефти [3, 8].
Показатели добычи нефти с применением композиций ИХН на опытных участках месторождений Западной Сибири
Месторождение, пласт, номер нагнетательной скважины Балансовые запасы нефти, тыс. т Объём закачки композиции ИХН, тыс. т Прирост коэффициента нефтеотдачи, % Дополнительная добыча нефти
тыс. т т/т композиции ИХН
Самотлорское, А1. 3, 4110 1576,0 5,0 12,8 201,7 40,3
Самотлорское, Бю, 12 168 369,0 2,3 27,5 101,5 44,1
Самотлорское, Бю, 12 162 403,9 1,6 3,9 15,8 9,9
Самотлорское, А]-+& quot- 15 930 582,9 1,7 5,3 30,9 18,2
Самотлорское, А?, 15 618 589,0 1,5 2,8 16,5 11,0
Лор-Еганское, Бю, участок 1 (129, 132, 133, 134) 706,9 2,1 2,9 20,5 9,8
Лор-Еганское, Бю, участок 3 (85, 86, 87, 88) 901,2 4,2 8,3 74,8 17,8
Мало-Черногорское, ЮЦ, 239 551,6 1,8 3,7 20,4 11,3
Советское, Аь 644 2458,0 5,8 7,5 184,4 31,8
Мамонтовское, АС4, 2054 768,0 0,8 7,1 54,5 68,1
Проведённая оценка технологической и экономической эффективности применения композиции ИХН на месторождениях Западной Сибири показала, что повышение нефтеотдачи составило 3−14%, а технология позволяет добыть дополнительно 20−30 т нефти на 1 т композиции, или 140−200 т нефти в расчёте на 1 т ПАВ [3, 8].
Промысловые испытания выявили стимулирующее влияние композиций ИХН на развитие пластовой микрофлоры. Компоненты аммиачной буферной системы являются составной частью геохимического цикла азота и служат дополнительным азотистым питанием для анаэробных и аэробных микроорганизмов в трофических цепях микробного биоценоза нефтяного пласта. Исследования микробиологических процессов на участках закачки композиций ИХН-60 и ИХН-100 в пласты ABi Советского, ABi, АВ2-з, БВ10 Самотлорского, ЮВ1 Вахского и БВ10 Лор-Еганского месторождений показали, что количество денитрифицирующих и гетеротрофных микроорганизмов, в том числе Pseudomonas и Actinomices, значительно выше, чем на контрольных участках. Численность сульфат-редуцируюших бактерий в извлекаемых водах опытных участков значительно меньше, чем в закачиваемых водах и извлекаемых водах контрольных участков. Геохимическая активность денитрифицирующих микроорганизмов направлена на окисление органических веществ нефти с образованием диоксида углерода, био-ПАВ и других веществ, способствующих повышению нефтеотдачи.
1.2. Композиции ПАВ, генерирующие в пласте ОС2 и щелочную буферную систему, для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей.
Физико-химические принципы подбора, реализованные в композициях ИХН, получили дальнейшее развитие в разработке физико-химических методов воздействия на пласт, в которых тепловая энергия пласта или закачиваемого теплоносителя используется для внутрипластовой генерации щелочных буферных систем, СО2, а также для образования свободно- и связнодисперсных систем (гелей и золей), повышающих нефтевытеснение и охват пласта заводнением. Научной основой этих способов послужили результаты исследований кинетики гидролиза и гелеобразования в системе ПАВ-карбамид — соль алюминия — вода-порода [3, 8−11].
Разработка месторождений высоковязких нефтей ведётся, как правило, с применением методов теплового воздействия. В качестве теплоносителя наиболее широко используется водяной пар с температурой 300−350 С [12−14]. Многими исследователями непрерывно предпринимаются попытки найти химические добавки к пару, улучшающие его действие [12, 15, 16]. В настоящее время наилучшей добавкой является углекислый газ СО2. Причины положительного влияния СО2 хорошо известны — это увеличение фазовой проницаемости коллектора по нефти, уменьшение вязкости нефти и т. п. [13].
В Институте химии нефти СО РАН в течение ряда лет развивается концепция воздействия на залежь высоковязкой нефти композициями на основе ПАВ, которые в пласте под действием теплоносителя образуют СО2 и аммиачную буферную систему [3, 9−11, 17, 18]. В скважину перед нагнетанием пара закачивается оторочка композиции на основе системы: ПАВ-карбамид — соль аммония — вода. В пласте под действием высокой температуры пара карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ, в отличие от аммиака, намного более растворим в нефти, чем в воде. Коэффициент распределения СО2 в системе нефть-вода в интервале температур 35−100 С и давлений 10−40 МПа находится в пределах 4−10, тогда как для аммиака он не превышает 6 • 10~4. Поэтому в системе нефть-вода нефтяная фаза будет обогащена СО2, водная — аммиаком, который с солью аммония образует щелочную систему с максимальной буферной ёмкостью в интервале рН = 9 + 10 [3, 4, 8], оптимальную для целей нефтевытеснения. При этом наблюдается несколько полезных эффектов. Растворение СО2 в нефти приводит к уменьшению её вязкости. СО2 и аммиак в паровой фазе способствуют сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации пара, увеличивают эффективность процесса переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. СО2 и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Эту же роль выполняет аммиачная буферная система, образующаяся при растворении аммиака в водном растворе солей аммония. Кроме того, благодаря своей щелочности, рН = 9 + 10 и присутствию ПАВ, она способствует интенсификации противоточной пропитки и дополнительному вытеснению нефти, уменьшению межфазного натяжения и деструктированию, разжижению высоковязких слоёв или плёнок на границах нефть-вода-порода, в результате улучшается фильтрация жидкостей в пласте и увеличивается степень извлечения нефти [5, 17, 18].
Физико-химический механизм действия нефтевытесняющих композиций на основе ПАВ и щелочных буферных растворов, генерирующих СО2 непосредственно в пласте, базируется на кинетике гидролиза карбамида в воде и композициях в области температур 80−250 С. Растворённый в воде карбамид достаточно устойчив до 80 С. При температуре выше 80 С он гидролизуется с образованием аммиака и СО2 [19, 20].
Суммарная реакция гидролиза
СО (№И2)2 +Н20 ^ С02 + 2№Н3 (1)
Реакция гидролиза протекает в две стадии [19, 20]. На первой стадии происходит изомеризация карбамида в изоцианат аммония:
С0(№Н2)2 ^ №Н40СМ (2)
Вторая стадия — гидролиз цианата аммония с образованием карбоната аммония:
Ш40СМ + 2Н20 ^ (Ш4)2С03 (3)
Исследование кинетики гидролиза карбамида в воде и композициях показало, что в интервале концентраций карбамида 0,5−20 мас. % при температуре 80−100 С наблюдается первый порядок реакции по карбамиду [3, 17]. Среднее значение энергии активации равно 100 ± 8 кДж/моль. Среднее значение температурного коэффициента скорости реакции равно 2,4, т. е. выполняется правило Вант-Гоффа.
При исследовании кинетики гидролиза карбамида в воде и композициях в области температур 100−250 С получены следующие значения кинетических параметров: значения энергии активации и предэкспоненциального множителя в уравнении Аррениуса для реакции гидролиза карбамида в воде составляют 44,6 кДж/моль и 4,01 • 104 ч1, в композициях 50,8 ± 1,5 кДж/моль и 10,9 • 104 ч1, соответственно [3, 17]. Увеличение энергии активации реакции гидролиза карбамида в композициях определяется влиянием соли аммония.
Энергия активации реакции гидролиза карбамида при 80−100 С в два раза выше, чем при 100−250 С. При температуре 100 С происходит смена лимитирующей стадии в реакции гидролиза карбамида, на что указывает изменение угла наклона на температурной зависимости константы скорости реакции гидролиза карбамида в композиции (рис. 3). В области температур 80−100 С лимитирующей является стадия изомеризации
интервалы температур 100−250 & quot-С — 1- 80−100 & quot-С — 2
карбамида — реакция (2), которая имеет более высокую энергию активации по сравнению с реакцией (3). При температурах выше 100 С лимитирующей стадией реакции гидролиза карбамида становится гидолиз ионов N00^ - реакция (3). рН растворов достигает значений 9−10,5.
