Файл: Комплексная.docx

Метод щелочного-ПАВ-полимерного (alkaline-surfactant-polymer ASP) заводнения был разработан еще в начале девяностых годов, однако широкое развитие начал набирать в последнее десятилетие. Как видно из названия метода, суть заключается в совместном использовании при полимерном заводнении дополнительных компонентов, таких как щелочь и ПАВ. При этом каждый из компонентов выполняет определенные функции [1].

Полимерная основа служит для изоляции промытых участков коллектора и в качестве агента вытеснения. Также как и при обычном полимерном заводнении используются два типа полимеров: полисахарид - (ксантановая смола) и полиакриламид. В роле ПАВ используют алкилбензолсульфонат, нефтяной сульфонат, додецилсульфат натрия (ДДСNa).

В свою очередь контакт раствора щелочи с нефтью приводит к образованию природных ПАВ, снижающих межфазное натяжение между водой и нефтью, что способствует образованию эмульсий. При контакте щёлочи с породой коллектора осуществляется смена характера смачиваемости, то есть гидрофилизация пористой среды, что приводит к более полному взаимодействию нефти с ПАВ. Гидрофилизация пористой среды увеличивает коэффициент вытеснения нефти водой [30].

Также в лабораторных [42] условиях было выявлено, что наличие щелочных растворов смещает в положительную сторону фазовые

проницаемости воды и нефти. Благодаря

наличию щелочи происходит

улучшение активности ПАВ, а также снижение истощения полимера и уменьшение адсорбции ПАВ. Наиболее часто в качестве щелочи используют гидроксид натрия (едкий натрий NaOH), силикат натрия, гидроксид амония и т.д.

Процесс ASP заводнения проводится в несколько этапов:

Предварительное заводнение. Закачка воды определенной солености для изменения солености воды коллектора с целью уменьшения потерь ПАВ при последующей закачке оторочки АСП и/или уменьшения риска солеотложения при взаимодействии пластовой воды с раствором АСП;
Закачка оторочки АСП. Максимальный объем оторочки, используемый в коммерческих проектах, составляет около 30% порового объема коллектора. После закачки в пласт раствор АСП начинает мобилизировать защемленную нефть, которая формирует нефтяной вал;
Закачка оторочки полимерного раствора. Такой раствор закачивается с целью вытеснения оторочки АСП и мобилизованной нефти в направлении добывающих скважин;
Закачка воды (можно из системы ППД) для поддержки пластового давления при дальнейшем вытеснении растворов АСП и полимера к добывающим скважинам.

Таким образом, применение данных компонентов позволяет комплексно воздействовать на эффективность процессов вытеснения, полимерная составляющая увеличивает охват пласта воздействием, щелочь и ПАВ способствуют вытеснению остаточной нефти из обводненных пластов, за счет снижения поверхностного натяжения до предельно низких значений 0,05-0,01

мН/м.

Следует отметить, что данная технология имеет ряд существенных недостатков, главными из которых можно считать [1]:

потеря химических реагентов:

адсорбция на породах коллектора;
потери при закачке в непродуктивные зоны;

невозможность применения при температурах выше 70^оС;
некоторые компоненты раствора обладают слабой биоразлагаемостью;
сравнительно высокие эксплуатационные затраты:

стоимость ПАВ 3-5$ за 1 кг;
полимер 4-6$ за 1 кг;
стоимость химических реагентов в растворе 50-80$ за м³;

понижение приемистости скважин:

закупоривание призабойной зоны скважины полимером;
образование вязких эмульсий;
образование солей;
закачка вязкого раствора.

усложнение процесса разработки месторождения:

процесс подготовки нефти усложняется за счет образования стойких эмульсий;
соблюдение требований по подготовке закачиваемого раствора;

проблемы логистического характера;
высокая концентрация щелочи способствует образованию солеотложений.

Данная технология является перспективной и может составить конкуренцию тепловым методам увеличения нефтеотдачи. Эффективность применения ASP обеспечивается рациональным подбором компонентов раствора для условий каждого конкретного месторождения. В Канаде и Китае применение данного метода при полномасштабных испытаниях позволило получить прирост КИН в диапазоне 15-24% [43].

1 ... 6 7 8 9 10 11 12 13 ... 34

Метод закачки растворителя в условиях гравитационного дренажа (Vapex)

Данный метод является ветвью развития технологии

парогравитационного дренажа. Основное различие заключается в том, что

36

вместо пара производят закачку углеводородного растворителя (vapour extraction). Для экономической эффективности целесообразно закачивать растворители, добываемые на соседних месторождениях. Также как и в методе парогравитационного дренажа используются две горизонтальных скважины параллельных друг другу. Верхняя скважина является нагнетательной, через нее производят закачку легких углеводородных растворителей (этана, пропана или бутана), таким образом, создается камера–растворитель. Нефть разжижается за счет диффузии в ней растворителя, далее под действием силы тяжести смесь поступает к добывающей скважине. КИН данного метода составляет до 0,6.

Данный метод может применяться также и для одиночной горизонтальной скважины, различных комбинаций вертикальных и горизонтальных скважин. Использование растворителей позволяет существенно снизить энергозатраты в сравнении с методом парогравитационного дренажа, помимо этого еще одним преимуществом данного метода является возможность применения для пород коллекторов с высоким содержанием глин. Наиболее

благоприятными условиями для применения данного метода являются:

толщина пласта коллектора более 12м;
горизонтальная проницаемость более 1000 мкм²;
вертикальная проницаемость более 200 мкм².

Однако и при использовании этого метода возникают определенные сложности, связанные с прорывом растворителя к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам, это осложняет создание устойчивого фронта вытеснения. Одними из решений являются применение потокоотклоняющих технологий или повышение вязкости самого растворителя. Основными критериями при выборе растворителя для применения в трещинно-поровых коллекторах являются: