CC BY
44
УДК 622.276.6
Ю. Ф. Гущина (к.т.н., м.н.с.), Л. А. Ипполитова (инж.), Е. К. Нискулов (вед. инж.), В. Н. Хлебников (д.т.н., зав. лаб.)
Новый метод селективного регулирования проницаемости и повышения нефтеотдачи истощенных пластов. Сообщение 1. Исследование самопроизвольного образования эмульсий в пористой среде
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, кафедра физической и коллоидной химии 119991, г. Москва, Ленинский проспект, 65, корп. 1, ГСП -1, В-296; тел. (499) 2339225, факс (8499) 1358895, e-mail: [email protected]
Ju. F. Guschina, L. A. Ippolitova, E. K. Niskulov, V. N. Khlebnikov
A new method for selective regulation of permeability and enhanced recovery of depleted reservoirs. Report 1. Investigation of the spontaneous formation of emulsions in porous media
Gubkin Russian State University of Oil and Gas 65, Leninskii Pr, 119331, Russia, Moscow; ph. 4992339589, fax 4991358895, e-mail: [email protected]
Исследовано образование в пористых средах эмульсий из остаточной нефти и раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ) и их влияние на проницаемость сред для воды. Показано, что эмульсии из остаточной нефти способны эффективно снижать проницаемость для воды пористых сред с остаточной нефтенасыщеннос-тью, что позволяет рекомендовать их для применения в потокоотклоняющих технологиях очагового и площадного типа.
Ключевые слова: заводнение; микроэмульсии; ПАВ в нефтедобыче; повышение нефтеотдачи; потокоотклоняющие технологии.
В России для повышения нефтеотдачи широко применяются потокоотклоняющие технологии 1, сущность которых заключается в том, что регулируется проницаемость неоднородного по проницаемости (гетерогенного) пласта. При этом за счет закачивания осадко -и гелеобразующих составов, полимер-дисперсных систем и т.п. снижают проницаемость во-допроводящих промытых каналов и пропласт-ков неоднородного коллектора, что позволяет перераспределить потоки закачиваемой воды по разрезу и простиранию пласта 1. При этом наиболее эффективными являются потокоот-клоняющие составы, обеспечивающие селективное регулирование проницаемости неодно-
Дата поступления 29.09.11
Studied the formation of emulsions in porous media from residual oil and surfactant solution and their influence to permeability of the media for water. Mechanism of action of self-emulsifying solution lies in the fact that due to contact of an aqueous solution of specially selected surfactant-emulsifier with residual oil in the reservoir formed viscous inverse emulsion, voluminous long as residual oil. Shown that the emulsion of residual oil can effectively reduce the permeability of porous media for water with residual oil saturation, this allows us to recommend them for use in diverter technologies of chamber and area type.
Key words: enhanced oil recovery; surfactants in oil production.
родного пласта, т.е. в максимальной степени снижающие проницаемость высокопроницаемых пористых сред и в минимальной степени — проницаемость нефтенасыщенной и/или низкопроницаемой породы. Механизм селективной водоизоляции в нагнетательных и добывающих скважинах описан в работах 1-3.
Потокоотклоняющие технологии позволяют повысить эффективность основного метода добычи нефти — заводнения пластов. Их применение позволяет получать дополнительную нефть из истощенных месторождений с высоким технологическим эффектом (более 100 т дополнительной нефти на 1 т реагентов). Систематическое внедрение потокоотклоняющих
технологий увеличивает коэффициент извлечения нефти обрабатываемых участков месторождений на несколько процентов.
Представляется перспективным использовать в потокоотклоняющих технологиях в качестве компонента тампонажной массы остаточную пластовую нефть, имеющуюся в приза-бойной зоне пласта нагнетательных скважин. Данная нефть не представляет практической ценности, так как ее невозможно добыть при использовании любой известной технологии.
При применении ПАВ для повышения нефтеотдачи одной из важнейших причин потерь ПАВ является защемление в поровой среде пласта набухших мицелл ПАВ и глобул микроэмульсий т. е. фильтрация раствора ПАВ в нефтенасыщенной пористой среде может привести к образованию частиц эмульсий (микроэмульсий) из ганглий остаточной нефти. Самопроизвольное образование микрогетерогенных систем возможно только при очень низком межфазном натяжении. Поэтому для получения обратных эмульсий (микроэмульсий) в пористой среде необходимо использовать высокоэффективные ПАВ, обеспечивающие сверхнизкое поверхностное натяжение на границе нефть/раствор ПАВ (по-видимому, менее 0.01 мН/м).
