Давно замечено, что нефтевытесняющая способность собственных пластовых вод (по сравнению с поверхностными) повышенная. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется не плохими качествами вод, а неоднородностью строения пластов, наличием многочисленных зон, не промываемых водой. Поверхностные воды (речные, озёрные, подрусловые) в пластовых условиях при нагнетании их в залежи с малополярными нефтями (типа татарских и башкирских нефтей) могут развивать высокое капиллярное давление в пористой среде пласта вследствие повышения их температуры и улучшения смачивающих свойств. В этом случае вытесняющие свойства их будут более низкие, чем для собственных пластовых вод.
Ключевые слова: месторождение, поверхностно активные вещества, заводнение, разработка
В ПАО «Роснефть», что является одной из основных компаний нефтегазового комплекса Российской Федерации (68,3 % добычи нефти с конденсатом и 10,6 % газа), определились две негативные тенденции. Это, во-первых, отставание темпов воспроизводства минерально-сырьевой базы от темпов добычи углеводородов и, во-вторых, переход большинства высокопродуктивных месторождений в завершающую стадию разработки, которая характеризуется прогрессирующим истощением пластовой энергии, обводнением скважин и ростом доли трудноизвлекаемых запасов.
Если не препятствовать развитию этих тенденций, то при существующих темпах добычи уже к 2020 г. рентабельные (активные) запасы нефти приблизятся к исчерпанию и под вопросом будет не только дальнейший рост добычи, но и сохранение достигнутого уровня.
Разработка месторождений с труднодобываемыми запасами нефти осуществляется низкими темпами и, как показывает опыт, конечная нефтедобыча в таких случаях не превышает 30 % от начальных балансовых запасов [1, с. 107]. В таких условиях одним из направлений стабилизации и наращивания добычи нефти является внедрение методов повышения нефтевыработки. Сейчас на месторождениях Российской Федерации, в т. ч. и ПАО «Роснефть», среди большого арсенала известных методов применяют только заводнение, которое постепенно, с переходом подавляющего большинства нефтяных месторождений на позднюю стадию, теряет свою эффективность. Однако оно приводит к преждевременному обводнению продукции добывающих скважин, интенсивному снижению дебита нефти и, как следствие, остановки скважин, приобретения ими статуса нерентабельных. Особенно это характерно для месторождений с высоковязкими нефтями, например Канегорского (горизонты В-18–В-14), что охвачено системой заводнения, а текущий коэффициент нефтедобычи составляет 6,9 % при условии реализации добывающих запасов 31,6 % и обводненности 47,6 %.
Канегорское месторождение характеризуется высокой сложностью геологического строения и условий нефтедобычи продуктивных пластов. Разработка залежей нефти осложняется блочным геологическим строением, значительной неоднородностью коллекторских свойств продуктивных пластов с нефтью вязкостью 19,9–40 мПа с в пластовых условиях и плотностью 892,1–898,5 кг/м3 [2, с. 66]. Запасы нефти месторождения по проектным технико-экономическим показателям, могут быть изъяты только при условии использования известных методов повышения нефтедобычи.
Для решения этой проблемы в нефтедобывающей отрасли все чаще применяют растворы полимеров, которые характеризуются высокой вязкостью, тиксотропностюь, псевдопластичностью. Потребность в полимерах оправдана тем, что они способны влиять на реологические свойства водных систем и образовывать гели необходимой вязкости.
Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения нефти за счет снижения соотношения подвижности нефти и воды М = (кв/μв)/(кн/μн). По коэффициента М, близкого к 1, вытеснение будет наиболее эффективным. Анализ соотношения показывает, что получить высокий эффект от вытеснения можно с помощью:
‒ снижение эффективной проницаемости для воды;
‒ уменьшение вязкости нефти;
‒ повышение вязкости воды;
‒ увеличение эффективной проницаемости для нефти.
Самый простой путь — увеличение вязкости воды путем добавления в нее полимеров. Полимеры широко используют в мировой практике как агенты для повышения коэффициента извлечения нефти.
Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера в воду для уменьшения ее подвижности. Использование полимеров дает возможность в значительной степени снизить проницаемость по водной фазе, выровнять фронт вытеснения нефти водой, продлить безводный период эксплуатации скважин, что в конечном итоге способствует увеличению полноты извлечения нефти.
Полимерное заводнение широко используют на месторождениях с высоковязкими нефтями. Например, на базе реагентов компании SNF FlOERGEL осуществляют полимерное заводнение: США (9 проектов), Канада (33 проекта), Бразилия (4 проекта), Индонезия (2 проекта), Венесуэла (2 проекта), Аргентина (1 проект), Колумбия (1 проект), Ангола (1 проект), Девясил (1 проект), Австрия (1 проект), Франция (1 проект), Англия (1 проект).
По результатам многолетних исследований и промысловых испытаний водорастворимых полимеров в процессах бурения и интенсификации нефтедобычи сформулированы основные требования, которые должны удовлетворять полимеры:
‒ быстро и полностью растворяться в воде;
‒ не изменять физико-химических свойств со временем и под действием действия температуры;
‒ быть устойчивыми к высаливанию в пластовых водах;
‒ эффективно задерживать воду при небольших концентрациях;
‒ фильтроваться через пористый фактор сопротивления, но вместе с тем адсорбция полимера из раствора в пористой среде должна быть минимальной для обеспечения продвижение оторочки реагента на значительное расстояние по пласту;
‒ не создавать неоправданно высокого давления на пласт в процессе нагнетания;
‒ не вызывать коррозии оборудования;
‒ не быть токсичными [3, с. 49].
