Разработка и испытание состава реагента для повышения качества извлечения нефти

Основными причинами снижения коэффициента извлечения нефти (КИН) при разработке нефтяных залежей являются низкие коэффициенты охвата нефтеносного пласта и вытеснения нефти водой. Эффективность вытеснения снижается при высоких значениях поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода, что может быть вызвано низкими пластовыми температурами и существенным различием вязкости пластовых флюидов. Это часто приводит к прорывам воды и преждевременному обводнению добывающих скважин. В то же время коэффициент охвата зависит от целого ряда факторов, таких как: схема разработки, фильтрационные характеристики пласта и пластовых флюидов, связанность пропластков, однородность коллекторских свойств, режим работы пласта и интенсивность компенсации.

Представленные проблемы вполне характерны для Восточно-Вуемского лицензионного участка Соровского месторождения, разработчиком которого является ООО «Бурнефтегаз». В частности, проектом пробной эксплуатации Восточно-Вуемского лицензионного участка Со-ровского месторождения, на основном объекте – пласт БС7, предусмотрено достижение к концу 2013 г. проектных показателей КИН – 0,006, при фактическом – 0,003 [3]. Поэтому для достижения проектных показателей, актуально применение комплекса геолого - технологических мероприятия (ГТМ) по улучшению фильтрационный свойств пластовых флюидов с целью увеличения нефтеотдачи. Наиболее перспективным методом такого воздействия является применение мицеллярных [1] и молеку- лярно-дисперсионных водных растворов ПАВ [2]. Это позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти и коэффициент охвата путем значительного снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода, что повышает эмульгирующие свойства воды и её способность проникать в нефтенасыщенный коллектор.

Таким образом, целью стала разработка и оценка эффективности применения состава водного раствора поверхностно-активных веществ в условиях пласта БС₇ ⁰ Соровского месторождения.

Разработка состава реагента для вытеснения нефти велась путем выбора оптимальной композиции промыш-ленно-производимых ПАВ. Основным принципом этого выбора стал синергетический эффект: то есть превышение эффективности композиции над суммарной эффективностью её компонентов. В качестве основного компонента использовали анионактивный ПАВ, обладающий хорошим моющим действием, при не высокой стоимости. В следствии нуклиофильности песчаника, как основной породы, составляющей нефтенасыщенный гидрофильный коллектор пласта БС₇ ⁰ , данный анионактивный ПАВ не будет в значительной степени адсорбироваться на породе. Мицеллообразующими компонентами стали различные неионогенные ПАВ. Кроме того, отдельные неионогенные ПАВ в составе композиции играли роль ингибиторов солеотложения.

Разработка велась путем эмпирического определения составов композиций ПАВ с оптимальными исследуемыми характеристиками. Состав композиции оптимизировался индуктивным диэлектрическим методом [5] путем определения потерь индукции электромагнитного поля в водном растворе исходных веществ (tgδ), а также их композиций, входящих в состав заявленного реагента.

Рис. 1. Лазерный анализатор Zetatrac и результаты исследования на нем полученного раствора реагента ТНХС-14.0

По высоте экстремальных значений данных потерь в диапазоне частот 15-1500 кГц определялась величина электростатических сил межмолекулярных взаимодействий в исследуемых композициях, максимальное значение которых обуславливает прочность и стабильность образованных мицелл, что в свою очередь предотвращает их распад и адсорбцию на породе нефтеносного коллектора. Таким образом, если при введении нового компонента в композицию максимальное значение tgδ композиции увеличивается на той же частоте, что и у предыдущей композиции или индивидуального вещества, то мицеллы, образованные в присутствии данного вещества являются более связанными и стабильными, что обосновывает целесообразность введения этого компонента в композицию. Наличие мицелл подтверждалось исследованием размеров частиц в растворах заявленного реагента на лазерном анализаторе Zetatrac рис. 1.