В результате гидролиза карбамида при 80−250 С растворы карбамида и нефтевытес-няющих композиций приобретают высокую буферную ёмкость с максимумом в области рН = 9,0 + 10,5 [3, 17] (рис. 4). Скорость реакции гидролиза карбамида в воде выше и время достижения раствором максимального значения рН меньше, чем в растворах, содержащих соль аммония, однако наибольшая буферная ёмкость наблюдается только в присутствии соли аммония. Так, после термостатирования при 100 С максимальное значение буферной ёмкости композиции составляет 14,4 г-экв. /(л-ед. рН), в то время как раствора карбамида — 5,3 г-экв. /(л-ед. рН). После термостатирова-ния при 250 С значения буферной ёмкости раствора композиции и карбамида равны 22,3 и 7,22 г-экв. /(л-ед. рН) соответственно. Буферная ёмкость композиций в 2−4 раза выше, чем растворов карбамида в воде при тех же условиях. При разбавлении гидроли-зованной композиции в 10−100 раз вследствие высокой буферной ёмкости рН меняется незначительно, всего на 0,2−0,5 ед. рН, таким образом, сохраняются оптимальные условия для вытеснения нефти композицией на основе ПАВ.
Метод чередующегося паротеплового и физико-химического воздействия композициями ПАВ (ИХН-КА, НИНКА®) на залежь высоковязкой нефти основан на изменении реологических свойств нефти, снижении её вязкости [12−15]. Закономерности такого воздействия выявлены путём реокинетических исследований высоковязких неф-тей Усинского и Ярегского месторождений России и месторождений Ляохэ и Флуар-ти Китая. Методами вибрационной и ротационной вискозиметрии [21, 22] в области температур 150−250 С исследовано влияние времени и температуры автоклавирова-ния нефтей совместно с композициями на температурную зависимость вязкости нефти в процессе последовательного нагревания и охлаждения. После термостатирования при 150−250 С в течение 4−24 ч нефти с композицией при соотношении нефть/композиция от 4:1 до 1:1 наблюдается снижение вязкости нефтей в 3−6 раз в области температур 20−50 С (рис. 5). При этом, чем выше температура автоклавирования, тем ниже вязкость нефти и шире интервал концентраций композиции, в котором наблюдается снижение вязкости нефти. При температуре автоклавирования выше 200 С практически не происходит дальнейшего снижения вязкости. Наибольшее снижение вязкости наблюдается при соотношениях нефти и композиции 2:1 и 4:1. При дальнейшем увеличении доли композиции, термостатируемой с нефтью, наблюдается увеличение вязкости нефти, связанное с образованием высоковязких эмульсий, что подтверждается методом ПМР [9, 17]. Наиболее отчётливо указанные закономерности проявляются при небольших напряжениях сдвига, соответствующих условиям фильтрации пластовых флюидов в залежи, и сохраняются в термобарических условиях, приближенных к пластовым, что подтверждено результатами исследования указанных систем на вискозиметре высокого давления [9, 17].
Изучение влияния на вязкость нефтей композиций, содержащих ПАВ и генерирующих при тепловом воздействии углекислый газ, аммиак и щелочную буферную систему, показало, что после автоклавирования совместно с композициями при температуре 150−200 С и последующем охлаждении до 20−80 С вязкость нефтей Ярегского и Усин-ского месторождений в зависимости от концентрации композиции и времени автокла-вирования понижается минимально на 10−30%, максимально в 4−6,2 раза. Наиболее существенное уменьшение вязкости нефтей наблюдается в области неньютоновского
рН
Рис. 4. Зависимость буферной ёмкости композиции на основе ПАВ от рН:
1 — до термостатирования- 2, 3 — после термостатирования при 150 С в течение 7 и 10 ч соответственно
Температура, °С
Рис. 5. Температурная зависимость вязкости нефти Усинского месторождения после термостатирования при 200 С в течение 6 ч с водой (1) и композициями на основе ПАВ ИХН-КА (2), НИНКА® (5)
течения (при пониженных температурах). Аналогичные закономерности наблюдались при исследовании влияния композиций на высоковязкие нефти месторождений Ляохэ и Флуарти, КНР. Проведённые исследования позволили оптимизировать состав композиций для увеличения эффективности паротеплового и пароциклического воздействия на залежи высоковязких нефтей.
В лабораторных условиях на фильтрационной установке высокого давления установлено, что чередование оторочек пара и композиции позволяет достичь более высокого коэффициента нефтевытеснения по сравнению с паротепловым воздействием [9].
Основной вклад в прирост коэффициента нефтевытеснения даёт закачка первой оторочки композиции. Создана компьютерная модель технологического процесса [9].
В Институте химии нефти СО РАН разработана технология повышения эффективности паротеплового и пароциклического воздействия на залежи высоковязкой нефти композициями [3−5, 9]. Промысловые испытания технологии проведены на
Усинском месторождении в России и Ляохэ в Китае на поздней стадии разработки. Так, в 2002 г. проведена закачка 264 м³ композиции в три паронагнетательные скважины. Применение технологии при стационарной закачке пара приводит к снижению обводнённости продукции на 10−20%, увеличению дебитов по нефти в среднем на 40%, при увеличении дебитов по жидкости на 5−10%. Дополнительная добыча нефти по трём опытным участкам за период с сентября 2002 г. по февраль 2004 г. составила суммарно 44,3 тыс. т, или 14,7 тыс. т дополнительно добытой нефти на 1 обработку скважины [3−5, 9].
Исследование реологических и фильтрационных характеристик нефтевытесняющей способности композиции НИНКА® в условиях, моделирующих паротепловое и паро-циклическое воздействие на залежь высоковязкой нефти, подтвердило их эффективность на ранней и на поздней стадиях разработки месторождения.
В 2003 г. на месторождении Ляохэ, район Хуансилинь (Китай), успешно проведены опытно-промышленные испытания технологии чередующегося физико-химического и пароциклического воздействия на залежь высоковязкой нефти с применением композиции НИНКА® [3−5]. В две пароциклические скважины было закачано несколькими оторочками 30 и 40 т композиции и по 2,5 тыс. т пара. В результате применения технологии добыча нефти возросла по сравнению с закачкой пара в 1,8−2,3 раза, продолжительность периода добычи нефти увеличилась на 3−5 месяцев (рис. 6), вязкость нефти уменьшилась в 3 раза, температура застывания снизилась с 6−10 С до -4-16 С. В 2005 г. успешно проведена закачка композиции НИНКА® в 5 пароциклических скважин. В Китае, в г. Ляоян провинции Ляонин, на заводе Оксиран Компани Лтд. организовано промышленное производство твёрдой товарной формы нефтевытесняющей композиции НИНКА-1.
На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения в девять пароциклических скважин в 2008—2010 гг. было закачано 900 м³ композиций НИНКА®, дополнительная добыча нефти составила 11 300 т, средняя дополнительная добыча 1250 т на 1 обработку скважины, средний прирост дебита нефти 8 т/сут (рис. 7).
Опытно-промышленные работы по применению технологии при паротепловом и па-роциклическом воздействии на залежи высоковязкой нефти месторождений России и Китая показали её технологическую эффективность и экологическую безопасность. Технология рекомендована к промышленному применению на залежах высоковязких нефтей.
2. Термотропные гели для увеличения нефтеотдачи. Практика применения технологий увеличения нефтеотдачи на месторождениях России показала, что наиболее успешными являются технологии, повышающие охват пласта закачиваемым флюидом (водой, паром, газом и пр.) или увеличивающие одновременно коэффициенты охвата и вытеснения нефти. Одним из перспективных способов решения проблемы увеличения охвата пласта заводнением и паротепловым воздействием является внутрипластовая генерация гелей [3−7], которые создают в пласте потокоотклоняющие экраны, регулирующие распределение фильтрационных потоков воды или пара в нефтяном пласте.
Известные способы генерации гелей различаются типом реакции гелеобразова-ния. Наиболее широко используются реакции гидролитической поликонденсации,
1000-, 900 800 700 600-
и
I
св У
3 ю
0
4 §
1 I
и —
=
Л 200
500-
400 300-
100-
9 10 Месяцы
18
Рис. 6. Динамика накопленной добычи нефти скважины 3−2 района Хуансилинь месторождения Ляохе (Китай) в цикле закачки пара в 2001 г. (1) и последующих циклах закачки пара с композицией в 2003 и 2005 гг. (2 и 3)
0
24 -22 -20 -18 —
? 16
о
н 14 1 я
& amp- 12 Н
я
ю щ
«
2008 г.
10 8 6
0
2009 г.
111
?
II
4573 2944
8214
6111
Дебит нефти ¦ до обработки? после обработки
2010 г.
ш
2676
2808
7150 6125

8110
Рис. 7. Увеличение эффективности пароциклического воздействия на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения за счёт применения композиций в 2008—2010 гг.
завершающиеся образованием неорганических гелей коагуляционной или конденсаци-онно-кристаллизационной структуры, например, гелями гидроксидов металлов и гелями кремневой кислоты [3, 23], реакции образования трёхмерных полимерных структур за счёт сшивания в растворах макромолекул природных и синтетических полимеров химическими или координационными связями (полиакриламид, сшитый солями хрома, полисахариды, сшиваемые солями борной кислоты, и др.) [23−26], а также фазовые переходы раствор-гель в системах: полимер с верхней или нижней критической температурой — вода (простые эфиры целлюлозы, поливиниловый спирт и др.) [7, 27].
Для увеличения охвата пласта заводнением или паротепловым воздействием в Институте химии нефти СО РАН в последние годы созданы новые технологии с применением термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих систем, генерирующих гели непосредственно в пласте [4−7, 27−31].
Каждое нефтяное месторождение имеет свои геолого-физические характеристики. Состав нефти и породы коллектора, вязкость нефти, минерализация воды, пластовые температура и давление изменяются в довольно широких пределах. Так, пластовая температура составляет 8−12 С в Якутии, 20−40 С — в Татарстане, 50−100 С — в Западной Сибири, 110−170 С — на месторождениях шельфа Южно-Китайского моря во Вьетнаме. Минерализация воды может меняться от 0 до 300−400 г/л. Поэтому применение гель-технологий для увеличения нефтеотдачи требует создания гелеобразующих систем с регулируемыми свойствами.
В Институте химии нефти СО РАН в течение ряда лет изучаются физико-химические и гидродинамические аспекты внутрипластовой генерации гелей из водных растворов, которые в поверхностных условиях являются маловязкими, в пластовых условиях — превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя, а также в результате взаимодействия закачиваемого раствора с пластовыми флюидами и породой-коллектором. Исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные характеристики гелей различных типов для неоднородных пластов с проницаемостью в интервале от 0,01 до 10 мкм2. Предложены термотропные гелеобразующие системы с различным временем гелеобразования — от нескольких минут до нескольких суток — в интервале температур 30−320 С. С их использованием разработаны пять гель-технологий для увеличения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов, которые промышленно используются на месторождениях Западной Сибири и Республики Коми [4−7, 27−31]. Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России и других стран.
2.1. Термообратимые полимерные гели. Разработан новый метод увеличения нефтеотдачи высоконеоднородных пластов путём регулирования фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением термообратимыми полимерными гелями [5, 7, 27−31]. Они образуются из растворов полимеров с нижней критической температурой растворения (НКТР) [32, 33]. Фактором, вызывающим гелеобразование, является тепловая энергия пласта или закачиваемого теплоносителя. Растворы полимеров с НКТР способны образовывать гели непосредственно в пласте: при низких температурах растворы маловязкие, при высоких — превращаются в гели. Процесс обратим — при охлаждении гель разжижается, становится снова маловязким раствором, при повторном нагревании опять «застудневает», и так многократно. Температуру и время геле-образования в интервале от 30 до 120 С можно регулировать неорганическими и органическими добавками, подстраивая под конкретные пластовые условия — температуру и минерализацию воды. Гели могут использоваться как эффективное средство ограничения водопритока, предотвращения прорыва газа, ликвидации газовых конусов и т. д.
Гели образуются из растворов полимеров, для которых кривая фазовых равновесия жидкость-жидкость в системе полимер-вода характеризуется нижней критической температурой растворения. При температурах ниже НКТР система гомогенна, выше — распадается на две фазы [32, 33]. Первая фаза — очень разбавленный раствор полимера, вторая — концентрированный. В силу высокой вязкости второй фазы распад заторможен, протекает неравновесно. Возникает микрогетерогенная кинетически
устойчивая структура — термообратимый полимерный гель, в котором концентрированная фаза образует трёхмерный каркас геля, в ячейках которого располагается разбавленная по полимеру фаза. Способность систем полимер с НКТР — вода образовывать гели при увеличении температуры позволяет использовать их в технологиях повышения нефтеотдачи, ориентированных на увеличение охвата пласта заводнением путём селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта. Наиболее перспективными полимерами с НКТР являются простые эфиры целлюлозы (ЭЦ) [7, 27, 33, 34].
Для установления возможности применения гелей ЭЦ в различных геолого-физических условиях месторождений исследованы кинетика гелеобразования и реологические характеристики в системе ЭЦ — водная фаза [7, 27, 31]. Типичным представителем ЭЦ с НКТР является метилцеллюлоза (МЦ). Свойства и структура растворов и гелей МЦ рассмотрены в [7, 27, 31]. Зависимость вязкости раствора МЦ от температуры имеет экстремальный характер — при нагревании происходит сначала постепенное снижение вязкости от 40−70 до 5−20 мПа-с, т. е. в 2−10 раз, а затем при достижении температуры гелеобразования (фазового перехода) — резкое увеличение вязкости до 100−2000 мПа-с (в 5−100 раз), связанное с гелеобразованием (рис. 8). Процесс обратим, при охлаждении гель снова превращается в жидкость. Температура, при которой вязкость принимает минимальное значение, соответствует НКТР. Циклическое реверсирование температурного режима — чередование процессов нагревания и охлаждения — показали воспроизводимость реологических параметров гелей.
Экспериментально изучено влияние электролитов и неэлектролитов, изменяющих гидрофобные взаимодействия в системе, на фазовые равновесия и кинетику гелеобра-зования в растворах МЦ (рис. 9). Наибольшее влияние на изменение температуры геле-образования растворов МЦ оказывают анионы, их влияние коррелирует с положением в лиотропном ряду [27]. Наибольшее снижение НКТР вызывают соли, содержащие анион С1_, противоположное действие — увеличение НКТР — оказывают соли с анионом С№_, влияние солей, содержащих ион N0^, промежуточное — небольшое увеличение или уменьшение температуры гелеобразования в зависимости от характера катиона.
10 000 -е
1
20 30 40 50 60 70 80 90 100
Температура, °С
Рис. 8. Зависимость вязкости растворов метилцеллюлозы с концентрацией 1 мас. % от температуры при различной минерализации пластовых вод, г/л: 1 — 60- 2 — 30- 3 — 15- 4 — 7,5- 5 — 0
Концентрация m, моль/кг воды
Рис. 9. Влияние электролитов на температуру гелеобразования растворов метилцеллюлозы с концентрацией 1 мас. %: 1 — NH4CNS- 2 — NaCNS- 3 — KCNS- 4 — NH4NO3- 5 — ZnCl2- 6 — NaN03- 7 — KNO3-
8 — LiCl- 9 — MgCl2- 10 — CaCl2- 11 — KCl- 12 — NaCl- 13 — AICI3
Влияние катионов существенно меньше. Для солей, содержащих анионы Cl- или CNS-, действие катионов заметно, но не способно изменить характер влияния анионов. Наибольшее снижение температуры гелеобразования наблюдается при действии 1: 1 электролитов, влияние 2:1 и 3:1 электролитов слабее и практически одинаково. Исключение составляют ZnCl2, который при концентрациях больше 5 мас. % меняет характер воздействия на температуру гелеобразования, увеличивая её (рис. 9), и хлорид алюминия при концентрации больше 10 мас. %. При этих концентрациях растворы хлоридов цинка и алюминия являются координирующими растворителями. Существенно увеличивают НКТР тиомочевина, этиловый и изопропиловый спирты (рис. 10). Установлено, что действие добавок электролитов и неэлектролитов аддитивно. Учитывая геолого-физические условия нефтяных месторождений, в частности, пластовую температуру, минерализацию пластовых и закачиваемых вод, можно подбирать гелеобра-зующие композиции для регулирования фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением, оптимальные для конкретных условий.