Суть исследуемого метода заключается в закачке в пласт раствора высокоэффективного ПАВ, способного самопроизвольно образовывать из остаточной нефти высоковязкие обратные эмульсии (микроэмульсии), занимающие значительно больший объем, чем исходная остаточная нефть. Защемление частиц эмульсий в порах будет приводить к снижению проницаемости, т. е. тампонажная масса в пласте возникнет за счет модификации остаточной нефти.
Для исследования были выбраны составы, способные снижать проницаемость в результате внутрипластового самопроизвольного образования обратных эмульсий — назовем их самоэмульгирующимися растворами (СЭР). СЭР
представлял собой водный раствор (дисперсию) маслорастворимого ПАВ в минерализованной воде (в модели воды Арланского месторождения, плотностью 1100 кг/м3) с вязкостью мало отличной от вязкости закачиваемой воды.
Методика проведения экспериментов
При выборе методики фильтрационного эксперимента исходили из того, что целью работы является исследование нового типа составов для повышения нефтеотдачи, т.е. без привязки к условиям конкретного месторождения или пласта. В подобных исследованиях свойства пористых сред должны хорошо воспроизводиться. Поэтому в фильтрационных экспериментах использовали насыпные модельные пористые среды (модели пласта) с остаточной нефтенасыщенностью. Корпуса моделей пласта из нержавеющей стали набивали гидрофильным кварцевым песком и насыщали моделью воды Арланского месторождения плотностью 1100 кг/м3 (солевой состав модели воды близок к пластовой и закачиваемой водам месторождения). Затем пористые среды в ходе фильтрации насыщали изовискозной моделью нефти Арланского месторождения (вязкость 21.3 мПа-с, плотность 877 кг/м3 при 22 оС). В пористой среде моделировали остаточную неф-тенасыщенность путем вытеснения нефти водой до 100% обводненности продукции на выходе и стабилизации перепада давления. Затем в модель пласта закачивали композиции реагентов и фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления. Результаты экспериментов приведены в табл. 1—2.
В работе использовали модели пористых сред с проницаемостью 0.4—1.6 мкм2, что близко к проницаемости пластов Арланского месторождения 5, а также модель трещин, которая представляла собой пористую среду из крупнозернистого песка с проницаемостью 3.89 мкм2.
Таблица 1
Характеристика нефтенасыщенных моделей пласта
№ Проницаемость, мкм2 Длина*, см Нефтенасыщенность, % Скорость фильтрации, м/сут
по воде по нефти с остаточной водой по воде с остаточной нефтью начальная остаточная
2 1.53 1.36 0.617 26.2 82.5 25.4 4.5
7 1.61 1.44 0.674 26.2 83.4 25.6 4.5
10 0.754 0.707 0.305 24.3 83.7 24.0 4.4
12 0.405 0.384 0.155 24.5 83.8 26.8 3.1
14 3.89 3.19 1.13 26.2 84.6 26.8 4.2
15 1.62 1.40 0.638 25.4 83.8 25.8 4.4
17 1.51 1.15 0.662 26.3 82.4 23.7 4.4
18 0.810 0.642 0.339 25.3 84.2 25.4 5.2
Результаты фильтрационных экспериментов при 21-23 оС
Таблица 2
Примечания: плотность воды 1100 кг/м3, 2 — за вычетом объема закаченного растворителя, 3 — плотность растворов 1100 кг/м3, 4 — максимальные факторы сопротивления.
№ Закачиваемый агент Объем закачки, п.о. Перепад давления, МПа Фактор сопротивления Коэффициент нефте вытеснения Д, % ДД % Проницаемость по воде, мкм2
текущий максимальный
2 Вода 1 10.12 0.00786 - 1 69.2 — 0.617
10 г/л СЭР 0.50 0.0350 - 6.2 69.5 0.3 —
Вода 5.40 0.351 0.588 50 73.1 3.9 0.0123
Нефрас 120/200 0.40 0.0394 — 3.73 73.1 3.9 —
Вода 3.30 0.0205 - 2.76 79.9 10.7 2 0.224
7 Вода 11.07 0.0072 — 1 69.3 — 0.674
10 г/л СЭР 0.50 0.0606 0.0606 19 69.5 0.2 —
Вода 4.16 0.361 0.838 50 72.8 3.5 0.424
10 Вода 11.00 0.0148 — 1 71.3 — 0.305
10 г/л СЭР 0.50 0.339 0.339 24 71.3 0 —
Вода 5.06 0.770 1.47 52(964) 73.0 1.7 0.00582
10 г/л АФ-12 0.50 0.0361 — 1.70 74.1 2.8 —
Вода 2.73 0.0248 — А 75.9 4.6 0.184
12 Вода 10.20 0.0231 — 1 68.0 — 0.155
10 г/л СЭР 0.50 0.134 0.147 5.2(10.54) 68.0 0 —
Вода 3.96 1.25 2.16 54(96.54) 69 1.0 0.00287
10 г/л АФ-12 3 0.501 0.0451 - 1.66 70.4 2.4 —
Вода 2.48 0.0446 0.0446 1.70 72.3 4.3 0.0912
14 Вода 11.02 0.00429 - 1 68.6 — 1.13
10 г/л СЭР 0.50 0.00529 0.00529 1.20 68.6 0 —
Вода 4.56 0.519 0.883 119(2074) 82.4 13.8 0.00950
10 г/л АФ-12 3 0.50 0.00809 0.857 1.54 84.6 16.0 —
Вода 3.39 0.00449 — 1.07 88.4 19.8 1.056
15 Вода 11.05 0.00739 — 1 69.2 — 0.638
10 г/л СЭР 0.50 0.0121 0.0121 1.7 69.2 0 —
Вода 5.16 0.383 0.675 51.2(964) 75.5 5.3 0.0125
10 г/л АФ-12 3 0.50 0.0183 0.780 2.31 75.5 6.3 —
Вода 3.38 0.0105 — 1.43 80.1 10.9 0.446
17 Вода 9.06 0.00737 — 1 71.1 — 0.6620
10 г/л СЭР 1.00 0.349 0.480 48 71.1 0 0.0138
Вода 4.26 1.562 2.03 216 90.2 19.1 0.0031
10 г/л АФ-12 3 0.502 0.0247 2.57 2.36 92.1 21.0 0.2805
Вода 2.67 0.0127 — 1.73 93.4 22.3 0.3827
10 г/л АФ-12 3 0.50 0.0119 — 1.57 93.4 22.3 0.4217
Вода 2.30 0.00966 — 1.31 93.6 22.5 0.5053
18 Вода 10.78 0.0166 — 1 69.8 — 0.6620
1.0 г/л СЭР 1.00 0.0173 0.0173 1.03 69.8 0 0.6427
Вода 6.04 0.075 0.133 4.2 71.5 1.7 0.1576
1.0 г/л СЭР 3 1.00 0.107 — 6.48 71.7 1.9 0.1022
Вода 5.40 0.259 0.278 15.1 72.8 3.0 0.0438
Использованные в фильтрационных экспериментах модели пористых сред обладали близкими свойствами. Данные, представленные на рис.1, показывают, что проницаемость по нефти (с остаточной водой) линейно зависит от проницаемости пористой среды. Зависимость проницаемости по воде с остаточной
нефтенасыщенностью описывается гладкой кривой (рис. 1). Начальная и остаточная неф-тенасыщенности (после первичного вытеснения нефти водой) для всех пористых сред были близки и практически не зависели от проницаемости (рис. 2).
Потокоотклоняющие технологии воздействуют на призабойную зону пласта (ПЗП) и ближнюю к ней межскважинную зону, поэтому была выбрана скорость фильтрации, превышающая в 3—6 раз среднюю скорость вытеснения нефти водой в реальном пласте.
Действие композиций оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пористой среды (модели пласта):
R = (APl/Ql)/(APi/Q]),
где R — фактор сопротивления;
APi и Qi — текущие перепад давления и расход; APt — установившийся перепад давления при первичной фильтрации воды;
Qi — средняя скорость фильтрации.
В случае установившейся фильтрации:
Я = R-ocm. = k\/k2,
где Rocm. — остаточный фактор сопротивления;
k, и k2 — проницаемости пористой среды до и после воздействия соответственно. Для характеристики фильтрационных свойств композиций использовали: Room. и максимальный фактор сопротивления
В большинстве фильтрационных экспериментов в конце опытов исследовали составы для внутрипорового разрушения эмульсионных составов с использованием растворов Нео-нола АФ-12 (АФ-12) и нефтяного растворителя Нефрас 120/200 6.