Способность реагента ингибировать выпадение солей определялось на КФК по оптической плотности раствора. Эффективность полученного состава оценивалась по влиянию разрабатываемых реагентов на межфазное натяжение на границе нефть-вода сталагмометром СТ-2 и по времени солюбилизации нефти с силикатного стекла прямоугольной формы толщиной менее 50 мкм, шириной 23,94 мм, длиной 48,30 мм раствором полученного реагента. Для этого, стекло, смачиваемое в течение 30 минут нефтью опускали в кювету для КФК, в которую предварительно наливали 14 мл раствора композиции. Стекло извлекали из кюветы каждую минуту и фотографировали рис. 2.

Рис. 2. Результаты солюбилизаци нефти с силикатного покровного стекла 0,1% раствором реагента ТНХС-14.0.

По минимальным значениям исследованных критериев определялась оптимальная концентрация разработанного состава в пластовой воде, табл. 1.

Таблица 1

Результаты лабораторных исследований реагента ТНХС-14.0

Оптимальная концентрация в водном растворе, % масс.	Размер частиц и состав раствора реагента, нм (% масс.).	Время отмы-ва пленки нефти с силикатного покровного стекла, мин.	Поверхностное натчже-ние на границе раздела фаз нефть-вода, мН/м
0,1-0,2	1,17(40) 145(60)	7-10	<0,3

Результаты исследования размеров частиц в растворе разработанного реагента показывают наличие мицелл (145 нм), повышающих эффективность вытеснения нефти, а также индивидуальных молекул неионогенных ПАВ (1,17 нм), обладающих высокой поникающей способностью. Такой состав позволяет улучшать не только вытеснение нефти, но и коэффициент охвата за счет создания мицеллами ПАВ дополнительных фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых областях пласта и снижение данных сопротивлений на низкопроницаемых участках при помощи растворенных молекул ПАВ.

В результате исследований был разработан состав реагента, которому присвоен шифр ТНХС-14.0. Модельные испытания раствора ТНХС-14.0 производились путем вытеснения данным раствором нефти из нефтеводо-насыщеных образцов керна №3 и №20 Соровского месторождения пласт БС₇ ⁰ на установке многофазной фильтрации по ОСТ-39-195-86 рис. 3.

Сопоставление различных показателей процесса вытеснения нефти Соровского месторождения разработанным раствором ПАВ и пластовой водой того же месторождения, на двух образцах керна с низкими фильтрационными свойствами, представлены в табл. 2.

Исследования показали высокую эффективность полученного состава для увеличения коэффициента извлечения нефти ТНХС-14.0. Сопоставление результатов вытеснения нефти разработанным реагентом и пластовой водой показали, что при одном и том же объеме эффект вытеснения увеличился на 26-33%, что в реальных условиях может дать дополнительно 10-20% к КИН.

Таких высоких показателей эффективности при существенном снижении концентрации ПАВ в водном растворе в 10-60 раз в сравнении с аналогами [4] удалось добиться благодаря уникальным методам оптимизации состава реагента. При этом разработка велась на основе производимых в России ПАВ, что определило достаточно низкую стоимость полученной композиции ТНХС-14.0 – 116 тыс. руб. за тонну.

Рис. 3. Установка многофазной фильтрации через керн TBP-604 Coretest Systems и отобранные 7 поровых объемов жидкости после вытеснения нефти раствором ТНХС-14.0.

Таблица 2

сЗ а & ^ to & О К	s о S о to с ° г^^ Г) О К С ^	я 2 о с ^	О О Н 2 к о CD ® & н Щ	s' -& Н -3 о к к о ч С	S с 5 т" § »	Коэффициент вытеснения
						х ° к ДНО О _ тГ -Н о	S о Н G оз rq	§ а^ m Н	S ? и ® X Ко & Н тг	S ? S о о о н 2 с
3	23,7	36	63,16	847	57,91	0,65	0,74	0,80	0,85	0,47
20	22,8	39	61,55	847	95,02	0,53	0,65	0,80	0,93	0,54

Результаты исследования вытеснения нефти из образцов керна раствором реагента ТНХС-14.0.