4.3 Методи дії на привибійну зону пласта із використанням поверхнево-активних речовин

Перші роботи з використанням поверхнево-активних речовин (ПАР) на нафтових родовищах ВАТ «Укрнафта» були пов'язані насамперед із підви­щенням нафтовитисних властивостей розчинів, які нагнітали у привибійну зону або в поклад. Це пояснюється ос­новною властивістю ПАР - здатністю концентруватися на межі двох фаз та покращувати витиснення залишкової нафти із порового простору. Практично всі відомі процеси збільшення нафтовилучення передбачають мобілізацію та переміщення залишкових вуглеводнів в обводнених зонах пласта. Їх мобілі­зацію можна здійснити підвищенням співвідношення гідродинамічних і капі­лярних сил, що буде визначатися так:

(4.2)

де К - капілярне число, µ_В - в'язкість витисного агента, V_B - швидкість нагні­тання витисного агента, т - пористість, δ_B - міжфазний натяг на границі «вуг­леводень (нафта, газоконденсат) - витисний агент».

Після заводнення кількість залишко­вих вуглеводнів у покладах може стано­вити від 20 до 50% і більше, а капілярне число для заводнення мати величину 10 ^-6.3 метою досягнення залишкової вуг-леводненасиченості, меншої за 10%, ка­пілярне число повинно мати величину, більшу від 10 ^-2. Аналіз співвідношення 4.2 показує, що підвищення в'язкості і/або швидкості нагнітання витисного агента може збільшити капілярне число лише в декілька разів, а шляхом змен­шення міжфазного натягу на границі ви­тисного агента з вуглеводнем можна його суттєво підвищити. Так, якщо міжфазний натяг між водою і рідкими вуглеводнями в пластових умовах має величину в ме­жах 10-20 мН/м і при цьому капілярне число становить 10^-6 то для збільшення його до величини 10^-2 необхідно міжфаз­ний натяг зменшити в 10000 разів. Тоді міжфазний натяг витисного агента з вуг­леводнем повинен становити 10^-3 мН/м. Для зменшення міжфазного натя­гу використовують хімічні сполуки, що внаслідок позитивної адсорбції змі­нюють фазові й енергетичні взаємодії на поверхнях розділу «тверда поверх­ня – вуглеводень –вода - газ». Поверхнева активність таких сполук обумовлена як хімічною будовою, наприклад дифільністю їх молекул, так і зовнішніми фактора­ми (характер середовища і фаз, що кон­тактують, вміст цих сполук, температура тощо). Найбільш поширеними серед них є ПАР.

Концентрація поверхнево-активних речовин (ОП-10, сульфонол, превоцел та ін.) під час перших обробок коливалася від 0,05 до 0,5 %. У результаті їх проведен­ня було отримано значний додатковий видобуток нафти і газу. Але збільшення кількості проведених свердловино-опе­рацій показало, що ефективність вико­ристання поверхнево-активних речовин значною мірою залежить від геолого-промислових умов, типу і концентрації ПАР, що використовується, та інших чинників. За понад тридцятирічну іс­торію використання ПАР на нафтових родовищах ВАТ «Укрнафта» застосо­вували широкий спектр їх видів (від ОП-10 до барвоцелу) та різні технології (в цій різноманітності простежується тенденція до ускладнення самого проце­су дії). Найбільш ефективними ПАР, що пройшли широкі дослідно-промислові випробування в різних геолого-промислових умовах, є міцелярні розчини на основі нафтових сульфонатів.