100 90 80 70 60 60 40 30 20 10 Ф
Начальная нефтенасыщемность
-ww*-
Остаточная нефгенасы ¡ценность
1 1,9 2 2,9 3 3,6
Проницаемость по аода, мкм2
Рис. 2. Зависимость нефтенасыщенности пористых сред от исходной проницаемости по воде
Результаты и их обсуждение
Закачка СЭР в пористую среду с остаточной нефтенасыщенностью приводила к быстрому росту перепада давления и снижению проницаемости пористой среды для воды (табл. 2—3, рис. 3—4). Последующая закачка минерализованной воды первоначально также сопровождалась ростом перепада давления и дальнейшим снижением проницаемости пористых сред. Затем перепад давления уменьшался, однако исходная проницаемость пористых сред для воды не восстанавливалась. Снижение перепада давления всегда сопровождалось вытеснением части остаточной нефти, ростом коэффициента вытеснения нефти и снижением нефтенасыщенности моделей пласта.
1,9 г 2,9 3 3,9 Проницаемость но воде, мкм2
Рис. 1. Графические зависимости проницаемости пористых сред по нефти с остаточной нефтью (верхняя прямая) и по воде с остаточной нефтью (нижняя кривая) от исходной проницаемости пористых сред по воде (100% водонасьнценность)
Рис. 3. Динамика фильтрации (опыт 17). Порядок закачки: вода (9.06 и.о.), 1% СЭР (1 п.о.), вода (4.26 п.о.), 1% АФ-12 (0.50 п.о.), вода (2.67 и.о.), 1% АФ-12 (0.50 п.о.), вода (2.30 и.о.)
Степень HKiMMiRi npouutwrra - 76,3%
R-IJI
80
§ 70
X
X
^ 60 ■ I
■& 50
| 40 я
30 20 10
0
20 25 30
Обьем закачки, п.о.
Рис. 4. Динамика фильтрации (опыт 18). Порядок закачки: вода (10,78 п.о.); 0,1%СЭР (1 п.о.), вода 6,04 п.о.); 0,1%СЭР (1 п.о.); вода (5,40 п.о.).
При закачивании 0.5 и.о. 10 г/л СЭР в пористые среды с ироницаемостью 0.4—1.6 мкм2 максимальные факторы сопротивления составили 88—100, а остаточные факторы — около 50. В случае модели мелких трещин (опыт 14) максимальные и остаточные факторы сопротивления были существенно выше и составляли, соответственно, 207 и 119. Степень вытеснения остаточной нефти при закачивании 0.5 п.о. 10 г/л СЭР менялась в очень широком интервале от 3.1 до 66.1 %.
Данные табл. 2—3 показывают, что при одинаковом объеме закачки 10 г/л СЭР значения максимальных и остаточных факторов сопротивления мало зависят от исходной проницаемости пористых сред. Однако самые высокие значения факторов сопротивления достигнуты в эксперименте с особо высокопроницаемой пористой средой (моделью трещин).
При последовательной закачке в модель пласта с проницаемостью 0.81 мкм2 СЭР с концентрацией ПАВ, равной 1 г/л, и воды также
наблюдались рост перепада давления и снижение проницаемости для воды пористой среды с остаточной нефтенасыщенностью: максимальный и остаточный факторы сопротивления были равны соответственно 22.5 и 15.1. В результате последовательной закачки СЭР и воды нефтенасыщенность модели пласта в опыте 18 снизилась на 9.9%.
Проведенный эксперимент показал, что СЭР с концентрацией 1—10 г/л позволяют эффективно снижать проницаемость для воды пористых сред с остаточной нефтенасыщенно-стью. СЭР обладают высокой нефтевытесняю-щей способностью по отношению к остаточной нефти, что указывает на низкие поверхностные натяжения на границе раздела нефть—раствор ПАВ. При этом остаточные факторы сопротивления мало зависят от степени вытеснения остаточной нефти, т.е. для образования тампонажной массы в пласте требуется минимальное количество остаточной нефти.
Результаты опыта 18 (закачка СЭР с концентрацией 1 г/л) показывают, что СЭР могут быть использованы не только в технологиях очаговой обработки, но и в технологиях площадного воздействия (закачка растворов в пласт через систему поддержания пластового давления).