Реологические исследования, проведённые с помощью ротационного вискозиметра Haake RheoStress 600 при температурах от 20 до 150 °C и давлениях до 50 атм, показали, что при совместном введении в раствор МЦ карбамида и роданида аммония можно получить растворы с температурой гелеобразования выше 100 С (рис. 11) [5, 35]. Гели сохраняют свои реологические характеристики при высоких температурах — вплоть до 150−220 С. В области скоростей сдвига 0,5−5 с-1 гель является твёрдообразным телом, вид реологических зависимостей указывает на его вязкоупругие свойства. Поэтому гелеобразующие композиции могут использоваться для регулирования профиля нагнетания пара в пароциклических скважинах.
Характерной особенностью систем полимер с НКТР — вода является температурный гистерезис фазового перехода раствор-гель. Явление гистерезиса в системе МЦ — водная фаза исследовали путём определения температуры гелеобразования при нагревании и температуры разжижения геля при охлаждении [5, 35]. Изучено влияние добавок, повышающих температуру гелеобразования: этилового спирта, роданистого
100-, Р 90-
«
и 80
св я
3 70 а ю с
и —
и
Й 50
?
60
& amp- 40
30-
20
10 20 30
Концентрация, мас. %
Рис. 10. Влияние неэлектролитов на температуру гелеобразования растворов метилцеллюлозы с концентрацией 1 мас. %:
1 — тиомочевина- 2 — изопропи-ловый спирт- 3 — этиловый спирт- 4 — карбамид- 5 — триэтаноламин- 6 — этиленгликоль- 7 — полигликоль- 8 — глицерин
70 -|
60
50
а
С
40
И 30 я
03
20
10
20
40
60
80 100 Температура, °С
120
140
160
Рис. 11. Увеличение температуры гелеобразования раствора МЦ при добавлении роданида аммония и карбамида (измерения вязкости при скорости сдвига 3 с-1): 1 — 1 мас. % МЦ- 2 — 1 мас. % МЦ, 5 мас. % NH4CNS- 3 — 1 мас. % МЦ, 20 мас. % карбамида- 4 — 1 мас. % МЦ, 5 мас. % NH4CNS, 20 мас. % карбамида
0
аммония, тиомочевины и карбамида, — на гистерезис. Установлено, что в этих системах температуры гелеобразования практически совпадают с НКТР полимеров, которые были получены методом вибрационной вискозиметрии [28]. Температура разжижения на 30−50 С ниже температуры гелеобразования (рис. 12). Температуры гелеобразования и разжижения практически линейно возрастают с увеличением концентрации реагентов, при этом для всех исследованных реагентов, кроме карбамида, эти зависимости симбатны.
Обратимость фазового перехода раствор-гель экспериментально установлена при исследовании фильтрации воды через неоднородную модель пласта в условиях, имитирующих пластовые. Исследования проводили на установке для изучения фильтрации при постоянном расходе через модель пласта, состоящую из двух параллельных коло-
120 100-
а 80?
5 60
40-
20
0 2 4 6 8 10 12 14 16 Концентрация роданида аммония, мас. %
2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 Концентрация карбамида, мас. %
Рис. 12. Влияние роданида аммония (а) и карбамида (б) на температуры образования и разжижения геля в растворах МЦ с концентрацией 1 мас. %: температура разжижения — 1- НКТР — 2- гелеобразования — 3
нок разной проницаемости, моделирующих неоднородный коллектор. В опытах использовали керны пород коллекторов нефтяных месторождений, нефти и пластовые воды. После закачки гелеобразующего раствора в модель пласта и нагревания до 60 °C происходит перераспределение фильтрационных потоков, которое сохраняется при повышении температуры до 220 С. При понижении температуры от 220 до 20 С и последующей фильтрации воды первоначальное распределение потоков восстанавливается [36].
Образование геля в породе пласта приводит к селективному снижению фазовой проницаемости породы по воде (рис. 13): градиент давления при фильтрации воды через гель в 2−3 раза выше, чем при фильтрации нефти [5].
Экспериментально исследованы фильтрационные характеристики и нефтевытесня-ющая способность гелеобразующих составов на основе МЦ применительно к условиям неоднородных пластов месторождений Западной Сибири [36]. Установлено, что закачка оторочки гелеобразующего раствора в неоднородную модель пласта приводит к перераспределению фильтрационных потоков, при этом резко снижается подвижность
Объём закачки в объёмах пор
Рис. 13. Селективное увеличение фазовой проницаемости породы по воде после образования геля МЦ в породе пласта с проницаемостью 11 мкм2: 1 — закачка воды- 2 — закачка нефти- 3 — повторная закачка воды
жидкости в высокопроницаемой части, а в низкопроницаемой, как правило, остается на том же уровне. Перераспределение фильтрационных потоков сопровождается доотмывом остаточной нефти, особенно значительным из низкопроницаемой модели. Гелеобразующие композиции показали высокую эффективность в увеличении охвата на моделях неоднородного пласта с проницаемостью пропластков, различающихся в 3−20 раз, что позволило рекомендовать их для регулирования фильтрационных потоков пластовых флюидов, ограничения водопритока высоконеоднородных коллекторов. Роданистый аммоний и карбамид, входящие в гелеобразующие композиции, являются одновременно трасс-индикаторами.
В условиях, моделирующих пластовые, при температуре 200 С исследованы фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения при физико-химическом воздействии гелеобразующей композицией на залежь высоковязкой нефти. Установлено, что применение гелеобразующих композиций обеспечивает выравнивание фильтрационных потоков за счёт снижения подвижности в высокопроницаемых пропластках, что сопровождается доотмывом нефти из низкопроницаемых зон и высокопроницаемых зон модели пласта. Например, после закачки композиции в неоднородную модель пласта с проницаемостями колонок, различающимися в 5,4 раза (0,397 и 2,123 мкм2), произошло перерераспределение фильтрационных потоков, при этом соотношение по-движностей жидкостей в модели пласта изменилось от 1: 4,3 до 50: 1. При прокачке воды в обратную сторону, моделирующей условия работы пароциклической скважины, характер фильтрации сохранился. Прирост коэффициента нефтевытеснения составил 12−13% [35].
Проведённые исследования позволили выбрать оптимальные гелеобразующие составы для использования в технологиях повышения нефтеотдачи за счёт ограничения водопритока при заводнении и при тепловом воздействии на пласт. Разработаны ге-леобразующие композиции МЕТКА® и технологии с их применением для увеличения охвата пласта, ограничения водопритока. В пласт закачивается маловязкий водный раствор, способный образовывать гели в пластовых условиях при температуре 30−120 С. В высокопроницаемой части пласта, куда попадает основное количество композиции, образуется гелевый экран, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков. В результате закачки композиций МЕТКА® в нагнетательные скважины происходит выравнивание их профиля приёмистости, снижение обводнённости продукции и увеличение дебитов нефти добывающих скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными. Композиции МЕТКА® технологичны в применении, наилучшая растворимость полимера в воде достигается при температуре 0−10 С. Технологии экономически эффективны и экологически безопасны, осуществляются с использованием стандартного нефтепромыслового оборудования.
В 1996—1997 гг. на месторожденях Западной Сибири успешно проведены широкомасштабные опытно-промышленные испытания технологий с применением термообратимых гелей. С 1998 г. технология используется в промышленном масштабе НК «ЛУКОЙЛ» [29, 30]. ОАО «ОТО» создало промышленную передвижную установку по приготовлению и закачке композиций. За 1998−2003 гг. проведена закачка композиций МЕТКА® в 382 скважины, дополнительная добыча нефти составила 480 тыс. т. Срок окупаемости затрат 5−9 месяцев. Эффективность технологии в среднем 1300 т дополнительно добытой нефти на скважино-обработку. Все реагенты — продукты многотоннажного промышленного производства.
При комплексном воздействии на гидродинамически связанные нагнетательные и добывающие скважины эффективность технологии увеличивается. В 2001 г. на
двух опытных участках пласта АВ1 Урьевского месторождения проведены опытно-промышленные испытания технологии ограничения водопритока путём одновременного воздействия гелеобразующими композициями на призабойные зоны нагнетательных и добывающих скважин [31, 37]. Объём закачки композиций в одну скважину составил от 50 до 200 м³, всего закачано 620 м³. В результате произошло перераспределение фильтрационных потоков и ограничение водопритока, проявившиеся в снижении обводнённости и увеличении дебитов по нефти добывающих скважин (рис. 14). Дополнительная добыча нефти за 7 месяцев составила 6542 т.