Міцелярні розчини (вказана назва є тривіальною, а тому в неповному об­сязі висвітлює характеристику вказа­ного продукту) представляють собою складну суміш, що містить нафтовий сульфонат, вуглеводень, сульфат натрію чи амонію та воду. Завдяки міцелярній будові розчину вказана суміш має низь­кі показники міжфазного натягу на межі «розчин - вуглеводень (гас, нафта)», ви­сокі значення нафтовитисної здатності розчинів у відношенні до залишкової на­фти та високі показники адсорбції ПАР на поверхні породи. На рисунку 4.1 показано ізотерми міжфазного натягу міцелярних розчинів, приготованих із карпатолу і ГНА, на межі з нафтою Долинського нафтового родовища (для порівняння наведено залежності міжфазного натя­гу від концентрації для розчинів ОП-10, сульфонолу НП-3 та їх суміші в співвід­ношенні як 1:1). Звідси видно, що міце­лярні розчини, на відміну від таких ПАР, як ОП-10, сульфонол НП-3, мають знач­но нижчі показники міжфазного натягу за умови вмісту в розчинах більше ніж 2% активної речовини. Нагрівання мі­целярного розчину в пластових умовах призводить до подальшого зниження міжфазного натягу. Особливо цей про­цес посилюється при температурах вище за 60 °С (рисунок 4.2) [7].

Концентрація, %

Рисунок 4.1- Ізотерми (20 °С) міжфазного натягу розчинів ОП-10 (1), суміші ОП-10 і сульфонолу (2), сульфонопу (3), карпатолу (4) і ГНА (5) на межі з нафтою Долинського родовища.

Рисунок 4.2 - Вплив температури на міжфазний натяг 5% водного розчину карпатолу на межі з нафтою Долинського родовища.

Проведений цикл вивчення нафтовитисних властивостей міцелярних роз­чинів показав, що 20%-на облямівка 5% його розчину може витиснути до 80% за­лишкової нафти, а обводненість продук­ції зменшуватиметься із 100 до 10%. Най­кращі показники витиснення залишкової нафти міцелярними розчинами отримано для нафти Долинського родовища. Так, для даної нафти показник витиснення залишкової нафти становитиме: у разі ви­користання продуктів мирол - 45-58%, КНС - 24-55%, суми рол - 33-75% від­повідно. Тобто, будь-який міцелярний розчин (незалежно від способу отриман­ня) в умовах Долинського родовища за­безпечує достатньо високі показники витиснення, що підтвердило впровадження трьох продуктів (карпатол, мирол, КНС) на нафтових родовищах НГВУ «Долинанафтогаз». Високі показники витиснення залишкової нафти у разі використання міцелярних розчинів отримано також для нафт Битківського (15-64%) гаБугруватівського (32-56%) родовищ. Для решти досліджених нафт вказаний показник не перевищує 45 %.

На основі проведених експериментів для дії на привибійну зону нафтонасиче­них пластів автори пропонують викорис­товувати 5%-ний (за активною речови­ною) міцелярний розчин, що пов'язано зі зниженням міжфазного натягу та зростанням нафтовитисних властиво­стей розчину з підвищенням концент­рації нафтових сульфонатів. Технологія дії полягає в наступному. Концентрат міцелярного розчину розбавляють пріс­ною водою до необхідної концентрації. Перемішують до утворення однорідної суміші. У привибійну зону пласта нагні­тають запланований об'єм міцелярного розчину. Протиснення розчину здійсню­ють пластовою або прісною водою, об­робленою ПАР, чи нафтою. Міцелярний розчин залишають у пласті на 6-24 год. для руйнування водонафтових емульсій та капілярного просочування в низькопроникні зони пласта.

Метод дії на привибійну зону пласта міцелярними розчинами в ВАТ «Укрнафта» впроваджується з 1982 р. в основно­му на родовищах НГВУ «Долинанафтогаз». За цією технологією було проведено понад сто обробок із використанням карпатолу. За період із 1982 по 1994рр. на родовищах НГВУ здійснено 102 обробки ПЗП міцелярними розчинами, за раху­нок чого додатково видобуто 58,5 тис. т нафти. Найбільшу кількість обробок здійснено і найкращі результати одержа­но зі свердловин еоценового покладу До­линського родовища, де додатковий ви­добуток нафти становить у середньому по 760 т на одну операцію. Дещо гірші по­казники мають свердловини еоценового покладу Північнодолинського родови­ща - по 491 т додатково видобутої нафти на одну операцію. Технологічна ефектив­ність обробок свердловин менілітового покладу на Долинському, Струтинсь­кому і Спаському родовищах значно нижча і становить відповідно 160, 130 і 82т додатково видобутої нафти на одну обробку. Успішність обробок ПЗП міце­лярними розчинами на всіх родовищах висока (77,5-85,7 %), а тривалість ефекту становить у середньому 109 діб. У зв'язку з припиненням виробництва карпатолу з 1996 р. на родовищах ВАТ «Укрнафта» застосовують тільки мирол та КНС.

Для досягнення максимальної гли­бини дії у разі використання мінімаль­ної кількості міцелярного розчину його нагнітання здійснюють двома порція­ми: на початку використовують 5%-ний (за активною речовиною) міцелярний розчин, після чого нагнітають міцеляр­ний розчин, що містить 2-3 % нафтових сульфонатів [7]. Вказана кількість на­фтових сульфонатів у другій порції є до­статньою для максимального зниження міжфазного натягу, а втрати на адсорб­цію ПАР на поверхні порових каналів є мінімальними, так як основна кількість ПАР вже адсорбувалася з першої пор­ції міцелярного розчину. Таким чином, друга порція міцелярного розчину одно­часно є і активним розчином, і протискувальною рідиною.

Досвід використання звичайних міцелярних розчинів в умовах Долин­ського нафтопромислового району по­казав, що хоча ефективність повторних обробок є достатньо високою, але вона поступово зменшується зі збільшен­ням кількості проведених обробок. Ос­новною причиною цього є обробка тих самих інтервалів продуктивного плас­та без суттєвого збільшення об'ємів розчину, що нагнітається у пласт. Тому для підвищення ефективності дії міце­лярних розчинів у ході повторної оброб­ки необхідно розробити нові технології, що враховували б неоднорідність ко­лектора за проникністю. Найпростіший шлях розв'язання цього завдання є пор­ційне нагнітання міцелярного розчину в комплексі з тимчасово блокуючою рідиною. Завдяки такій технології за­безпечується поетапний вплив міцелярного розчину на пропластки з різною проникністю за рахунок тимчасового блокування вже обробленого пласта. Як тимчасово блокуючу рідину для ви­користання у таких обробках було за­пропоновано саморуйнівну полімерну систему, в основі якої суміш полімер­ного розчину і а деструкційного агента. За наявності деструкційного агента при пластових температурах розчин буде руйнуватися, тобто поступово втрачати­ме свою в'язкість. При цьому показник в'язкості буде змінюватися від в'язкості полімерного розчину до в'язкості чис­тої води. Залежно від температури та концентрації деструкційного агента час термокислотної деструкції полімеру може становити від 15 хв. до 7 діб. Окрім зменшення в'язкості, також відбуваєть­ся збільшення коефіцієнта відновлення проникності пласта до 95-100%.

Суть запропонованої технології по­лягає в послідовному нагнітанні у пласт міцелярного розчину, саморуйнівної полімерної системи та міцелярного роз­чину упродовж декількох циклів [7]. Як саморуйнівну рідину використову­вали суміш 0,1-3%-ного водорозчин­ного полімеру, який під час деструкції утворює водорозчинні компоненти), та 0,2-5%-ного деструкційного агента. Під час проведення вказаної технології від­бувається нагнітання міцелярного роз­чину та саморуйнівної полімерної сис­теми у високопроникний пропласток. Завдяки створенню високов'язкого бу­фера друга порція міцелярного розчину проникає виключно у низькопроникний пропласток. У процесі освоєння свердло­вини завдяки руйнуванню полімеру буде спостерігатися деблокування високопроникних зон, що забезпечує відновлення роботи всього продуктивного розрізу видобувної свердловини.

Впровадження даного способу про­водилося виключно на нафтових родо­вищах НГВУ «Долинанафтогаз».

