Файл: Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич.pdf

57 изоляции высокопроницаемых зон пласта проведены экспериментальные ис- следования различных пенных композиций для условий Усинского и Ярегского месторождений и определены оптимальные составы пен для применения в промысловых условиях. В качестве пенообразующих ПАВ нами были исследо- ваны талловое масло (побочный продукт Сыктывкарского ЛПК), талловое мы- ло и ДС-РАС. Эти реагенты характеризуются достаточной термостойкостью.
Стабилизирующими добавками в пенных растворах служили карбоксиметил- целлюлоза (КМЦ), метасиликат натрия, карбонат натрия. В качестве электроли- тов использовали хлористый кальций и бишофит.
В процессе исследований выбраны наиболее перспективные композиции следующего состава:
- талловое мыло
– 2,0%
- метасиликат натрия
– 4,0%
- КМЦ или хлористый кальций – 2,0%
С целью выравнивания теплового фронта путём временной блокировки зон прорыва пара на опытном участке ОПУ-1 Лыаёльской площади Ярегского месторождения был проведён эксперимент по закачке в скв. №45 пенной си- стемы, подобранной в процессе лабораторных исследований и состоящей из таллового мыла, метасиликата натрия и бишофита. Соотношение компонентов пенной системы: таллового мыла – 6%, метасиликата натрия – 3%, бишофита –
1,5%. В скв. №45 было закачано 1500 л таллового мыла, состоящего из 300 л таллового масла, 30 кг технической соды и 1170 л воды, 800 кг метасиликата натрия и 300 кг бишофита. Закачка пенной системы была произведена агрега- том ЦА-320М в 7 приёмов. Начиная со второй порции, одновременно с закач- кой раствора в скважину, подавался сжатый воздух с расходом около 3 м3/мин.
В процессе закачки пенной системы давление на устье скважины возросло с
0,5-1,0 до 2,5-5,0 МПа. Это свидетельствует о том, что приёмистость скважины в результате блокировки зон высокой проницаемости уменьшилась примерно в
3 раза. После закачки пенной системы скважину ввели под закачку пара с дав- лением нагнетания 3,0 МПа.
Лишь спустя три месяца после начала закачки пара начался резкий рост добычи нефти. Следует отметить, что в результате пеноблокировки произошло благоприятное перерас- пределение фильтрационных потоков в пласте. Впер- вые была зафиксирована реакция добывающих скважин 49 и 55, которые ранее не реагировали. В июле значительно улучшилась работа скв. 41.
В результате этого добыча нефти по элементу 45 в июле возросла в 3- 4 раза. В августе добыча нефти по элементу начала снижаться.
Можно предполагать, что к этому времени пенный состав окончательно разрушился, что привело к ухудшению работы скв. №№49 и 55.
Дополнительная добыча нефти составила 155 т.
Таким образом, на основании проведённых экспериментальных работ по временной пеноблокировке высокопроницаемых зон пласта по скв. №45, можно сделать следующие выводы:
1. Регулирование процесса теплового воздействия путём временной

58 блокировки выработанных зон пласта пенными системами приводит к времен- ному эффекту, который продолжается до 3-4 месяцев. В дальнейшем роза фильтрационных потоков восстанавливается и для выравнивания теплового фронта необходима повторная блокировка выработанных зон.
2. Для повышения эффективности регулирования процесса теплового воздействия целесообразно применять более стабильные составы (например, гелеобразующие).
На месторождении Мидуэй-Сансет в Калифорнии паровые пены исполь- зуются при пароциклических обработках скважин десятки лет. Данным мето- дом обработано тысячи скважин. В качестве ПАВ используются окси- алкили- рованные амины, которые стабильны при температуре до 260°С. Эти ПАВ дей- ствуют не только как отклонители, способствуя увеличению охвата пласта па- ром, но и как реагенты, снижающие межфазное натяжение.
К недостаткам пенных систем относятся их недостаточная стабильность, а также необходимость для генерации пенных систем в течение длительного време- ни закачивать в пласт пенообразующие агенты совместно с газовой фазой. Кроме того, состав включает большое количество реагентов (не менее трёх).
1.5.4.Комбинированные технологии теплового воздействия с внутри- пла-
стовой генерацией химических реагентов
К основным факторам, повышающим эффективность тепловых методов при их сочетании с химическими, относятся:
- снижение поверхностного натяжения на границе раздела вытесняемой и вытесняющей фаз и улучшение смачиваемости поверхности породы водой;
- разложение химических реагентов под влиянием температуры с обра- зованием газов и других веществ, повышающих эффективность вытеснения;
- образование водо-, газонефтяных эмульсий или пенных систем в зонах повышенной проницаемости, что способствует выравниванию фронта вытесне- ния и повышает охват неоднородных пластов процессом нефтеизвлечения.
Значительный интерес представляет использование химических соедине- ний, которые разлагаются в пласте при повышенных температурах с образова- нием химреагентов, повышающих эффективность извлечения нефти при тепло- вых методах воздействия на пласт.
Одним из перспективных направлений совершенствования технологии теплового воздействия является использование группы азотсодержащих соеди- нений (карбамида, нитрит натрия, углеаммонийных солей, углеаммиаката и др.), которые характеризуются следующими благоприятными свойствами:
- при повышенных температурах (до 60-150°С) разлагаются с образова- нием газов (CO
2
, NO) и щелочных растворов (NH
4
OH), положительно влияю- щих на процесс нефтеизвлечения;
- азотсодержащие соединения (АС) являются продуктами крупнотон- нажного производства и имеют относительно невысокую стоимость;
- взрыво-, пожаробезопасны, нетоксичны или слаботоксичны, обладают умеренной коррозийной активностью.
С целью оценки эффективности применения азотсодержащих химреаген-