Для оценки влияния количества закачанного ПАВ из состава СЭР на результаты эксперимента была построена зависимость максимального и остаточного факторов сопротивления от произведения концентрации ПАВ в СЭР (г/л) на объем закачки состава (в п.о.). Как видно на рис. 5, степень снижения проницаемости быстро растет по мере увеличения количества ПАВ (из состава СЭР), закачанного в пористую среду. Экспериментальные зависимости максимального и остаточного факторов сопротивления от объема закачки ПАВ описываются следующими уравнениями:
Таблица 3
Влияние закачки СЭР на проницаемость гидрофильных пористых сред (21-23 оС)
25
20
10
Фактор сопротивления Степень вытес-
Проницае- Концен- Общий объем нения остаточной
№ мость по воде, мкм2 трация СЭР, г/л закачки раствора СЭР, п.о. максимальный остаточ-ный нефти в результате закачки СЭР и, затем, воды, %
12 0.405 10 0.5 96.5 54.0 3.1
10 0.754 10 0.5 96.0 52.4 5.9
14 3.89 10 0.5 207 119 43.9
2 1.53 10 0.5 88.0 50.0 12.7
7 1.61 10 0.5 100 50.2 11.4
15 1.62 10 0.5 51.2 96.0 17.2
17 1.51 10 1.0 519 216 66.1
18 0.810 1.0 2.0 (1.0+1.0) 22.5 15.1 9.9
Кох = 6.177 • (Ссэр • РУ)1758 (фактор линейной корреляции 0.98);
Кт= 3.575 • (ССэр • РУ )1689 (фактор линейной корреляции 0,99);
где Ссэр — концентрация ПАВ в СЭР, г/л; РУ — объем закачки, п.о.
500 -
а
5 х
ш
ч
а 400 -
©
а с
13
о
|| 300 -
я о в я
а
| 200 -■&
а
0 и
1 100 -
0 -
0 2 4 6 8 10
Количество закаченного реагента [СЭС] (г/л) * Объем оторочки (п.о.)
Рис. 5. Зависимость факторов фильтрационного сопротивления от объема закачки СЭР
Столь сильная зависимость факторов сопротивления от объема закачки дополнительно подтверждает, что СЭР перспективны для использования в площадных технологиях - чем в большей степени скважина участка принимает воду (СЭР), тем в большей степени ее приемистость будет снижена в результате воздействия.
Разборка моделей пласта после фильтрационных экспериментов с 10 г/л СЭР показала, что начиная от входа в модель, приблизительно 40—45 % порового объема практически не содержит остаточной нефти. Оставшаяся же часть порового пространства окрашена нефтью в большей степени, чем перед закачкой СЭР.
Результаты фильтрационных исследований позволяют понять механизм действия СЭР. В ходе закачки и последующей продавки водой СЭР вытесняет остаточную нефть из части пористой среды, формируя нефтяной вал.
При этом компоненты СЭР переходят в нефть. Затем из СЭР, вала остаточной нефти и минерализованной воды образуются вязкие обратные эмульсии (микроэмульсии), снижающие проницаемость пористой среды. В тот момент, когда обратные эмульсии достигают высокой вязкости и заполняют большую часть пор движение нефтяной и эмульсионной фаз прекращается. В дальнейшем вода фильтруется через слой обратной эмульсии (по-видимому, вдоль поверхности гидрофильного кварцевого песка) только при высоких градиентах давления.
Таким образом, проведенные исследования показывают, что СЭР является высокоэффективным реагентом для снижения проницаемости пористых сред и может быть применим как при очаговом, так и при площадном воздействии.
Механизм действия СЭР заключается в том, что в результате контакта водного раствора специально подобранного ПАВ-эмульгатора с остаточной нефтью в пласте образуются вязкие обратные эмульсии, занимающие больший объем пор, чем остаточная нефть, т.е. тампо-нажная масса в пласте формируется из остаточной нефти и воды под действием эмульгатора.
Обычно маслорастворимые ПАВ, подходящие для приготовления СЭР, легко растворимы в воде, т.к. не образуют при этом гелеоб-разные структуры и имеют низкую температуру замерзания, что позволяет использовать технологию в осенне-зимний период. Для приготовления СЭР не требуется пресной воды.
Литература
1. Лозин Е. В., Хлебников В. Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи.— Уфа: Башнипинефть, 2003.— 236 с.
2. Лозин Е. В., Хлебников В. Н. // Нефтяное хозяйство.— 2003.— №6.— С. 46.
3. Хлебников В. Н. // Труды Казанского государственного технологического университета.-2003.- №2.- С.282.
4. Kalpakci B., Arf T.G., Barker J.W. et al. The low tension polymer flood approach to cost-effective chemical EOR. // SPE/DOE 20220 presented at the 7th SPE/DOE Symp. on EOR.- Tulsa.- 2225 April.- 1990.- Р.475.
5. Баймухамметов К. С., Гайнуллин К. Х., Сырт-ланов А. Ш., Тимашев Э. М. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения.- Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1997.- 368 с.
6. Хлебников В. Н., Гущина Ю. Ф., Винокуров В. А. //Баш. хим. ж.- Т.18, №4.- С43.
Исследование проводится в рамках Федеральных целевых программ «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России на 2009—2013 годы» и «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007—2013 годы».