Переважно для обробки тільки низькопроникних пропластків, напри­клад за наявності обводненого високопроникного пропластка, пропонується нагнітання міцелярного розчину здійснювати двома порціями, перша з яких додатково містить гам­ма-опромінений поліакриламід (ПАА) (полімер «Полікар»). В основі даної тех­нології є здатність гамма-опроміненого ПАА блокувати перфораційні канали пластів, де відбувається фільтрація роз­чину на першому етапі, і не проникати у поровий простір продуктивного пласта [7]. Завдяки цьому в процесі експлуатації свердловини самочинно відбуватиметь­ся деблокування пластів. Запропонова­на технологія пройшла дослідно-про­мислові випробування на нафтових родовищах НГВУ «Долинанафтогаз».

Випробування синтетичних ПАР для дії на привибійну зону нафтових свердловин розпочато в Долинському нафтопромисловому районі з вико­ристання суміші сульфонолу та ОП-10 або превоцелу із концентрацією у вод­ному розчині 1-3 %. Проведені протягом 80-90 років минулого століття роботи підтвердили той факт, що вказані розчи­ни як за нафтовитисними експеримен­тальними, так і за промисловими дани­ми поступаються міцелярним розчинам. Однак їх застосування є достатньо ефек­тивним, що можна порівняти з ефектив­ністю таких робіт, як кислотні обробки.

На основі проведених лабораторних досліджень концентрацію ПАР у водно­му розчині під час її дії на привибійну зону запропоновано збільшити до 5%. Дослідно-промислові випробування таких висококонцентрованих розчинів ПАР довели ефективність їх застосуван­ня. Але під час використання жиринок­су на двох родовищах ВА'Т «Укрнафта» було встановлено, що вказаний продукт у разі контакту з нафтою утворює емуль­сію, що ускладнює експлуатацію свер­дловини. Пошук шляхів руйнування вказаної емульсії при пластових темпе­ратурах показав, що підкислення системи призводить до поступового розкладу емульсії. Тому для Долинського та Решетняківського родовищ (характеризу­ються утворенням водонафтової емуль­сії в присутності жириноксу) пропонується використання жириноксу за видозміненою технологією. З метою зменшення контакту з нафтою 5%-ний розчин жириноксу нагнітають у пласт між порціями підкисленого розчину жириноксу [7]. Досвід використання запропонованої технології в умовах Долинського родовища підтвердив зроб­лений висновок, що підкислення розчину жириноксу запобігає утворен­ню водонафтової емульсії. У жодній зі свердловин, де проводили обробки з використанням жириноксу, не спостеріга­лось утворення водонафтової емульсії. Використання жириноксу для умов Долинського родовища дещо поступається міцелярним розчинам за своєю ефек­тивністю, яка разом із тим є достатньо високою.

Досвід використання міцеляр­них розчинів на Спаському та Струтинському родовищах показав, що їх ефективність тут значно поступається ефективності їх дії на Долинському або Північнодолинському родовищах.. Особ­ливістю цих родовищ є низькі пластові температури (40-50°С) та наявність у нафті значної кількості асфальтосмолопарафінистих речовин. Такі умови спричиняють випадання важких ком­понентів нафти вже у привибійній зоні. Низькі пластові температури послаб­люють можливість ефективного від­мивання вуглеводневих відкладів мі­целярними розчинами. Тому для умов низькотемпературних родовищ пропонується обробку поверхнево-ак­тивними речовинами здійснювати цик­лічно із застосуванням різних розчинів ПАР за механізмом відмивання. Напри­клад, для Спаською та Струтинського родовищ дію на продуктивний пласт потрібно чинити послідовно, викорис­товуючи 5 %-ний розчин жириноксу або прогаліту, а потім уже міцелярний розчин [7]. Застосування жириноксу та прогаліту пов'язано з їх здатністю ефективно відмивати залишкову нафту за низьких температур та диспергувати або розчиняти важкі компоненти на­фти, що відклалися на поверхні поро­ди. Міцелярний розчин, що нагнітають услід, буде відмивати ті компоненти, що не відмиті під час використання неіоногенних ПАР, та руйнувати водонафтові емульсії. Дослідно-промислові випро­бування запропонованої технології у свер­дловинах Струтинського та Спаського родовищ дали змогу підняти додатковий видобуток нафти на 100-200 т порівня­но з технологією із використанням лише міцелярних розчинів.

