Технология на основе композиций силиката натрия

На заданном расстоянии от забоя нагнетательной скважины за счет взаимодействия силиката натрия Na₂O × nSiO₂ (раствора низкомодульного жидкого стекла с плотностью 1,36-1,45 кг/м³) и модулятора гелеобразования (МГ) образуются управляемые силикатные гели (УСГ). В качестве МГ могут использоваться вмещающие породы, разнообразные углеводороды, производные органических кислот, неорганические соединения (в частности, поваренная соль) и др. Нежелательное взаимодействие силиката натрия с солями жесткости, присутствующими в пластовой воде, предотвращается закачкой предоторочки пресной воды. Регулирование кинетики гелеобразования силикатно-гелевой композиции более гибко, чем в полимерных растворах. Продолжительность гелеобразования можно задавать в широком интервале: от нескольких часов до нескольких месяцев. Срок жизни УСГ не ограничен, при этом, в отличие от полимерных систем, гели в процессе приготовления и закачивания в пласт не разрушаются за счет механической термокислотной и биологической деструкции. Кроме того, скорость закачки раствора не влияет на его реологические характеристики. Компоненты композиции УСГ смешиваются с водой в любых соотношениях, поэтому технология их приготовления достаточно проста, в то время как для получения гомогенных полимерных растворов требуется специальная техника растворения. Композиции УСГ являются «экологически чистыми», их воздействие на нефтяной пласт считается наиболее мягким.

Силикат-гелевые составы (СГС) обладают нежесткими структурно-механическими свойствами и постепенно разрушаются при эксплуатации скважин. При необходимости силикатный гель может быть легко разрушен введением щелочных агентов. Наибольшее распространение в качестве гелеобразующих веществ получил состав, содержащий 6 % водного раствора жидкого стекла и 10-процентный раствор соляной кислоты при соотношении 4 : 1. Этот состав является базовым. В высокопроницаемых промытых зонах на поздней стадии разработки для обеспечения оптимального радиуса воздействия целесообразно применять модифицированные ДМ или глинистые порошки (ГП), силикат-гелевые составы (МСГС) в объеме не менее 10 м³ на 1 м продуктивного пласта или 20 % от объема пор. Наилучшими физико-химическими свойствами обладают композиции, в которых к базовому составу добавляют 5 % ДМ или 10 % ГП.

При концентрации ДМ в растворе МСГС выше 5 % возможны осложнения при нагнетании в скважину из-за увеличения динамической вязкости.

Преимущества МСГС заключаются в следующем:

· незначительное (до 1,5 мПа×с) повышение исходной вязкости после приготовления;

· высокая фильтруемость в пористой среде;

· достаточная для изоляции водопритоков прочность структуры после завершения гелеобразования;

· простота и надежность технологий при их широком применении;

· низкая стоимость и доступность реагентов;

· при необходимости возможно разрушение силикат гелевых композиций в пласте.

Одним из перспективных физико-химических методов повышения нефтеотдачи являются силикатно-щелочные заводнения с внутрипластовым осадкообразованием. За счет химической реакции силикатно-щелочного раствора (СЩР) с солями кальция и магния, находящихся в вытесняющих сточных водах, образуется осадок CaSiO₃, который по природе является коллоидным и способен снижать проницаемость до 10 раз и более. В результате внутрипластового контакта нефти с щелочными растворами образуются ПАВ, снижающие межфазное натяжение на границе нефть – щелочной раствор до 0,1 мН/м. Это делает нефть более подвижной, приводит к эмульгированию нефтяной фазы в воду и вовлечению в процесс вытеснения остаточной нефти.

Для предотвращения преждевременного смешения СЩР с вытесняющей сточной водой между ними закачивают оторочки умягченной пресной воды.

Для приготовления СЩР используют натр едкий технический или товарную форму гидроксида натрия (жидкость плотностью 1450 кг/м³) и стекло натриевое жидкое или товарную форму жидкого стекла плотностью 1360 кг/м³. Концентрация компонентов в растворе, нагнетаемом в пласт, при рН = 12,7¸13,7 следующая, %: силикат натрия 2,0, гидроксида натрия 0,2-2,0. Для буферной оторочки и приготовления СЩР в воде необходимо 30-40 мг/дм³ ионов кальция и рН в пределах 7-8. закачка оторочек проводится в следующем порядке:

· сточная минерализованная вода, применяемая для вытеснения нефти в системе ППД;

· разделительная оторочка пресной воды;

· оторочка СЩР;

· разделительная оторочка пресной воды;

· сточная минерализованная вода.

Место выпадения осадков в пласте регулируют объемами оторочек пресной воды и СЩР, а степень снижения проницаемости обводненных зон продуктивного коллектора – изменением концентрации силиката и гидроксида натрия.

Нагнетание оторочек проводят, в основном, с блочных насосных установок системы ППД, оборудованных емкостями большой вместимости. Систему нагнетания СЩР на время цикла закачивания в пласт дополнительно оборудуют быстросъемными стандартными заглушками на блок-гребенках, полностью исключающими смешение СЩР со сточной водой. Продолжительность закачивания СЩР (оторочек пресной воды) при непрерывном его нагнетании в скважину рассчитывают по формуле t = V/q, где V – запланированный для нагнетания объем СЩР, м³; q – производительность насоса, м³/ч.

Объем товарного едкого натра для создания оторочки СЩР

,

где r – плотность рабочего СЩР, кг/м³; С_гн – массовая концентрация гидроксида натрия в рабочем СЩР, %; С_гн.т – массовая концентрация гидроксида натрия в товарном продукте, %; r_т.н – плотность товарного продукта, кг/м³.