Применение термообратимых полимерных гелей многообразно, они используются в ряде технологий. В газодобывающих скважинах на Мыльджинском газоконденсат-ном месторождении испытана технология ликвидации заколонных перетоков воды [38]. Так, при освоении скважины № 133 был получен приток газа с пластовой водой, при дебите 300 тыс. м3/сут по газу содержание воды составляло 30 т, что значительно выше допустимого. После закачки гелеобразующей композиции МЕТКА® совместно с установкой цементного моста скважина была пущена в промышленную эксплуатацию с дебитом 430 тыс. м3/сут газа при содержании воды на уровне следов и работает с таким дебитом уже 4 года.
В 2002—2003 гг. на участке пласта БВ8 Покачевского месторождения, Западная Сибирь, совместно с Институтом горного дела СО РАН успешно проведены опытно-промышленные испытания комплексного вибросейсмического и физико-химического воздействия на пласт с применением композиций МЕТКА® [31].
На месторождении Ляохэ, КНР, в 2005—2006 гг. на двух скважинах успешно проведены опытно-промышленные испытания технологии повышения эффективности паро-циклического воздействия на залежь высоковязкой нефти с применением композиции МЕТКА® для ограничения водопритока [5]. В 2006—2007 гг. на 24 скважинах месторождений ОАО «Русснефть» проведены работы по ограничению водопритока и ликвидации заколонных перетоков. В 2007 г. успешно проведены опытно-промышленные
9 8 7
К
н
я с н 5
Щ
3 4
4
3 «ю 3
о «
I 11 I 11 I Ч
н/
. I





00 00 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01 01
100
90
80
70
60
50
о н н е
н
д
о
я ю 30 О
40
20 10
^ ^ ^ ^ щ 22
^^поос^г^тоос^оооос^г^оо^п^о 2 2 2 2 0 1 1 2 0 1 2 1 0 1 2
Рис. 14. Увеличение добычи нефти (1) и снижение обводнённости (2) в добывающей скважине 1438 после закачки гелеобразующей композиции в нагнетательную скважину 1810 (3) и добывающую скважину 1438 (4) на Урьевском месторождении, пласт АВ1
4
3
2
1
0
0
испытания технологии на 9 скважинах на месторождениях Ликваер, Джибаль и Да-лила в Омане. После закачки гелеобразующей композиции снижается обводнённость и увеличиваются дебиты по нефти.
Комплексные технологии с применением термообратимых полимерных гелей при заводнении и паротепловом воздействии являются дополнительным резервом увеличения нефтеотдачи месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежей высоковязких нефтей.
2.2. Термотропные неорганические гели. Способность системы соль алюминия — карбамид-вода-ПАВ непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СО2 положена в основу технологии увеличения охвата пласта при закачке воды или пара при температурах 30−320 С [4−6, 39−47].
Формирование в пласте свободно- или связнодисперсных систем (золей и гелей) можно осуществить конденсационным способом, в частности, на основе известного в аналитической химии принципа «возникающих реагентов (гомогенного осаждения)» [6]. В рамках этого принципа, реализующегося за счёт тепловой энергии нефтяного пласта или закачиваемого теплоносителя, предложен новый физико-химический метод повышения нефтеотдачи. В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащий гелеобразующую систему. В пласте за счёт его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя один из компонентов системы постепенно гидролизуется. При этом образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвиг протолитического равновесия другого компонента, в результате по механизму кооперативного явления происходит гидролитическая поликонденсация мономерных единиц, так что через определённое время практически мгновенно во всем объёме раствора образуется гель.
Принцип «возникающих реагентов (гомогенного осаждения)» реализован при разработке физико-химического метода повышения нефтеотдачи, основанного на способности системы соль алюминия — карбамид-вода-ПАВ непосредственно в пласте генерировать неорганический гель и СО2 [43−47]. Гелеобразующие жидкости на основе этой системы представляют собой маловязкие растворы с рН = 2,5 + 3,5. Они способны растворять карбонатные минералы породы пласта, снижать (подавлять) набухаемость глин. Растворы могут быть приготовлены с использованием воды любой минерализации. Закачка их в пласт производится через нагнетательные скважины с помощью стандартного оборудования.
В пласте за счёт его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамид гидролизуется с образованием аммиака и углекислого газа, что приводит к постепенному повышению рН раствора. Когда рН достигает значения 3,8−4,2, происходит гидролиз ионов алюминия, в результате через определённое время во всём объёме раствора практически мгновенно образуется гель гидроксида алюминия (рис. 15, 16). Время образования геля зависит от температуры пласта и соотношения компонентов гелеобразующей системы. В результате образования геля снижается проницаемость породы пласта по воде в 4−35 раз. Степень снижения проницаемости тем выше, чем больше исходная водонасыщенность и проницаемость породы пласта. Статическое напряжение сдвига геля находится в пределах 3−40 Па. Присутствие ПАВ в гелеобра-зующем растворе усиливает смачивание породы нефтяного коллектора, улучшает проникающую и нефтевытесняющую способность раствора. Кроме того, ПАВ оказывает пластифицирующее действие на гель гидроксида алюминия и может образовывать пену с углекислым газом и аммиаком, выделяющимися в процессе гидролиза карбамида [6].
Реологические свойства геля соответствуют тиксотропному псевдопластическому телу коагуляционной структуры. Отличительной чертой геля является его проницае-
Рис. 15. Изменение рН (1) и напряжения сдвига (2) в системе соль алюминия — карбамид-вода при образовании геля в процессе термо-статирования при 97 С
140 п
«120-Е
2100−1 я я
ч
0 и
X
1
и *
к
а з
св
Я
806 040 20
4 6 8 10 Время, ч
8000
7000-
6000
^ 5000
4000
Й 3000-
я В
2000
1000-
10 9 8 7 6
5 Я
а
4 3 2 1
20 30 40 50 60 70 Время термостатирования, мин
Рис. 16. Изменение вязкости и рН в системе соль алюминия — карбамид-вода при образовании геля в процессе термостатирования при 150−250 С: 1, 2 — вязкость и рН при температуре 150 °С- 3, 4 — вязкость и рН при температуре 200 °С- 5, 6 — вязкость и рН при температуре 250 С
0
мость для водной фазы при напряжениях сдвига, меньших статического напряжения сдвига самого геля. Образование геля приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин, снижению обводнённости продукции добывающих скважин. Гелеобразующие системы предназначены для использования на месторождениях с высокой пластовой температурой и высокой неоднородностью, типичных для Западной Сибири, а также для залежей высоковязких нефтей, разрабатываемых тепловыми методами.
В области температур 70−100 С кинетика гелеобразования определяется гидролизом карбамида, который идёт намного медленнее коагуляционного процесса образования геля гидроксида алюминия, осуществляющегося как кооперативное явление. Влияние температуры на время гелеобразования подчиняется правилу Вант-Гоффа для химических реакций: при повышении температуры на каждые 10 С время гелеобразования увеличивается в 3,5 раза [6, 8, 43−46]. В интервале температур 100−250 С влияние температуры на время гелеобразования не подчиняется правилу Вант-Гоффа:
при повышении температуры на каждые 10 С время гелеобразования увеличивается в 1,2 раза. В этом интервале температур кинетика гелеобразования в системе соль алюминия — карбамид-вода определяется коагуляционным процессом образования геля гидроксида алюминия [43−46]. При 70−100 С время гелеобразования зависит от концентрации и соотношения соли алюминия и карбамида в растворе, при температуре выше 150 С эта зависимость существенно меньше. Чем ниже концентрация карбамида, тем больше время гелеобразования. Варьируя соотношения соли алюминия и карбамида, можно регулировать время гелеобразования, подстраивая под конкретную пластовую температуру [43, 44].
Исследование процесса гелеобразования в системе соль алюминия — карбамид-вода проводили методом вибрационной вискозиметрии с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком [21, 22] при атмосферном давлении. Вязкость растворов с концентрацией соли алюминия 4,0 мас. % увеличивается в процессе гелеобразования от 1,2−1,6 до 300−3500 мПа-с, при концентрации соли алюминия 8,0 мас. % - от 1,8−2,5 до 1800−7500 мПа-с. При 100−250 С основное влияние на вязкость геля оказывает концентрация соли алюминия. Соотношения компонентов и температура существенного влияния не оказывают.
