Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м  и  увеличивается  краевой  угол смачивания  кварцевой  пластинки  от  18 до 27°. Сле­довательно, натяжение  смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05-0,1 % [3].

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть-вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может суще­ственно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обыч­ного  заводнения  пласта, так  как капиллярные  силы  хотя и сни­жены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окружен­ную водой в крупных порах (рис. 1). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных по­рах заводненной части пласта, но несущественному.

Рис. 1. Зависимость остаточной нефтенасыщенности S_он от межфазного натяжения на контакте нефть - вода σ

Эффективность водных растворов ПАВ. Прове­денные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву оста­точной нефти из заводненных пластов показали, что водные рас­творы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5-3 %. Это соответствует фундамен­тальным теоретическим представлениям о процессе.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искус­ственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10-15 % [3].

Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объяс­няется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.

Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ про­водится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщенности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5 - 7 % (рис. 2). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-ис­следовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увели­чение коэффициента вытеснения при разных концентрациях рас­творов.

Более высокая эффективность вытеснения нефти водным рас­твором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, оче­видно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытесне­ния нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

Рис. 2. Зависимость коэффициента вы­теснения βв от объема τ жидкости, про­качанной через однородный образец.

Вытеснение нефти:  1- водой; 2 - 0,05 %-ным раствором ОП-10

По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5-8 мН/м) способны увели­чивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2-5 % по сравнению с обычным заводне­нием, если применять их с начала разработки.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного при­тяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Квар­цевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удель­ной  поверхностью   (до 0,5-1,2  м2/г)  и значительно   большей адсорбционной активностью (табл. 1). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1-2 кг/м3 породы или 5-10 кг/м3 пористой среды.

В полимиктовых  коллекторах  и  алевролитах, согласно исследо­ваниям Всесоюзного  нефтегазового научно-исследовательского  института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук),  адсорбция  ПАВ в 5-6 раз  выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2 - 5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м³ пористой среды. Причем адсорб­ция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварце­вых коллекторов составляет 500-600 см²/см³, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов – 5000-15 000см²/см³, то на 1 м² поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02- 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах дости­гает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10 - 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25-100 тыс. т в слу­чае полимиктовых коллекторов.

Таблица 1

Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов

в нефтяных пластах

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

Площадь участка, га…………………………………………………………………2000

Толщина пласта, м………………………………………………………………..........3,6

Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19

Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12

Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16

Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625
Число добывающих скважин:

всего …………………………………………………………………………………… 85

первых рядов…………………………………………………………………………... 34

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вна­чале - (в объеме 10-20 м³ на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·10⁶ м³ воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А_2-3, А_4-5, Б₈ и Б₁₀.

Площадь участка, га……………………………………………………………….2700

Средняя толщина пласта,  м…………………………………………………………12

Средняя  вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5

Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24

Число добывающих  скважин ………………………………………………………116

Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800

Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м³ воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10^-3 мкм²), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м³ объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м³ объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2).

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.

Таблица 2 

Удельные показатели применения водорастворимых ПАВ

для вытеснения нефти 

В США водные растворы ПАВ с малой концентрацией (0,05 - 0,1 % ) изучались в лабораториях и испытывались в 50-60-х годах в небольших масштабах на отдельных месторождениях. По ним не было получено удовлетворительных результатов. Из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентри­рованных водных растворов ПАВ в настоящее время они не испытываются совсем и не планируются к применению в будущем [44].

Недостатки метода. Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это видно из изложенного, заключается в большом межфазном натя­жении между нефтью и раствором и высокой адсорбции хими­ческого реагента на породе. Он ставит под сомнение их примене­ние с целью повышения вытесняющей способности воды.

Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ (неионогенных) также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся:

слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35-40 % ) и повышенная способность загрязнения окружающей среды;

высокая чувствительность к качеству воды - содержание кис­лорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в со­стоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора.

Будущее метода. Эффективность применения водных растворов неионогенных ПАВ для повышения коэффициента вы­теснения нефти из продуктивных пород увеличивается с повыше­нием степени неоднородности структуры порового пространства и гидрофобности их поверхности.

Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследова­ний метода и состояния структуры запасов нефти, можно одно­значно предполагать, что применение водорастворимых неионоген­ных ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях в традиционном направлении для увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограничен­ную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-Поволжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобы­вающих районах (Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефте­носные полимиктовые пласты обладают высокой глинистостью и адсорбционной активностью.

В залежах со слабопроницаемыми карбонатными пластами применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может быть достаточно эффективным и в будущем, видимо, получит развитие.

В будущем применение неионогенных водорастворимых ПАВ в промышленных масштабах можно предполагать в трех направ­лениях:

1)     обработка    призабойных   зон    нагнетательных   скважин с целью повышения их приемистости;

2)     нагнетание слабоконцентрированных (0,05-0,5 % ) и высококонцентрированных   (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов, обеспечения удовлетворительной приемис­тости скважин, снижения набухаемости глин и давления нагнетания, повышения охвата заводнением за счет увеличения работающей толщины пласта, уменьшения коррозии и др.;

3)     создание   эффективных композиций из смесей продуктов с различной степенью оксиэтилирования и высококонцентрированных растворов с содержанием 5-10 % ПАВ, но обязательно с низким межфазным натяжением к нефти (менее 0,01-0,05 мН/м).

Как показывают предварительные исследования ИНХ СО АН СССР и НПО «Союзнефтепромхим», создание таких композиций на основе неионогенных ПАВ в принципе возможно. Контрольные исследования эффективности микроэмульсий на основе компози­ций, проведенные в БашНИПИнефти и ПермНИПИнефти, пока­зали, что они способны увеличить коэффициент вытеснения на 17 - 25 % за счет доотмыва остаточной нефти. Однако эти композиции образуют растворы с большим содержанием нефти, и до широкого промышленного применения композиций неионогенных ПАВ, также как и слабоконцентрированных растворов для заводнения плотных коллекторов, требуется проведение широких исследований и целе­вых опытно-промышленных испытаний в различных условиях на конкретных месторождениях.