Применение ПАВ

Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90—95%. Однако за счет низкой вязкости растворителей (по сравнению с вязкостью-нефти) коэффициент охвата пласта вытеснением растворителями обычно ниже, чем при вытеснении водой.

С целью предупреждения фазовой и вязкостной неустойчивости при вытеснении нефти газом высокого давления прибегают к попеременной закачке газа и воды.

 

5. Заводнение с углекислотой

 

  Метод основан на том, что диоксид углерода (СОг), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь   в воде,, овышает ее вязкость. Таким образом, растворение СОг в нефти воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды , что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Противопоказаниями к применению метода являются высокая минерализация пластовой воды и особенно наличие солей кальция. Кроме того, не рекомендуется применение углекислоты в пластах, нефти которых содержат много асфальтосмолистых компонентов. При взаимодействии углекислоты с солями кальция и асфальтосмолистымп веществами выпадает твердый осадок, способный закупорить поры пласта. Эффективность углекислотного воздействия зависит от степени обводнения пласта. С ростом обводнения эффективность метода снижается.

Диоксид углерода может подаваться в пласт по следующим технологическим схемам:

в виде водного раствора заданной концентрации — карбонизированная вода;

разовой оторочки реагента, продвигаемой по пласту карбонизированной или обычной водой;

чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых по пласту закачиваемой водой.

Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что существенно снижает эффективность процесса. При создании же разовой оторочки С0₂ с проталкиванием ее водой в связи с тем, что жидкий С0₂ обладает малой вязкостью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой С0₂ и воды создается несколько чередующихся оторочек. Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды. Метод апробирован на Александровской площади Туймазинского месторождения с обнадеживающими положительными результатами.

Учитывая сложность в транспортировке С0₂, а также требования охраны окружающей среды, проектирование разработки залежей нефти следует ориентировать на поставки С0₂ от близко расположенных производителей углекислоты.

6. Сернокислотное заводнение

 

 В основе применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду.

Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефтей приводит к образованию сульфокислот в количестве 5—7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта. Как показали лабораторные эксперименты, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения возрастает на 13—15% по сравнению с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефтей ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, составляющими минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс.      Кристаллы гипса частично закупоривают норы пласта, промытые водой, направляя последующие порции воды в поры, заполненные нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснением. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучшению вытеснения нефти при сернокислотном воздействии, а именно, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла. Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0,5%-ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости, что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения. Кроме того, при взаимодействии концентрированной серной кислоты с карбонатами породы образуется углекислота в количестве 400 кг/т

CaC0₃+H₂S04 = CaS04-T-H₂C0₃.

Расчеты показывают, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), которая, как это было показано выше, обусловливает возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного возрастания коэффициентов вытеснения и охвата.

Способ сернокислотного заводнения предложен ТатНИПИ-нефтью в 1962 г. и внедряется на Ромашкинском месторождении с 1971 г. Достигнуты хорошие результаты в повышении нефтеотдачи при одновременном сокращении количества извлекаемой вместе с нефтью воды. По данным ТатНИПИнефти на 1 т кислоты дополнительно добывается 30—50 т нефти, а приемистость водонагнетательных скважин возрастает на 60—70%.

  

 

3 ТЕХНОЛОГИИ МУН С ПРИМЕНЕНИЕМ БИОПАВ, БИОПАВ КШАС-М – ЖИДКОЕ СТЕКЛО - НЕФТЬ И ДРУГИЕ

     Общие сведения

     Технология избирательной изоляции высокопроницаемых зон пласта с использованием новых для нефтяной промышленности продуктов биосинтеза (БиоПАВ, биополимеры) открывает новые возможности повышения нефтеотдачи на неоднородных высокотемпературных месторождениях, где другие технологии оказываются неэффективными. Применение технологий на основе продуктов биосинтеза наиболее эффективно для нефтяных пластов, находящихся на поздней стадии разработки, где необходимы выравнивание профилей приёмистости нагнетательных скважин, изоляция водопроводных зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией добычи нефти из недренируемых зон пласта. Наиболее перспективным является создание

композиции, синтезирующей галеобразующие системы непосредственно в пласте по истечении определённого времени после смещения.

Практическое значение биоПАВ микробного происхождения обусловлено их способностью в небольших концентрациях существенно снижать поверхностное  и межфазное натяжение водных растворов, низкими значениями критических концентраций мицеллообразования, эмульгировать и деэмульгировать нефтепродукты, снижать вязкость и изменять реологию тяжёлых нефтей.

В технологиях повышения нефтеотдачи пластов  с применением БиоПАВ используются как нефтеотмывающие, так и эмульгирующие свойства.

БиоПАВ  КШАС-М выпускается на Башкирском Биохимкомбинате согласно опытно-промышленному регламенту по производству ТУ 9291-015-00479770-96.   На сегодняшний день средний дебит одной скважины по НГДУ «Октябрь- скнефть» по нефти - 1,8 т/сут, по жидкости 9,6 т/сут, обводненность (весовая) - 82,3 %. На 01.01.2003 год с дебитом до 1 т/сут эксплуатировалось 60 % от действующего фонда скважин. На долю карбонатных приходится 60 % от эксплуатационного фонда скважин. В диапазоне обводненности добываемой продукции от 60 до 100 % - 56,3 % карбонатного фонда скважин. Извлекаемые запасы нефти в целом по НГДУ выработаны на 82,7 %.

Из них по терегенным отложениям на 87,1 %, а по карбонатным на 63,6 %. На долю оставшихся извлекаемых запасов (ОИЗ) приходится по терегенным - 58,6 %, по карбонатным – 4,4 %. При этом из карбонатных отложений в 2001 году отобрано более половины от годовой добычи нефти по НГДУ -57,3 % и темп отбора составил 5,3 % против 2,8 % по терегенным отложениям.

      В условиях резкого сокращения объемов бурения и продолжения естественного процесса обводнения работающих скважин, увеличивается фонд высокообводненных скважин. Так как при выборе объекта воздействия для обработки химреагентом СНПХ-9633 необходимостью является наличие высокой обводненности извлекаемой продукции, что благоприятствует

успешному применения данного химреагента.

Важным моментом при обработке ПЗП химреагентом является его преимущество действовать как на карбонатные коллектора, за счет

 которых идет основной прирост запасов нефти, так и на терегенные, где

 происходит интенсивная выработка запасов. Однако промысловые испытания подтвердили высокую эффективность предлагаемого химреагента на терегенных коллекторах, песчаниках девона и терегенную    толщу с порово-трещеноватоп структурой породы.

Также немаловажным моментом при обработке химреагентом СНПХ-9633 является получение практически «мгновенного эффекта» т.е. увеличение дебита по нефти, снижение обводненности и значительный период его продолжения от 1 до 5 лет.

Проведенные опытно-промышленные испытания показали, что обработка   скважин   химреагентом   СНПХ-9633   и   их   освоение   проходят   без осложнений. Метод прост и технологичен: не требует специального оборудования, количество необходимой техники минимально,- работы могут проводиться в любое время года.

 

 

Биореагент КШАС-М, являющийся продуктом  жизнедеятельности микроорганизмов  рода Pseudomonasaeruginosa S-7, обладает способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а межфазное по отношению к гептану до 1—3 мН/м. Ему свойственна также высокая эмульгирующая активность.Препарат способен сохранять исходные поверхностно-активные свойства при разбавлении водой до 250 раз. При обработке им 35 скважин в 7 НГДУ АНК «Башнефть» дополнительная добыча нефти составила 44 000 т с экономическим эффектом 7 612,6 тыс. руб.

Сущность  метода заключается в комплексном  воздействии на пласт за счет образования гелеобразных структур при взаимодействии биополимера с солями щелочно-земельных металлов пластовых вод и отмывающих свойствах биоПАВ, содержащихся в композициях. Технологический процесс применения продуктов биосинтеза заключается в следующем: при обводненности добываемой продукции до 80 % проводится разовая или периодическая закачка биоПАВ «КШАС-М» или его композиции в сочетании с ароматическим растворителем в объеме 10-16 м³ на скважинно-обработку; при обводненности продукции от 80 до 95 % проводится закачка композиции с применением биоПАВ «КШАС-М» с биополимером «Симусан» в объеме 8-15 м³.   

Таблица 1 - Состав и концентрации реагентов микробиологического воздействия

 

технология	состав	концентрация
1	2	3
САИ  (1991 г.)	сухой активный ил	10
ИАИП-1 (1994 г.)	избыточный  активный ил водорастворимый полимер ВПК-402	99,6-99,7 0,3-0,4
БКТ (1995 г.)	ИАИП-1 биоцид	15-20 8-16

 

 

 

Продолжение таблицы 1

Биополимер  «Симусан» (1987 г.)	биополимер  «Симусан» синтетические жирные кислоты	0,05 2,5-5
	биополимер «Симусан» полимер ПАА	0,0005-0,01 0,005-0,02
	биополимер  «Симусан» органический  растворитель марки нефрас	0,01-1,0 0,002-1,0
БиоПАВ  «КШАС-М» (1992 г.)	биополимер  «Симусан» биоПАВ  «КШАС-М»	1,0 1,0
	биоПАВ  «КШАС-М» органический  растворитель марки нефрас	0,005-1,0 0,005-1,0

 

С целью  улучшения нефтевытесняющих свойств  биополимера симусан созданы  композиции биополимера с синтетическими жирными кислотами. Лабораторными  исследованиями на двухслойной модели пласта с различающейся проницаемостью (в 4 раза) показано, что оптимальная концентрация биополимера для регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта в композиции с жирными кислотами составляет 0,015 %.

      Однако, в условиях высокой обводнённости продукции месторождений на поздней стадии разработки, эффективность применения водных растворов БиоПАВ снижается. Основным преимуществом биореагента является его способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, то есть технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.

   Жидкое стекло используется с массовой долей двуокиси кремния 2 А, 6-31,6% и плотностью 1360 - 1500 кг/м³. Двуокись кремния хорошо растворяется как в пресной, так и водном растворе биоПАВ. Инициатором гелеобразования являются катионы щёлочноземельных металлов в пластовой воде.

В качестве третьей компоненты композиции используется сырая нефть, добываемая на месторождении ввиду её низкой стоимости и доступности, а также ввиду её состава, сходного с составом нефти, содержащейся в пласте.