Особливе місце серед методів дії з використанням ПАР займають об­робки газових та газоконденсатних свердловин. На відміну від обробок нафтових свердловин, нагнітання ПАР повинно забезпечити нормальну робо­ту газової свердловини за рахунок винесення з вибою та привибійної зони води та конденсату, що осідають там у процесі експлуатації і знижують дебіт свердлови­ни. Під час переходу свердловин на піз­ню стадію експлуатації ПАР повинні також забезпечувати зниження при­пливу пластової води. Винесення води та конденсату з газової свердловини до­сягається як за рахунок їх солюбілізації у водному розчині ПАР, так і за рахунок переходу у структуру пінної системи.

Першою технологією в цьому напря­мі був спосіб, що включав послідовне нагнітання у пласт водопоглинача (ме­танолу) та циклічне нагнітання метанольного розчину поверхнево-активної речовини, диспергованої газоподібним агентом із продавлюванням кожного циклу вуглеводневим газом високо­го тиску [7]. Як ПАР використовували ТЕ.АС-М при концентрації 0,5%, а як газоподібний агент - той же вуглевод­невий газ. Застосування даного способу забезпечувало висушування продук­тивного пласта від води за допомогою нагнітання метанолу окремо у складі пінної системи і обробку продуктивно­го пласта на значній глибині за рахунок використання пінної системи та її додат­кового протискування вуглеводневим газом, що не перешкоджає проникності газового пласта. Дослідно-промислові випробування та подальше впровадження запропонованої технології під­твердили високу її ефективність. У ре­зультаті отримано високий коефіцієнт успішності (понад 80 %) та значний при­ріст видобутку газу та конденсату.

Використання даного способу по­казало, що, незважаючи на високу ефективність, він має і деякі недоліки: по-перше, під час контакту метанолу з високомінералізованою водою у плас­тових умовах відбувається висалюван­ня солей із пластової води, що призво­дить до блокування пласта; по-друге, пінна система на основі метанолу має низькі значення піноутворюючої здат­ності, оскільки метанол є піногасником; по-третє, низька концентрація ПАР у розчині не розрахована на знач­ні глибини обробки пласта та втрати на адсорбцію ПАР на поверхні породи. Тому для підвищення ефективності та­ких обробок автори [7] пропонують техно­логію дії проводити наступним чином. У пласт послідовно нагнітають газований підкислений (до 3%-ної соляної кислоти) розчин метанолу, вуглеводне­вий газ із високим тиском, циклічно газований розчин суміші ПАР та спирту (0,5-10% ПАР із піноутворюючими та гідрофобізуючими властивостями, 3-30% етиленгліколю або діетиленгліколю та пластова вода) і вуглеводневий газ із високим тиском. При цьому для повно­го адсорбування ПАР на поверхні нагнітання газованого спиртового розчину ПАР та його протискування здійснюють у декілька етапів, із різними процент­ними концентраціями ПАР та спирту в кожному циклі закачування, а також витримуючи в часі на кожному етапі. Підкислення метанолу соляною кис­лотою попереджує висалювання солей із пластової води із мінералізацією по­над 100 г/л, підвищує стабільність пін­ної системи та спінювання конденсату за рахунок використання етилен або діетиленіліколю. Підвищення концент­рації ПАР до 5-10% у першій порції та витримування на адсорбцію дає мож­ливість адсорбувати на віддалі від ви­бою значну кількість ПАР, що під час наступної експлуатації свердловини буде надходити у потік пластових флюїдів і покращувати роботу газової свердло­вини. Використання даного способу, названого технологією газованого піноутворювача, дало змогу підтримувати успішність проведених робіт на такому ж рівні, як і під час застосування про­тотипу. Додатковий видобуток газу та конденсату, незважаючи на ускладнен­ня умов видобутку, також залишається на високому рівні [7].