59 тов для воздействия на пласты Ярегского и пермокарбоновой залежи Усинского месторождений и выбора наиболее эффективных из них проведены экспери- ментальные исследования на специальной лабораторной установке.
Рассмотренные АС обладают широким спектром свойств и поэтому по- разному воздействуют на пластовую систему.
Из большой группы АС широко известны только исследования эффек- тивности применения карбамида. В то же время исследования по применению других АС, обладающих новыми свойствами, представляют значительный ин- терес, так как некоторые из них, например, углеаммонийные соли и др. могут разлагаться при значительно меньших температурах, чем карбамид.
1.5.5.Характеристика азотсодержащих соединений, используемых в экс-
периментах
Карбамид (мочевина) – удобрение, представляет собой кристаллическое вещество без запаха, хорошо растворяется в воде. Взрывопожаробезопасен, не- токсичен, коррозийно не активен. При температуре 150 оС разлагается:
CO NH2 2 + H2O = 2NH3+ CO2 .
В щелочной среде разложение карбамида происходит при температуре около 100°С. При температуре 25°С в 100 г воды растворяется 119,3 г карбами- да. Выделяющиеся в результате реакции углекислый газ и аммиак растворяют- ся в воде и нефти. В результате перед фронтом закачиваемого теплоносителя в пласте перемещаются оторочки углекислого газа и гидроокиси аммония. При этом происходит комбинированное воздействие на пласт теплом, углекислым газом и щелочным раствором гидроокиси аммония. При разложении 1 т карба- мида выделяется 746,6 м3 аммиака и 373,3 м3 углекислого газа.
Выделяющиеся аммиак и углекислый газ одновременно выполняют роль трассирующих веществ, что позволяет контролировать характер распростране- ния в пласте закачиваемых агентов.
Углеаммонийные соли – побочный продукт производства азотных удоб- рений, представляют собой смесь различных карбонатов аммония, в основном, двууглекислого аммония (75-88%) и углекислого аммония (6-12%).
Углеаммонийные соли – кристаллы белого, серого и розового цвета, они не образуют токсичных соединений в воздушной среде и сточных водах в при- сутствии других веществ. При нагревании углеаммонийных солей до темпера- туры свыше 70°С они разлагаются:
NH4 2 CO3+ H2O = 2NH4OH + CO2 ;
NH4HCO3 H2O NH4OH H2CO3 ;
H2CO3 H2O H2O CO2 .
Механизм воздействия на пласт включает те же факторы, что и при за- качке карбамида. При разложении 1 т (NH
4
)
2
CO
3
выделяется 233 л CO
2
, а 1 т
NH
4
HCO
3
– 283 л CO
2
Углеаммиакаты – побочный продукт производства азотных удобрений.

60
Углеаммиакаты – раствор карбамида и карбоната аммония в аммиачной воде, полученной из полупродуктов синтеза карбамида. Это прозрачная зеленовато- серая или коричневая жидкость без кристаллов. Углеаммиакаты обладают уме- ренной коррозионной активностью.
Поскольку углеаммиакаты в основном состоят из карбамида и углеаммо- нийной соли, механизм их воздействия при закачке в прогретый пласт включает те же факторы.
Нитрит аммония представляет собой прозрачную жидкость. При закачке в прогретый пласт водный раствор нитрита аммония разлагается при темпера- туре свыше 70°С:
NH4NO2 3
2.
В дальнейшем азотистая кислота, являясь неустойчивым соединением, разлагается по формуле:
3HNO2 3
2O.
При этом азотная кислота реагирует с карбонатной породой:
CaCO2 2HNO3 Ca(NO3)2 CO2 H2O.
Таким образом, при закачке в прогретый пласт раствора нитрита аммония действуют следующие факторы, повышающие эффективность нефтеизвлече- ния: образуется значительное количество газов (окиси азота и углекислого газа) и увеличивается проницаемость коллекторов в результате растворения породы азотной кислотой.
Одним из механизмов, направленных на повышение нефтеотдачи при за- качке практически всех азотсодержащих соединений (АС) в пласт, подвергну- тый тепловому воздействию, является образование в пласте диоксида углерода, который характеризуется следующими свойствами:
- хорошо растворяется в нефти и уменьшает её вязкость; при растворе- нии CO
2
в нефти её объём увеличивается и, следовательно, повышается коэф- фициент вытеснения нефти;
- при растворении CO
2
в пластовой воде повышается её вязкость;
- снижается межфазное натяжение на границе нефть – вода и улучша- ется смачиваемость породы водой, что также способствует росту коэффици- ента вытеснения.
При температуре пласта выше критической (для CO
2
– 31оС) диоксид уг- лерода находится в газообразном состоянии при любом давлении. При темпе- ратуре 25°С (начальная температура в пермокарбоновой залежи) CO
2
находится в газообразном состоянии при пластовом давлении менее 7,0 МПа, при боль- шем давлении он переходит в жидкость. Закачка в пласт CO2 является одним из перспективных и широко применяемых в мировой практике методов повыше- ния нефтеотдачи.
Если же учесть, что при разложении АС, кроме CO
2
, образуются щелоч- ные растворы, также повышающие эффективность вытеснения нефти, можно предполагать, что периодическая закачка в прогретый пласт АС может дать значительный эффект.

61
Использование нитрата натрия, разлагающегося с выделением азота, пло- хо растворимого в жидкости, позволяет создать в пласте стабильную газовую фазу и повысить эффективность вытеснения нефти, а также ускорить продви- жение вытесняющего агента по пласту, что особенно важно при разработке за- лежей, содержащих аномально вязкую нефть для установления взаимодействия между скважинами по нефтяному пласту.
1.5.6.Лабораторные исследования вытеснения нефти растворами азотсо-
держащих
соединений
Задачами лабораторных исследований являются определение влияния концентрации азотсодержащих соединений на коэффициент нефтеизвлечения, выбор наиболее эффективного реагента, оценка оптимальных параметров веде- ния процесса.
Применяемая в опытах нефть Ярегского месторождения имеет вязкость –
12 000 мПа · с, плотность – 0,936 г/см3, содержит силикагелевых смол 29% и асфальтенов 3,7%. Усинская нефть характеризуется вязкостью 710 мПа · с, плотностью 0,942 г/см3, содержанием силикагелевых смол 18,6% и асфаль- тенов 11,3%, давление насыщения – 7,7 МПа.
Механизм комбинированного воздействия начинает действовать при раз- ложении большинства азотсодержащих реагентов в пластовых условиях при температуре свыше 100°С. Однако интерес также представляет изучение эф- фективности вытеснения нефти при более низких температурах пласта (ниже температуры разложения АС). В связи с этим нами рассматривалось гидроди- намическое вытеснение нефти на модели пласта при температурах 20-100°С.
Нефть из образцов керна вытеснялась первоначально водой, а затем проводи- лось довытеснение нефти растворами азотсодержащих реагентов при тех же температурах. При довытеснении остаточной нефти из образцов Ярегского ме- сторождения при Т = 20°С азотсодержащими реагентами эффект не получен.
Результаты исследований процесса гидродинамического вытеснения нефти из нефтенасыщенных образцов Ярегского месторождения при температуре 70°С представлены в таблице 5.1. При вытеснении нефти из образцов керна водой при Т = 70°С коэффициент вытеснения увеличивался до 30-60% в зависимости от коллекторских свойств образцов. Значительный рост коэффициента вытес- нения (до 50-70%) наблюдается при довытеснении остаточной нефти химреа- гентами при той же температуре 70°С.

62
Таблица 5.1 – Результаты опытов по вытеснению высоковязкой нефти водой с последующим довытеснением азотсо- держащими реагентами из образцов керна Ярегского месторождения
№ п/
п
№ скважины,
№ образца
Коэффициент открытой пористости,
Кп, %
Коэффициен т проницаемос ти, Кх, 10
-
15
м
2
Нефтеотдача при вытеснении нефти водой при Т = 70°С
Нефтеотдача при довытесне- нии нефти хи- мическим реагентом при
Т =
70°С
Состав химического реагента
1 скв.734, № 45 20,53 10,68 29,2 1
57,30 2% р-р NaNO2 2
№ 43 18,71 11,31 34,9 5
44,28 2% р-р углеаммиаката
3 скв.740, № 59 18,67 20,49 29,3 0
52,23 4% р-р углеаммонийной соли
4
№ 55 23,59 292,31 36,6 0
51,66 0,5 р-р NaNO2 5
№ 67 29,09 1280,2 4
66,1 3
71,28 0,25 р-р NaNO2 6
№ 74 27,99 1514,2 5
49,7 0
60,68 1% р-р NaNO2 7 скв.734, № 30 31,21 1707,1 2
53,9 5
66,17 2% р-р углеаммонийной соли
8 скв.740, № 63 32,29 3162,0 4
58,7 9
73,93 1% р-р NaNO2 9 скв.734, № 32 36,46 4298,9 1
46,2 4
64,07
--
92