Гелеобразующую способность растворов в системе соль алюминия — карбамид-вода изучали также путём измерений вязкости и напряжения сдвига с помощью ротационного вискозиметра Нааке КИеоБ^евв 600 при температуре от 20 до 150 С и давлении до 50 атм в динамических условиях при всестороннем сжатии. При температуре 100−150 С через определённое время — несколько минут — раствор превращается в твёрдообраз-ный гель коагуляционной структуры с резко выраженной тиксотропией и пределом текучести 25−90 Па. Предел текучести увеличивается с возрастанием скорости нагру-жения.
Следует отметить, что в области скоростей сдвига 0,01−3 с-1 при высоких давлениях, в условиях всестороннего сжатия, напряжение сдвига и вязкость гелей в системе соль алюминия — карбамид-вода имеют значения на несколько порядков выше (рис. 17), чем при атмосферном давлении. Поэтому термотропные гелеобразующие композиции на основе системы соль алюминия — карбамид-вода могут использоваться для регулирования профиля приёмистости в нагнетательных скважинах и изоляции водопритоков в добывающих скважинах, а также совместно с паротепловым и паро-циклическим воздействием на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. На основании результатов исследования кинетики гелеобразования и реологических характеристик системы соль алюминия — карбамид-вода-ПАВ созданы гелеобразующие системы ГАЛКА® и ГАЛКА®-ПАВ. Товарный знак ГАЛКА® зарегистрирован ИХН СО РАН в Государственном реестре товарных знаков и знаков обслуживания Российской Федерации 5 апреля 1999 г.
Изучение влияния на вязкость нефти композиции ГАЛКА® -С, генерирующей при тепловом воздействии углекислый газ и аммиак, показало, что после термостатирова-ния при температуре 250 С в течение 4 ч с композицией ГАЛКА®-С при соотношении нефть: композиция 1: 1 наблюдается снижение вязкости нефти в области температур 20−50 С в 3,6−4,0 раза.
При температурах 70−250 С исследованы фильтрационные характеристики и неф-тевытесняющая способность гелеобразующих композиций ГАЛКА® в неоднородной модели пласта применительно к условиям месторождений, разрабатываемых заводнением и паротепловым воздействием [6, 40, 41, 48]. Установлено, что композиция входит преимущественно в высокопроницаемую модель пласта. Образование геля приводит
Время, с
Рис. 17. Изменение вязкости и напряжения сдвига раствора композиции ГАЛКА® -С от времени: термостатирование при Т = 150 °C и скорости сдвига 3 с- 1
к перераспределению фильтрационных потоков, снижению скорости фильтрации по высокопроницаемым пропласткам и увеличению скорости фильтрации по низкопроницаемым пропласткам, выравниванию подвижностей жидкости, что сопровождается доотмывом нефти из низкопроницаемых зон и высокопроницаемых зон модели пласта. Прирост коэффициента нефтевытеснения находится в пределах от 10 до 23%, при этом достигаются высокие абсолютные коэффициенты нефтевытеснения и низкая остаточная нефтенасыщенность.
Таким образом, исследования физико-химических, реологических и фильтрационных характеристик, нефтевытесняющей способности гелеобразующих композиций ГАЛКА® показали их эффективность для регулирования фильтрационных потоков, увеличения охвата заводнением и паротепловым воздействием. Композицию ГАЛКА®-С можно применять при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт при разработке залежей высоковязких нефтей, а также для изоляции водопри-токов и увеличения охвата пласта заводнением на месторождениях с высокими пластовыми температурами. Композиция ГАЛКА® может быть использована на ранней и на поздней стадиях разработки месторождений.
Неорганические гелеобразующие композиции ГАЛКА® генерируют непосредственно в пласте неорганический гель и СО2. Образование геля приводит к перераспределению фильтрационных потоков, выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин, снижению обводнённости продукции добывающих скважин. Технология с применением композиции ГАЛКА® направлена на повышение текущего и конечного значений коэффициента нефтеотдачи за счёт увеличения охвата пласта при заводнении, паротепловом и пароциклическом воздействии, за счёт закачки через водонагнета-тельные, паронагнетательные или пароциклические скважины водных растворов химреагентов, способных образовывать гели непосредственно в пластовых условиях под
действием тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя. Образующиеся в пласте гели сдерживают прорыв воды и пара из нагнетательных в добывающие скважины, перераспределяют фильтрационные потоки пластовых флюидов, что выражается в стабилизации либо снижении обводнённости продукции окружающих добывающих или пароциклических скважин, увеличении добычи нефти.
Основными отличительными особенностями композиций ГАЛКА® являются [3−6, 29]: возможность регулирования температуры гелеобразования и вязкости геля, что позволяет применять композиции в широком интервале температур (20−320 С) — гомогенность и низкая вязкость закачиваемого водного раствора, что позволяет применять композиции в низкопроницаемых коллекторах нефти- использование минерализованной воды для приготовления растворов композиций- твёрдая товарная форма, что даёт возможность производить закачку композиций в скважину путём эжекторного дозирования в водовод без предварительного растворения- низкие температуры застывания растворов композиций, что делает технологию применимой в зимних условиях. В технологическом процессе используется стандартное нефтепромысловое оборудова-
Твёрдые и жидкие товарные формы композиций ГАЛКА® производятся в России рядом промышленных предприятий: ГАЛКА® -С для пластов с температурой выше 70 С, ГАЛКА®-У для пластов с температурой 40−70 С, ГАЛКА® -НТ для пластов с температурой 20−40 С.
В 1989—1995 гг. на месторождениях Западной Сибири были успешно проведены опытно-промышленные испытания технологии повышения нефтеотдачи пластов с применением неорганических гелеобразующих композиций ГАЛКА®, с 1996 г. осуществляется их промышленное использование, в год обрабатывают 100−130 скважин. В результате применения технологии происходит перераспределение фильтрационных потоков, увеличивается охват пласта заводнением, что влечёт за собой увеличение конечной нефтеотдачи пласта на 5−8%. Дополнительная добыча нефти составляет от 400 до 17 000 т на 1 скважинообработку [3−6, 29]. Успешно проведены опытно-промышленные испытания гель-технологии с применением композиции ГАЛКА® на месторождении «Белый Тигр» (Вьетнам) [28, 29].
Уникальная способность неорганических гелей ГАЛКА® выдерживать температуры 300−320 С позволила применить их для увеличения охвата пласта паротеп-ловым воздействием при разработке залежей высоковязкой нефти [30, 40, 41, 48]. В 2002—2006 гг. на участке паротеплового воздействия ПТВ-3 пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения на поздней стадии разработки проведены промысловые испытания технологий увеличения нефтеотдачи с применением композиций ГАЛКА® при паротепловом и пароциклическом воздействии, с 2007 г. технологии используются в промышленном масштабе.
В 2008—2009 гг. проведена закачка композиции ГАЛКА®-С в 22 паронагнетательных скважины. По результатам работы добывающих скважин опытных участков, среднемесячная дополнительная добыча нефти составила 101,7−747,6 т, эффект от применения композиций даёт прирост дополнительной добычи нефти на 50−90% относительно дополнительно добытой нефти за счёт закачки пара.
В 2007—2010 гг. выполнено 87 скважино-операций по увеличению эффективности пароциклических обработок (ПЦО) — ограничения водопритока с применением композиций ГАЛКА® -С. Объём закачки композиции составлял от 80 до 160 м 3. После закачки композиции ГАЛКА® -С наблюдается увеличение дебитов по нефти от 2,5 до 24 т/сут (рис. 18), на 20−30% выше, чем в среднем от ПЦО, снижение обводнённости
20-| 1816-
Дебит нефти? до обработки ¦ после обработки
14т
Номера скважин
Рис. 18. Прирост дебита по нефти после закачки композиции ГАЛКА®-С в 2009 г. в 16 пароциклических скважин Усинского месторождения
до 33−35%, успешность работ около 90%, средняя дополнительная добыча 981 т на 1 обработку скважины, средний прирост дебита нефти 6 т/сут.
Таким образом, промысловые испытания и промышленное использование подтвердили эффективность применения гель-технологий для увеличения нефтеотдачи месторождений, разрабатываемых с применением заводнения и паротеплового воздействия. Применение термотропных неорганических гелей ГАЛКА® при пароциклическом и па-ротепловом воздействии для регулирования фильтрационных потоков, ограничения во-допритока залежей высоковязких нефтей приводит к увеличению охвата пласта закачкой пара, снижению обводнённости продукции на 3−45%, увеличению дебитов по нефти на 11−33% и уменьшению дебитов по жидкости на 14−25%.