Объем товарного жидкого стекла, расходуемого на создание оторочки СЩР, оценивают аналогично.

Сточная вода, закачиваемая в пласт с целью смешения с СЩР и образования осадка, должна содержать не менее 400 мг/дм³ ионов кальция и не менее 200 мг/дм³ магния.

Добавление полимеров, обладающих флоккулирующими свойствами, в раствор одного из реагентов позволяет «связать» отдельные образующиеся в пласте дисперсные частицы между собой и породой пласта и тем самым снизить проницаемость трещин и крупных пор. Увеличивая относительное содержание полимера в СЩР, можно снижать проницаемость за счет адсорбции полимеров. Для создания осадкообразующих силикатно-щелочно-полимерных систем (СЩПС) необходимо ввести в раствор 0,01-0,06 % ПАА. Закачивание СЩПС в неоднородные по проницаемости пласты позво качивание СЩПС в неоднородные по проницаемости пласты позволяет селективно за счет «сшивания» осадкообразования и породы отключать высокообводненные слои пласта и включать в разработку слабодренируемые зоны.

Тепловые методы повышения

Нефтеотдачи пластов

При нагнетании в пласт теплоносителей (растворов на углеводородной основе, воды, пара) гидродинамическое вытеснение дополняется повышением температуры в залежи, что способствует снижению вязкости нефти и увеличению ее подвижности. Объектами применения технологии являются залежи высоковязкой тяжелой нефти, а также нефти, пластовая температура которой равна или близка к температуре насыщения парафином, если другие методы повышения нефтеотдачи не применимы или не обеспечивают достаточной эффективности.

Среди технологий паротеплового вытеснения нефти выделяют циклическую закачку пара, закачку пара с последующим перемещением тепловой оторочки водой и непрерывное нагнетание пара в пласт. Многолетний опыт пароциклической отработки пластов показал, что эффективность метода падает от цикла к циклу на 10-50 %, а после пятого или шестого циклов метод становится экономически невыгодным.

Для перераспределения потока вытесняющего пара широко используют химические добавки. Наибольшее распространение получили вспенивающие реагенты, в качестве которых применяют сульфанатные поверхностно-активные вещества. Для стабилизации пены и существенного увеличения фактора сопротивления проточных каналов в систему вводят каустик, а паронагнетание сочетают с закачкой газообразных смесей водорода, окиси углерода, азота и паров легких углеводородов. Газ повышает пенообразующую способность ПАВ и ускоряет темпы добычи нефти. Пенообразование в нефтяном пласте весьма эффективно при наличии высокопроницаемых каналов и трещин.

Важным направлением совершенствования технологии закачки пара в целях повышения нефтеотдачи пласта является регулирование профиля фильтрации гелеобразующим составом. Гель характеризуется большей термостабильностью, чем пенные системы. Основу гелеобразующих смесей составляют поливиниловый спирт, альдегид и вода. Гелеобразующий состав может закачиваться в пласт вместе с паром или поочередно. Исходный состав имеет низкую вязкость и легко проникает в паропроводящие каналы пласта, где под действием высокой температуры образует структуры, закупоривающие поры. Состав, внедрившийся в зоны, не обработанные паром, из-за низкой температуры не образует связей и легко вытесняется из пласта.

Эффективность метода добычи тяжелых и высоковязких нефтей существенно повышается при тепловом воздействии на пласт из горизонтальных стволов скважин. В последнее время это новое направление стало широко применяться в мировой практике.

При вытеснении нефти паром могут применяться различные комбинации горизонтальных и вертикальных скважин в виде нагнетательных и добывающих. По мнению многих авторов, наиболее практической является схема, включающая для нагнетания пара вертикальные, а для добычи нефти горизонтальные скважины или наоборот.

Горизонтальный участок скважины обеспечивает большую площадь контакта с нефтенасыщенной породой, благодаря чему увеличивается охват пласта тепловым воздействием. Горизонтальные стволы повышают продуктивность скважин в 5-10 раз, увеличивая темп отбора и сокращая время возврата вложенных средств. Экономически они наиболее выгодны в маломощных пластах и в залежах с низкими коллекторскими свойствами.

Технология так называемой «паровой камеры» основана на механизме противоточной гравитационной сегрегации пара и разогретой нефти. Нагнетаемый пар будет стремиться в верхнюю часть залежи, а горячий конденсат и подвижная нефть за счет сил гравитации будут дренироваться в нижнюю горизонтальную добывающую скважину.

При закачке теплоносителя могут возникнуть различные осложнения: вынос песка, нагрев обсадной колонны. Для их предупреждения проводят крепление призабойной зоны, ограничивают отбор жидкости вплоть до остановки добывающей скважины.

Закачка пара является энергоемким процессом и характеризуется низким КПД из-за больших потерь тепла в наземных коммуникациях, в стволе скважины и по пласту. Даже в наиболее успешных проектах на выработку и закачку пара в парогенераторах расходуется от 1/5 до 1/2 топливного эквивалента добытой нефти. Для уменьшения теплопотерь выбирают пласты толщиной более 6 м, сгущают сетки между нагнетательными и добывающими скважинами, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 250-300 т/сут и более), теплоизолируют трубы и др. Кроме того, на степень применения тепловых методов значительное влияние оказывает ограничение по защите окружающей среды за счет выбросов в атмосферу СO₂ и NO₂, выброса твердых веществ, загрязнения водоемов и др.