Технология селективного ограничения водопритока с применением реагента СБФ

Материал "СБФ", используемый в виде взвеси в нефти, при закачке в пористую среду приводит к сильной гидрофобизации коллектора, что повышает проницаемость коллектора по нефти. 


Материал "СБФ" обладает сильными водо- и кислотоотталкивающими свойствами, хорошо закрепляется на пористой поверхности терригенных коллекторов. 

При закачке "СБФ" в добывающие скважины с концентрацией от 1,0% и выше, суспензия обладает тампонажными свойствами, ограничивая водоприток из промытых прослоев, не препятствуя при этом фильтрации нефти, что приводит к увеличению добычных возможностей пласта, производительности скважин и снижению обводненности продукции. 

Технология применяется в низкопроницаемых коллекторах от 10мД до 500мД для ликвидации внутрипластовых перетоков и изоляции пластовой воды. 
 
ПРИМЕНЕНИЕ МАТЕРИАЛА СБФ В НЕФТЕГАЗОДОБЫАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

 

«СБФ» – торговая марка химически модифицированных кремнеземов (SiO2) c размером дискретных частиц 0,005-0,1мкм. Основой его являются производимые по специальной технологии аэросилы, которые путём химической модификации приобретают гидрофобные, гидрофильные или дифильные свойства с высокой поверхностной энергетикой. Данные материалы имеют большую область применения в различных отраслях промышленности, но наибольшее применение в России они нашли в нефтегазовой промышленности. 
В результате проведённых лабораторных испытаний фильтрационных характеристик натуральных и искусственных кернов, обработанных материалом СБФ были сделаны следующие выводы: 

  • Абсолютная проницаемость пористой среды оказывает очень существенное влияние на эффективность применения суспензии СБФ.
  • Применение суспензии СБФ, как реагента снижающего долю воды в добываемой продукции становиться технологически неприемлимым для коллекторов с проницаемостью выше 2 мкм2, в этом случае превалирует фильтрация воды. 
  • В интервале проницаемостей от 0,15 до 2 мкм2 СБФ снижает обводнённость продукции при одновременном снижении дебитов жидкости. 
  • Для коллекторов с проницаемостью менее 0,15 мкм2, обработанных суспензией СБФ, снижение обводнённости будет происходить с увеличением дебитов. 
  • Закачка суспензии гидрофобного образца СБФ при малых концентрациях приводит к значительному повышению водопроницаемости и снижению нефтепроницаемости пористой среды. 

На следующем рисунке (2) приведена диаграмма зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности кварцевого песчаника для воды (синяя кривая) и для нефти (черная кривая). Эти кривые являются типичными кривыми Виткофа и Боссета, на которых построена практически вся теория фильтрационных потоков. На основании многочисленных экспериментов было установлено, что при обработке керна гидрофобным СБФ происходит существенное увеличение (1) относительной фазовой проницаемости по воде.

Наблюдаемый эффект от гидрофобизации порового пространства ПЗП обусловлен следующими причинами: 
Смачиваемость поверхности поровых каналов рыхлосвязанной водой, находящейся в недренируемых или слабодренируемых интервалах и зонах пласта, определяется уравнением Лапласа: 

т.е. капиллярное давление, удерживающее воду в поровых каналах, определяется коэффициентом поверхностного натяжения (σ) и краевым углом смачивания (θ) (слайд 3). В результате фобизации поверхности, угол избирательного смачивания становится больше 900, в результате чего cos θ приобретает отрицательное значение, т.е. снижение капиллярного давления приводит к более легкому вытеснению рыхлосвязанной воды. Кроме того, фобизация глинистых частиц, присутствующих в коллекторе, снижает толщину гидратных оболочек, увеличивая тем самым эффективные размеры поровых каналов. 

Эффективность применения обратных эмульсий на базе материала «СБФ» с целью ограничения водопритоков и увеличения дебита нефти добывающих скважин НГДУ «Джалильнефть»

Как известно, при вытеснении нефти водой вследствие проницаемостной неоднородности происходит опережающая фильтрация воды по высокопроницаемым слоям, что приводит к преждевременному обводнению добывающих скважин и частичному или полному выключению из процессов выработки нефтенасыщенных пропластков меньшей проницаемости в силу возрастания в них фильтрационных сопротивлений. 
Для ограничения водопритоков и выравнивания фронта вытеснения в нефтяной промышленности широко применяется закачка в пласт водных растворов полимеров, геле-образующих и осадкообразующих композиций, цементных растворов и других составов. Одной из наиболее эффективных композиций для создания экрана для водоносного слоя является обратная водонефтяная эмульсия типа вода в масле, стабилизированная поверхностно-активным веществом (ПАВ). Эффективность применения таких эмульсий связана с несколькими факторами. Попадая, в первую очередь, в промытые высокопроницаемые части пласта, обратная эмульсия загустевает и структурируется при перемешивании с ней, резко снижая фазовую проницаемость породы по воде. С другой стороны, такая эмульсия легко разжижается нефтью и не закупоривает нефтяные каналы пласта. Инвертные эмульсионные растворы нашли широкое применение при проведении работ по ограничению водопритоков в добывающих скважинах, для выравнивания профилей приемистости и перераспределения фильтрационных потоков в нагнетательных скважинах. 
Известны водонефтяные обратные эмульсии на основе продуктов переработки нефти (мазут, битум, парафиновые композиции и др.). 
К недостаткам таких эмульгаторов относятся их низкая стабильность. Более стабильные обратные эмульсии получаются при использовании ионогенных и неионогенных эмульгаторов, таких, как «эмультал», «сульфонол», «катапин А», «неонол» и др. Все известные к настоящему времени составы обратных водонефтяных эмульсий, применяемых в нефтяной промышленности для водоизоляционных работ, стабилизируются жидкими (растворимыми в воде или углеводородной фазе) ПАВ. 
В ООО «ИННОЙЛ» разработан твердый высокодисперсный эмульгатор на основе химически модифицированного кремнезема (аэросил, белая сажа и др.), получивший название «СБФ».

Как видно из рисунка, при изменении соотношения вода:нефть от 1/1 до 4/1 вязкость эмульсии возрастает на порядок, приобретая консистенцию вазелина. В качестве углеводородной фазы можно использовать нефть или ее фракции - дизельное топливо, нефраз, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ), гексан и другие. 
При закачке обратной эмульсии в скважину конкретный ее состав и необходимый объем подбирается в зависимости от геолого-промысловой характеристики пласта и скважины. 
Отдельно готовится водная фаза необходимой плотности и углеводородная фаза (нефть) с необходимым количеством порошкового эмульгатора- «СБФ». Далее обе фазы перемешиваются до получения однородной эмульсии и закачиваются в пласт. В качестве продавочной жидкости используется нефть. 
Использование порошкового эмульгатора «СБФ», обладающего свойствами твердого неионогенного ПАВ, позволяет получить устойчивые и недорогие обратные эмульсии.

К преимуществам такого твердого ПАВ, по сравнению с жидкими, относятся:

  •  большая продолжительность изолирующего действия эмульсии, по сравнению с эмульсиями на основе жидких ПАВ;
  •  меньшая стоимость обработки вследствие меньшего расхода углеводородной фазы и эмульгатора;
  •  меньший расход ПАВ («СБФ»).

При выборе объектов промысловых испытаний должны выполняться следующие геолого-технологические требования, обеспечивающие корректные условия проведения работ:

  • Технология может применяться на любых типах коллекторов с проницаемостью - 0,01-1,0 мкм2..
  • Пластовая температура - до 1300С.
  • Эффективная мощность пластов - не менее 1,5-2м.
  • Обводнённость добывающих скважин - 50-99 %.
  • Дебит жидкости добывающей скважины - не менее 10,0м3/сут.
  • Приёмистость добывающих скважин от 80 до 400 м3/сут.
  • Скважины технически исправны, при отсутствии заколонных перетоков.
  • Минерализация воды для приготовления инвертной эмульсии изменяется в пределах 1050...1300кг/м3 и зависит от состава пластовых вод.

Для закачки эмульсий используется стандартное оборудование и технические средства, применяемые при капитальном ремонте скважин: 
Для получения обратной эмульсии углеводородная суспензия «СБФ» смешивается в углеводородной и водной фазе в соотношении от 1/2 до 1/4. 
Полученная эмульсия закачивается в пласт из расчёта 2,0...3,0 м3 на 1м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта. В качестве дисперсной фазы является минерализованная вода, в качестве дисперсионной среды - нефть, а в качестве эмульгатора - материал «СБФ». 
Концентрация материала «СБФ» в нефтяной фазе для создания инвертной эмульсии выбирается в соответствие с таблицей 1.

 
Обводнённость, %
 
Проницаемость, мД
0-60
60-70
70-80
80-98
Время реагирования, час.
 
Концентрация, кг на 1м3 эмульсии
 
50-200
4,0-6,0
4,5-6,0
5,5-7,0
6,0-7,5
24
200-500
5,0-6,5
5,5-7,0
5,5-7,0
6,5-8,0
24
500
5,5-6,5
6,0-7,0
6,5-7,5
7,5-10,0
24

После закачки всего объёма эмульсии производится продавка ее нефтью в объёме, равном объёму эмульсии и объёму внутреннего пространства НКТ. 
В НГДУ «Джалильнефть» в период 1999-2000г. на семи скважинах Восточно-Сулеевской, Алькеевской (пашийский горизонт) и Залежи №31 (бобрик) были проведены обработки ПЗП обратными эмульсиями на основе СБФ. Краткая коллекторская характеристика по горизонтам согласно представлена в табл.2.

Коллекторская характеристика пластов

Горизонт
Проницаемость,
мД
Вязкость,
сПз
Температура
пласта, °С
Газ. фактор,
М3/Т
Расчлененность,
доли ед.
Пашийский
0.375
4.5
40
63
3
Бобрик
0.967
29.5
25
13.4
1.3

Базовая обводненность обработанных скважин составляла 88-99,2%, дебит нефти, соответственно, 0,3-9,5т/сут (Таблица 3). 
Количество материала выбиралось в соответствии с Регламентом ООО «ИННОЙЛ» в зависимости от перфорированной толщины пласта. 
В целом на 1.01.2001г. по обработанным скважинам дополнительно отобрано 4381,5тонн нефти. По скважинам, обработанным в октябре 1999г., эффект наблюдается в течение 16 месяцев. На рис. 2 приведены данные по динамике изменения дебита нефти, процента обводненности и дебита жидкости скважины №5353 НГДУ «Джалильнефть» после проведения обработки обратной водонефтяной эмульсией на основе «СБФ». Видно, что скважина, дававшая до обработки 9,5т/сут нефти практически в течение года имеет устойчивый дебит нефти 16-18т/сут. Обводненность снизилась с 97 до 85-87%, а дебит жидкости с 260м3/сут уменьшился более, чем в 2 раза и стабильно в течение длительного времени держится на уровне 100-120м3/сут. По динамике показатей очевидно, что эффект будет продолжаться и дальше. 
Как видно из табл.3 обводненность в среднем по шести скважинам снизилась на 14% , изменяясь от 6% до 56% (по скважине №11477), а дебит по этой скважине за пять месяцев после обработки держится практически стабильно в 19 раз выше базового. 
По скважине №1244 показатели производительности стали несколько ниже. Таким образом, успешность технологии составила 86%. 
Конечно, по такой малой выборке скважин трудно проводить геолого-промысловый анализ эффективности технологии и говорить о критериях применимости метода. Однако бесспорен факт, что эффект, и достаточно ощутимый на скважинах НГДУ «Джалильнефть», имеет место.

Базовые показатели и средняя эффективность технологии по скважинам

№№
скважин, месторождение
Дата обработ-ки
Дебит
жидко-сти,
т/сут
Дебит
нефти,
т/сут
(измен
дебита)
Обводнен-ность,
%
(изменение
обводнен)
Кол-во
израсходо-
ванного
материала, кг
Среднемес.
дополнит.
добыча нефти,
тонн
28190
Залежь 31
15.09.1999
18.4
2.1
(1.5)
94
(-17.5)
60
43.9
15860
Залежь 31
23.09.1999
17.7
20.5
(0.84)
88
(-6.25)
66
25.0
15848
Залежь 31
04.10.1999
15.2
0.3
(0.85)
98.4
(-9.9)
50
19.5
5353
Алькеевская
18.10.1999
258.5
9.5
(4.5)
97
(-7.8)
90
133.3
1267
Вост-Сулеевская
23.03.2000
84.3
0.7
(0.50)
99.2
(-0.9)
60
16.2
1244
Вост-Сулеевская
06.04.2000
25.5
0.8
(-0.2)
96.7
(2)
60
-7.3
11477
Алькеевская
25.07.2000
31.8
0.3
(7.2)
99.2
(-55.7)
20
173

 

С определенной уверенностью можно говорить, что использование обратных эмульсий на базе «СБФ» способствует ограничению отбора попутной воды и увеличению производительности скважин по нефти, при снижении дебита жидкости. Такой факт хорошо отслеживается на примере скв.№11477 (табл. 4) и других скважин.

(Алькеевская пл., пашийский горизонт)

Режим до обработки
Режим после обработки
Дата
замера
Допол.
дебит
нефти,
Измене-
ние
обвод-
ненности,
Доп.
добыча
нефти,
т
Относит.
эффект
(Qд/Qмес),
доли.ед
Дебит,
т/сут
%
воды
 
Дебит,
т/сут
%
воды
 
 
т/сут
%
 
 
Нефть
Жид.
 
Нефть
Жид.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
5.2
10.0
55.5
Август
4.9
-43.7
42
0.95
 
 
 
6.9
11.4
48
Сентяб
6.6
-51.2
185
1.0
0.3
31.8
99.2
7.6
11.2
41.9
Октяб
7.3
-57.3
226
1.0
 
 
 
9.1
11.9
34.4
Нояб
8.8
-64.8
176
0.97
 
 
 
11.6
16
37.6
Декаб
11.3
-61.6
238
0.97
 
 
 
 
 
 
 
 
Итого:
866
 

Кроме того, из табл.4 по величине относительного эффекта, который составляет 0.9-1, видно, что добыча по скважине в целом по месяцам в основном получена за счет примененной технологии. 
Всего на 7 скважин было истрачено 406 кг «СБФ». Это означает, что на 1 кг материала дополнительно получено 10.8 тонн нефти. 
С учетом затрат на обработку одной скважины, затрат на приобретение и доставку реагента и затрат на дополнительную добычу нефти средний экономический эффект за год от обработки составляет 18572$, а экономический эффект на 1тонну дополнительно отобранной нефти – 14.1$.

Выводы:

1. В НГДУ «Джалильнефть» с сентября 1999г. на 1.01.2001г. по шести обработанным скважинам получено дополнительно 4381,5тонн нефти.

2. Применение обратных эмульсий на базе «СБФ» позволило в среднем по шести скважинам снизить обводненнность на 14% и увеличить дебит нефти в 1,5 раза. ( Единичный результат по скважине №11477 мы пока считаем случайным.).

3. Предварительно можно сказать, что по коллекторам пашийского горизонта, характеризующегося меньшей вязкостью нефти и большей расчлененностью по сравнению с бобриковским эффективность технологии в среднем выше. 

Оформить заказ
Отправить заявку


Схема проезда
Онлайн-консультант