3. Комплексная технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей с применением гелеобразующей и нефтевытесняющей композиций. Для увеличения нефтеотдачи месторождений с высоконеоднородными коллекторами на поздней стадии разработки после изоляции высокопроницаемых обвод-нившихся пластов путём их блокирования необходимо интенсифицировать фильтрацию жидкости в низкопроницаемом пласте. Поэтому требуется комплексная технология — сначала воздействие гелеобразующей композицией, увеличивающей охват объекта заводнением, а затем нефтевытесняющей композицией, интенсифицирующей разработку низкопроницаемого пласта. Такая технология позволяет с помощью комбинированного воздействия на залежь эффективно перераспределять фильтрационные потоки пластовых флюидов и вовлекать в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением, она эффективна для повышения нефтеодачи низкопроницаемых высоконеоднородных залежей как на ранней, так и на поздней стадии разработки.
Для вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов юрских отложений месторождений Западной Сибири разработана комплексная технология, где в качестве
гелеобразующей использовали композицию в качестве нефтевытесня-
ющей — композицию ИХН-100. В отличие от известных технологий воздействия на залежь указанные гелеобразующая и нефтевытесняющая композиции обладают взаимодополняющими физико-химическими свойствами, приводящими к синергетическому усилению их функций. В 2001 г. на Лас-Еганском месторождении, пласт ЮВ1, успешно проведены опытно-промышленные испытания комплексной технологии. В три нагнетательные скважины произведена закачка композиции ГАЛКА®-У в количестве 6, 10 и 18 т и композиции ИХН-100 в количестве 30, 50 и 48 т. Результаты анализа промысловых данных показали, что совместное действие композиций ГАЛКА® -У и ИХН-100 приводит к перераспределению фильтрационных потоков в пласте, подключению низкопроницаемых пропластков и интенсификации их разработки, что выражается в снижении обводнённости добываемой продукции и увеличении дебитов по нефти и по жидкости эксплуатационных скважин, гидродинамически связанных с нагнетательными (рис. 19). Дополнительная добыча нефти на участке за период с января 2001 г. по октябрь 2002 г. составила 4,4 тыс. т [3]. Технология рекомендована к промышленному применению на месторождениях Западной Сибири.
Создана комплексная технология увеличения нефтеотдачи залежей высоковязкой нефти, добываемой методом паротеплового воздействия, путём закачки гелеобразую-щей композиции ГАЛКА®-С и нефтевытесняющей композиции НИНКА® на основе ПАВ, генерирующей при тепловом воздействии углекислый газ и щелочную буферную систему [3, 49, 50]. В 2008—2011 гг. при площадной закачке пара в 41 паронагнетатель-ную скважину пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения произведена закачка композиций ГАЛКА® -С и НИНКА®. Объём закачки каждой композиции составлял 100−220 т на скважинообработку. После закачки композиций в добывающих скважи-
350
§ 300
я
250
§
ч
I 200
ш 150
я
и
я 100 з
я
? 50 ЧД
70
60
50
40 §
I I
и
30 ч о я ю
20°
10
567 489 10 11 12 123 456 789 10 Месяцы 2001−2002 гг.
Рис. 19. Результаты применения комплексной технологии увеличения нефтеотдачи — закачки гелеобразующей композиции ГАЛКА® и нефтевытесняющей композиции ИХН-100 на опытном участке пласта ЮВ1 Лас-Еганского месторождения (нагнетательная скв. 9066, добывающая скв. 152р): 1 — дебит нефти- 2 — % воды- 3 — дебит жидкости- 4 — закачка композиций
0
0
нах, гидродинамически связанных с нагнетательными, наблюдается увеличение деби-тов по нефти на 4−12 т/сут, снижение обводнённости на 5−20% (рис. 20). Технология эффективна для увеличения нефтеотдачи низкопроницаемых и высоконеоднородных коллекторов на ранней и поздней стадиях разработки месторождений.
Результаты работ показывают синергизм методов паротеплового воздействия на пласт и физико-химических методов с применением гелеобразующих и нефтевытес-няющих композиций, перспективность их комплексного применения для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей. Для эффективного освоения трудноизвле-каемых запасов нефти и дальнейшего увеличения её добычи представляется перспективным широкомасштабное применение новых комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, сочетающих базовое воздействие на пласт закачкой воды или водяного пара с физико-химическими методами, увеличивающими охват пласта и коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки.
Для увеличения нефтеотдачи месторождений с высоконеоднородными коллекторами перспективно использовать сочетание разработанных в ИХН СО РАН термотропных гелей и нефтевытесняющих композиций с высокой буферной ёмкостью, генерирующих в пласте углекислый газ и аммиачную буферную систему [3, 6]. Такие технологии позволят с помощью комбинированного воздействия на залежь эффективно перераспределять фильтрационные потоки пластовых флюидов и вовлекать в разработку пласты, ранее не охваченные заводнением или паротепловым воздействием, они эффективны для повышения нефтеодачи низкопроницаемых высоконеоднородных залежей не только на поздней, но и на ранней стадии разработки.
За последние пять лет за счёт применения технологий ИХН СО РАН дополнительно добыто больше 2 млн т нефти. Их применение перспективно для увеличения
Рис. 20. Увеличение добычи нефти для участков паронагнетательной скважины № 6168 пермокарбоновой залежи Усинского месторождения после закачки композиции ГАЛКА® -С и нефтевытесняющей композиции НИНКА®
нефтеотдачи месторождений Казахстана, Вьетнама, Китая, Саудовской Аравии, ОАЭ, Омана, Ирана, США, Канады и др. Все технологии реализуются в рамках существующих систем разработки месторождений, не требуют существенных капитальных затрат и изменений промысловой инфраструктуры, используют продукты многотоннажного промышленного производства, экологически безопасны. Масштабы применения этих технологий на месторождениях в различных регионах могут составить сотни скважи-нообработок в год.
Россия в области физико-химических технологий увеличения нефтеотдачи занимает лидирующее положение в мире. Их масштабное промышленное применение позволит вовлечь в разработку месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, в том числе залежи высоковязких нефтей, продлить рентабельную эксплуатацию месторождений на поздней стадии разработки.
Статья Л. К. Алтуниной и В. А. Кувшинова посвящена юбилеям профессоров Н. А. Смирновой и А. Г. Морачевского. Доктор технических наук профессор Л. К. Алту-нина, являющаяся директором Института химии нефти СО РАН, в своё время училась в аспирантуре у юбиляров.
Литература
1. ЯкуцениВ. П., ПетроваЮ. Э., СухановА. А. Динамика доли относительного содержания трудноизвлекаемых запасов нефти в общем балансе // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2007. № 2. С. 1−11.
2. Максутов Р., Орлов Г., Осипов А. Освоение запасов высоковязких нефтей в России // Технологии ТЭК. 2005. № 6. С. 46−58.
3. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Усп. химии. 2007. Т. 76, № 10. С. 1034−1052.
4. Altunina L. K., Kuvshinov V. A. Improved oil recovery of high-viscosity oil pools with physico-chemical methods at thermal-steam treatments // Oil & amp- Gas Science and Technology. 2008. Vol. 63, N 1. P. 37−48.
5. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Увеличение нефтеотдачи залежей высоковязких неф-тей физико-химическими методами // Технологии ТЭК. 2007. № 1 (32). С. 46−52.
6. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A. Thermotropic inorganic gels for enhanced oil recovery // Oil & amp- Gas J. Russia. 2008. N 5(18). Р. 64−72.
7. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., СтасьеваЛ. А. Термообратимые полимерные гели для увеличения нефтеотдачи // Химия в интересах устойчивого развития. 2011. № 19. С. 127−136.
8. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. Новосибирск: Наука, 1995. 196 с.
9. Алтунина Л., Кувшинов В., Кувшинов И. Композиции ПАВ для эффективного паротеп-лового воздействия на пласт // Oil & amp- Gas J. Russia. 2010. N 6. P. 68−75.
10. AltuninaL. K., Kuvshinov V.A., UrsegovS. O., ChertenkovM. V. Synergism of physicochem-ical and thermal methods intended to improve oil recovery from high-viscosity oil pools // 16th European Symposium on Improved Oil Recovery. Cambridge, UK, 2011. CD-ROM. Paper A13.
11. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В. Залежи с трудноизвлекаемыми запасами. Комплексная технология увеличения нефтеотдачи // Oil & amp- Gas J. Russia. 2011. N 6. P. 110−116.
12. Burger J., SourieauP., Combarnous M. Recuperation assistee du petrole les methodes thermiques. Paris: Technip, 1984. 380 p.
13. Сургучёв М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.
14. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р., Антониади Д. Г., Ишханов В. Г. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1995. 181 с.
15. Антониади Д. Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами. М.: Недра, 1998. 303 с.
16. Metwally M. Effect of gaseous additives on steam processes for Lindbergh field, Alberta // Can. J. Petrol. Technol. 1990. Vol. 29, N 6. P. 26−30.
17. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A., StasyevaL. A. Effect of in situ generated СО2 and alkaline buffers on rheological properties of high viscosity oils // Progress in Mining and Oilfield Chem. Vol. 5. Advances in Incremental Petroleum Production / ed. by I. Lakatos. Budapest: Akademiai Kiado, 2003. P. 123−132.
18. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A. Improved thermal-steam treatment of high-viscosity oil pools by CO2 generating systems // 13th European Symp. Improved Oil Recovery. Budapest, Hungary, 2005. CD-ROM. Paper C12.
19. Кучерявый В. И., Лебедев В. В. Синтез и применение карбамида. Л.: Химия, 1970. 448 с.
20. Горловский Д. М., Альтшулер Л. Н., Кучерявый В. И. Технология карбамида. Л.: Химия, 1981. 320 с.
21. Богословский А. В., Алтунина Л. К. Низкочастотный вибрационный метод исследования взаимодействия несмешивающихся жидкостей и границы их раздела // Молекулярные взаимодействия и электронные процессы в растворах: сб. статей. Новосибирск: Наука, 1987. С. 55−59.
22. Богословский А. В., Алтунина Л. К. Способ измерения реологических свойств контактирующих жидкостей // Пат. 1 229 647 (РФ). 1985. БИ № 17.
23. LakeL. W. Enhanced Oil Recovery. Prentice Hall, NJ: Englewood Cliffs, 1989. 550 р.
24. Манырин В. Н., Швецов И. А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи при заводнении. Самара: Самар. Дом печати, 2002. 391 с.
25. Швецов И., Бакаев Г., КабоВ. и др. Состояние и перспективы применения полимерного воздействия на пласт // Нефт. хоз-во. 1994. № 4. С. 37−41.
26. Газизов А. Ш., Галактионова Л. А., Адагымов В. С., Газизов А. А. Применение поли-мердисперсных систем и их модификаций для повышения нефтеотдачи // Нефт. хоз-во. 1998. № 2. С. 12−14.
27. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Стасьева Л. А. и др. Растворы полимеров с нижней критической температурой растворения в технологиях увеличения нефтеотдачи // Нефтехимия. 1999. Т. 39, № 1. С. 42−47.
28. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Физико-химические аспекты технологий увеличения нефтеотдачи (обзор) // Химия в интересах устойчивого развития. 2001. № 9. C. 331−334.
29. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Применение термотропных гелей для повышения нефтеотдачи // Нефтеотдача. 2002. № 5. С. 28−35.
30. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A., Shirgazin R. G. Water shutoff technology employing gel-forming systems // 66th EAGE Conference & amp- Exhibition. Paris, France, 2004. CD-ROM. Paper F014.
31. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Комплексные физико-химические технологии увеличения нефтеотдачи на месторождениях, разрабатываемых заводнением и паротепловым воздействием // Технологии ТЭК. 2004. № 6 (19). С. 44−50.
32. Ребиндер Р. А. Избранные труды. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия. М.: Наука, 1978. 368 с.
33. Папков С. П. Физико-химические основы переработки растворов полимеров. М.: Химия, 1971. 364 с.
34. Петропавловский Г. А. Гидрофильные частично замещённые эфиры целлюлозы и их модификация путём химического сшивания. Л.: Наука, 1988. 298 c.
35. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A., StasyevaL. A. Thermoreversible polymer gels for increased efficiency of cyclic-steam well treatment // 68th EAGE Conference & amp- Exhibition & quot-Opportunities in Marine Areas& quot-. Vienna, Austria, 2006. CD-ROM. Paper D030.
36. AltuninaL. K., Kuvshinov V.A., Stasyeva L. A. Flow properties and oil-displacing capacity of gel-forming systems based on application of methyl cellulose in coordinating solvents // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. Recent Advances in Enhanced Oil and Gas Recovery. Vol. 3. Recent Advances in Enhanced Oil and Gas Recovery / ed. by I. Lakatos. Budapest: Akademiai Kiado, 2001. P. 67−76.
37. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A., StasyevaL.A. Thermoreversible gel technology aimed at reducing water production in oil producing wells // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. Vol. 4. Focus on Remaining Oil and Gas Reserves / ed. by I. Lakatos. Budapest: Akademiai Kiado, 2002. P. 117−126.
38. Кувшинов В. А., Алтунина Л. К., Шевлюк В. В. и др. Применение гелеобразующей композиции МЕТКА для ликвидации заколонного перетока воды в газодобывающей скважине Мыльджинского газоконденсатного месторождения // Интервал. Передовые нефтегазовые технологии. 2003. № 2. С. 72−73.
39. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Увеличение эффективности паротеплового воздействия на залежи высоковязких нефтей физико-химическими методами // Нефтесервис (Технологии ТЭК). 2010. № 3. С. 38−41.
40. AltuninaL. K., Bokserman A. A., Kuvshinov V. A., Polkovnikov V. V. Inorganic gels for enhanced oil recovery at high temperature // New Development in Improved Oil Recovery. Geological Soc. Special Publication. 1995. N 84. P. 219−223.
41. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A. Pilot tests in high-viscosity oil fields using inorganic gels generated by thermal-steam treatment // Progress in Mining and Oilfield Chemistry. Vol. 5. Advances in Incremental Petroleum Production / ed. by I. Lakatos. Budapest: Akademiai Kiado, 2003. P. 115−122.
42. AltuninaL. K., Kuvshinov V. A. Evolution Tendencies of Physico-Chemical EOR Methods // Proceedings of EUROPEC European Petroleum Conference Integrated Reservoir Management: How Integration is Breaking Barriers and Adding Value. Paris, France, 2000. P. 515−523.
43. АлтунинаЛ. К., БоксерманА. А., Кувшинов В. А., Полковников В. В. Повышение неф-теотадчи системами, генерирующими в пласте гель и СО2 при тепловом воздействии // Нефт. хоз-во. 1994. № 4. С. 45−49.
44. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефт. хоз-во. 1995. № 4. С. 36−38.
45. АлтунинаЛ. К., Кувшинов В. А., БоксерманА. А., Полковников В. В. Повышение нефтеотдачи путём внутрипластовой генерации систем с регулируемой вязкостью и щелочностью // Ежегодник «Повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов нефти». М.: Всерос. нефтегаз. науч. -иссл. ин-т., 1997. С. 222−235.
46. АлтунинаЛ. К., Кувшинов В. А., СтасьеваЛ. А. Кинетика гелеобразования в системе соль алюминия — карбамид-вода // Физико-химические свойства растворов и дисперсий: c6. статей. Новосибирск: Наука, 1992. С. 18−24.
47. Кувшинов В. А., МанжайВ. Н., АлтунинаЛ. К. Реологическое исследование системы соль алюминия — карбамид-вода // Физико-химические свойства растворов и дисперсий: c6. статей. Новосибирск: Наука, 1992. С. 24−30.
48. АлтунинаЛ. К., Кувшинов В. А., Чертенков М. В., Шафиков Р. Р. Технология увеличения охвата пласта паротепловым воздействием с применением неорганических гелей для месторождений высоковязких нефтей // Интервал. 2004. № 1. С. 6−9.
49. Altunina L. K. Pilot tests of gel-technology alternating thermal-steam and physicochemi-cal treatments of high-viscosity oil pools with oil-displacing systems // 14th European Symp. On Improved Oil Recovery. Cairo, Egypt, 2007. CD-ROM. Paper B02.
50. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В. Залежи с трудноизвлекаемыми запасами. Комплексная технология увеличения нефтеотдачи // Oil & amp- Gas J. Russia. 2011. N 6. P. 110−116.
Статья поступила в редакцию 12 ноября 2012 г.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой