Таирова С.В. (ТПП Урайнефтегаз)

Современное состояние сырьевой базы ТПП «Урайнефтегаз», как и многих других нефтедобывающих предприятий Западной Сибири, характеризуется ухудшением структуры и качества запасов на разрабатываемых и вновь вводимых в разработку месторождениях. Существенным является рост в общем балансе ТПП истощенных, трудно извлекаемых нефтегазовых запасов. При этом высокая обводненность (более 85%) продукции переводит их в разряд низкодебитных по нефти. В связи с этим для снижения темпов падения добычи и регулирования заводнения на месторождениях района в ТПП «УНГ» применяются современные экологически безопасные технологии интенсификации добычи.

В области воздействия на пласт и повышения нефтеотдачи выделяются основные направления, позволяющие охватить практически все факторы, влияющие на полноту и темпы извлечения нефти: химические, физические, гидродинамические методы, обработки призабойной зоны.

Химические методы повышения нефтеотдачи на месторождениях района применяются с середины 70-х годов. За этот период было испытано около 15 различных технологий, в частности:

• системные обработки с использованием:
  • полимерно-дисперсных систем (ПДС);
  • гелеобразующих составов (ГОС);
  • вязкоупругих составов (ВУС);
  • комбинированных композиций;

   

• гелеобразующие составы на основе силиката натрия (ГОС);
• осадкообразующие на основе силиката натрия (СПК);
• осадкообразующие на основе алюмохлорида и другие (рис.1).

 

Рис.1. Распределение дополнительной добычи нефти (тыс.т) за счет химический методов ПНП по технологиям на 01.01.2001 года

Технология ГОС

Одним из перспективных методов физико-химического воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи является использование гелеобразующих составов для регулирования потоков и фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и в глубине пласта.

Данная технология предназначена для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения притока воды в добывающих скважинах в результате селективной изоляции промытых водой высокопроницаемых пропластков и трещин за счет перехода закачиваемого в скважину силикатно-полимерного раствора в гель при повышенной температуре пласта.

Перспективность использования технологии ГОС обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью и стабильностью во времени образующегося геля, способностью разрушаться под действием щелочного агента.

Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла и соляной кислоты с незначительным добавлением полимеров. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

Область применения гелеобразующих композиций определяется:

• временем гелеобразования при температуре приготовления;
• временем гелеобразования при температуре пласта;
• прочностью геля;
• устойчивостью геля в минерализованной воде;
• стабильностью во времени;
• возможностью разрушения геля.

Химизм процесса и исследования Na₂SiO₃ + 2HCl = H₂SiO₃+2NaCl

Таблица 1

При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель. Силикатный гель имеет пространственную структуру, в которой молекулы кремниевой кислоты связаны между собой валентными и водородными связями, что определяет прочность геля, образование его во всем объеме рабочего раствора и предотвращает выделение осадка кремниевой кислоты в отдельную фазу.

Прочность геля и скорость его образования зависят от концентрации компонентов в системе, температуры пласта, минерализации воды, времени выдержки. Чем выше скорость гелеобразования, тем выше его прочностные свойства.

Авторы технологии предлагают следующий состав ГОС:

• 2-10% жидкого стекла;
• 0,2-0,9% соляной кислоты;
• 0,01 – 0,3% ПАА;
• вода (пресная) – остальное.

В результате проведенных исследований по подбору оптимальных концентраций компонентов гелеобразующего состава (табл.1) установлено, что оптимальным технологическим условием образования геля является 6%Na₂SiO₃+0,6%HCl + 0,01%ПАА + вода (остальное). Важным условием технологического процесса является достаточное перемешивание в процессе дозирования компонентов. Присутствие ПАА способствует объемному гелеобразованию, уменьшает водоотдачу. Характер геля от порядка смешения компонентов не зависит.

Следующий фактор, определяющий скорость гелеобразования и качества геля, — минерализация воды. Для исключения мгновенного гелеобразования и возможного ухудшения его качества авторами рекомендовано использовать в композиции пресную воду, но так как подвоз к каждому месторождению пресной воды нецелесообразен, необходим правильный подбор оптимального состава ГОС с учетом минерализации закачиваемой воды.

Результаты исследования времени гелеобразования в зависимости от концентрации соляной кислоты на водах различных месторождений ТПП «Урайнефтегаз» представлены в таблице 2.

Таблица 2

Из таблицы 2 следует, что гелеобразование возможно на водах различных месторождений ТПП при таких концентрациях компонентов: 6% ж.с+0,4-0,6% с.к.+0,03% ПАА.

Зависимость времени гелеобразования от минерализации подтоварных вод месторождений ТПП представлена на рис.2.

Рис.2. Зависимость времени гелеобразования от минерализации вод месторождений

Также дополнительно была изучена возможность применения в качестве кислого агента щавелевой кислоты. Осуществлен подбор оптимальных концентраций реагентов (время образования геля при 75°С с хорошими структурными показателями и прочностными характеристиками). Установлено, что оптимальным технологическим условием образования геля является

6% жидкого стекла + 1,2 % щавелевой кислоты + 0,01 % ПАА (табл.3).

Таблица 3

Данные таблицы 3 подтверждают, что:

1. Образование гелеобразующих составов с щавелевой кислотой возможно.
2. Оптимальным технологическим условием образования геля является: 6% жидкого стекла + 1,2% щавелевой кислоты + 0,01% ПАА.

Трудность использования щавелевой кислоты в качестве кислого агента в приготовлении композиции ГОС связана с малой растворимостью кислоты в воде.

Результаты исследований были использованы при РИР Управлением ремонта скважин.

Подтверждают эффективность технологии ГОС результаты сравнивания профилей приемистости скважин до и после обработки, полученных по данным промысловых геофизических исследований (закачка ГОС позволила изменить профили приемистости, подключить слабодренируемые интервалы пластов и увеличить охват пластов заводнением) (рис.3), а также данные снижения обводненности добываемой продукции на участках воздействия (рис.4).

Рис.3. Технология ГОС

Рис.4. Скважина № 6179

Технология ГОС среди химических методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее приемлема и эффективна.

Гели, образованные по рекомендованному составу композиции (6%ж.с.+0,03%ПАА+0,4-0,6%с.к.), удовлетворяют требованиям, предъявляемым к составам для изоляционных работ, так как обладают:

• достаточной прочностью, позволяющей обеспечить изоляцию;
• способны разрушаться под действием щелочного реагента;
• имеют разную скорость гелеобразования при различном соотношении компонентов, что позволяет выбирать наиболее рациональное время гелеобразования в зависимости от пластовой температуры.

Исследования по подбору концентраций компонентов композиции ГОС на водах различных месторождений и успешное применение в поддержании регламента технологии показали их высокую эффективность, в частности, накопленная добыча с начала внедрения составила 799,37 тыс.т. нефти, удельная эффективность 4,0 тыс.т. Обработаны с начала внедрения 198 скважин.

В 2000 году за счет технологии ГОС дополнительно добыто 163,12 тыс.т. Добыча нефти на одну операцию – 3,19 тыс.т. Проведена в 2000 году 51 скважино-операция.

Экономический эффект от применения технологии ГОС составил 91,26 млн. руб.

Расчет экономической эффективности за счет метода ПНП технология гелеобразующие составы (ГОС) за 2000 год