В ПАО «Роснефть» проведен комплекс геолого-промысловых и лабораторных исследований, направленных на внедрение метода полимерного заводнения на опытном участке горизонта В-16 месторождения с высоковязкими нефтями. Для этого участка характерны следующие условия: средняя глубина залегания продуктивного горизонта составляет 3306 м, тип коллектора — песчаник, пластовая температура 93оС, вязкость нефти в пластовых условиях 20 мПа∙с, общая минерализация пластовой воды составляет 175 мг/дм3, рН= 6, содержание ионов железа Fe2+ — от 56 до 140, а ионов Fe3+ — от 2 до 26.
В связи с высокой температурой и минерализацией пластовой воды проведена серия исследований для подбора оптимального полимера компании SNF FlOERGEL (Франция) для заводнения нефтяного месторождения. Исследовано около 20 марок сополимеров акриламида различных типов (неионогенные, анионоактивные и катионоактивные).
По результатам исследований установлено, что гелеобразные полимеры марки РМ450 и РМ355 не полностью растворяются в пластовой воде и частично высаливаются. В то же время стандартные гидролизованные полиакриламиды серии FLOPAAM S с молекулярной массой от 8 до 22 млн дальтонов и степенью гидролиза 20–30 мол. % имеют лучшие свойства к загущению пластовой воды. Так, для 0,05 % раствора полимеров 3630S, 3530S, 3430S, 3330S динамическая вязкость при скорости сдвига 61,2 с-1 изменяется в пределах от 2,0 до 2,35 мПа∙сек. Несколько меньшую загущаются способность имеют полимеры этой же серии 2530S, 2430S, 2330S с меньшей степенью гидролиза. Динамическая вязкость изменяется в пределах от 1,6 до 1,9 мПа∙с при той же скорости сдвига.
Исследования термодеструкции полимеров серии FLOPAAM S проводили путем выдерживания этих полимеров при температуре 90оС не менее чем семь суток. Наиболее термостабильными полимерами среди исследуемых являются 2530S, 2430S и 3330S.
Эффективными для загущения воды является также сульфированные сополимеры акриламида серии АN. Динамическая вязкость 0,05 % раствора, приготовленного на пластовой воде месторождения при скорости сдвига 61,2 с-1, для полимеров серии АN (AN945VHM, AN934VHM, AN132, AN132SH, AN125VLM, AN113, AN113SH, AN105, AN105SH, AN125, AN125SH) изменяется от 2,0 до 3,0 мПа∙сек. Для заводнения месторождения с сульфированных полимеров наиболее оптимальным вариантом оказались полимеры AN 125, AN132 и их модификации.
Для сравнительной характеристики: полимерные растворы готовили на пластовой воде, что используется в системе заводнения месторождения, и на технической воде. Для определения вязкости полимера использовали вискозиметр с низкой скоростью текучести типа Brook eld LVT с UL-адаптером.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что наибольшую загущаются способность для технической воды имеют неоногенный полимер 3630S и сульфированные полимеры AN132SH и AN125SH. Несколько ниже показатели полимеров AN132 и AN125 объясняются тем, что их молекулярная масса меньше, чем у вышеупомянутых на том же степени сульфирования.
Проанализировав результаты исследований, видим, что динамические коэффициенты вязкости в пресной и минерализованной воде существенно отличаются. Это объясняется тем, что в пресном водном растворе в процессе ионизации полиэлектролита между мономерными глазками возникают силы электростатического отталкивания, что приводит к разворачиванию клубка макромолекул и увеличение их линейных размеров. В минерализованной воде эти процессы притупляются противоионами, и разворачивание макромолекул не происходит. Следовательно, при использовании пластовой воды для достижения одного и того же значения динамического коэффициента вязкости нужно почти в четыре раза больше любого сухого полимера серии АN.
Исходя из указанного, дальнейшие исследования проведены для полимерных растворов, приготовленных на технической воде с концентрацией 0,05 % и в пластовой воде с концентрацией 0,2 %. Для вышеупомянутой группы полимеров проводили также исследования на термостабильность их растворов. Полимерные растворы выдерживали семь суток при температуре 90оС, после чего их охлаждали до 20оС и замерили динамический коэффициент вязкости.
Сравнив результаты исследований, видим, что у растворов, приготовленных на минерализованной воде, снижение вязкости полимерных растворов проявляется в меньшей степени, чем у растворов с пресной.
Кроме температуры, на стабильность полимерных растворов влияет механическая деструкция, вызванная гидравлическими сопротивлениями в процессе нагнетания в пласт (перемешивание, запорная арматура, изгибы и сужения трубопровода и тому подобное).
Выбирая режим действия на полимерный раствор, ориентир нужно делать на существующие режимы перемешивания растворов в технологических процессах во время их применения на промыслах. Выбрано два режима перемешивания, которые различаются скоростью вращения лабораторной мешалки, а именно: круговое перемешивание с числом оборотов 500 и 2000 в мин. соответственно. Время перемешивания и температура опыта в первом и втором случаях были одинаковыми и составили 3 ч и 20оС соответственно.
Литература:
- Калинин И. А., Бабуров В. Н., Гуляев П. Н., Губина А. И. Возможные эффекты применения технологии долговременного акустического воздействия и полимерного заводнения месторождения нефти // Каротажник. 2016. № 10 (268). С. 106–114.
- Рафикова К. Р. Применение методов полимерного заводнения с целью увеличения нефтеотдачи пластов // Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института. 2015. Т. XIII. № -1. С. 64–68.
- Черепанова Н. А. Обобщение опыта применения полимерного заводнения и критериев выбора полимера // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 10. С. 48–52.
