image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Добыча нефти и газа

01.1-2.2017 10:00 Технология ПАВ-полимерного заводнения для условий месторождения «Белый Тигр»
На основе текущего состояния разработки месторождения «Белый Тигр» и результатов, полученных при закачке высоковязкого геля (ВПГ) на базе анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ (ПАВ) высокой концентрации на объектах миоцена и олигоцена, в статье обосновывается необходимость поиска термостабильного и солестойкого состава для менее затратного комбинированного воздействия на пласт.
В результате проведенной серии исследований в научно-образовательном центре (НОЦ) «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина был подобран полимерный состав оптимальной концентрации, устойчивый к механической деструкции, имеющий достаточную термостойкость, солестойкость, с малой степенью адсорбции на поверхности породы пористой среды.
На втором этапе исследований проводилось сравнительное тестирование ряда ПАВ. В результате для технологии комбинированного воздействия на пласт был выбран полиэфирсульфонат натрия.
Была проверена совместимость данного ПАВ и выбранного полимера AN125 SH (фирма SNF). В приготовленный на пресной воде раствор полиэфирсульфоната концентрацией 0,1 % добавлялся полимер до концентрации его в составе 0,5 % масс. Проводилось определение термостабильности и реологических свойств полученного ПАВ-полимерного состава в течение заданного времени.
На заключительном этапе для сравнительной оценки эффективности полимерного и ПАВ-полимерного заводнения были выполнены тестовые испытания, направленные на изучение тампонирующих и селективных свойств, а также довытесняющей способности 0,5%-го раствора AN125 SH и состава 0,5 % масс. AN125 SH + 0,1 % масс. полиэфирсульфоната натрия на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS.
Выполненные исследования показали перспективность применения разработанного ПАВ-полимерного состава для технологии комбинированного воздействия на пласт в условиях нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр».
Ключевые слова: ПАВ-полимерное заводнение, термостабильность, солеустойчивость, комбинированное воздействие на пласт, миоцен.
Ссылка для цитирования: Магадова Л.А., Губанов В.Б., Фан Ву Ань, Довгий К.А. Технология ПАВ-полимерного заводнения для условий месторождения «Белый Тигр» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 36–39.
Открыть PDF


Крупнейшее месторождение Вьетнама «Белый Тигр» разрабатывается русско-вьетнамским предприятием «Вьетсовпетро» с 1986 г. Объектами разработки являются кристаллические породы фундамента, преимущественно терригенные отложения нижнего и верхнего олигоцена, а также нижнего миоцена.

В начале разработки фундамент давал основную часть добываемой продукции. В настоящее время постепенно повышается доля, приходящаяся на остальные объекты, особенно нижний миоцен.

1_1_3.png
Рис. 1. Оценка стабильности состава 0,5 % масс. AN125 SH + 0,1 % масс. ПС по изменению эффективной вязкости в течение времени
Fig. 1. The assessment of the stability of the composition of 0.5 % wt. AN125 SH + 0,1 % wt. PS according to the change of the efficient viscosity over the time

Учитывая тот факт, что разработка месторождения приближается к концу второй стадии нефтедобычи, чрезвычайно актуальной и важной задачей становится поиск эффективных технологий повышения нефтеотдачи на залежи нижнего миоцена. В условиях офшорной эксплуатации среди разнообразных методов увеличения нефтеотдачи пластов наиболее приемлемыми представляются физико-химические методы, в том числе и ПАВ-полимерное заводнение.

Использование полимерных растворов в условиях нижнего миоцена затруднено ввиду высокой пластовой температуры (70–120 °C), поскольку применение большинства товарных полимеров ограничено температурой не выше 70 °C.

Успешные закачки на объектах миоцена и олигоцена термостабильного высоковязкого геля (ВПГ) на основе анионных и неионогенных ПАВ высокой концентрации, как показали результаты [1], позволили повысить одновременно коэффициенты охвата и вытеснения в отсутствии полимера, но явились весьма затратными. Однако они показали перспективность применения ПАВ-полимерного заводнения и необходимость поиска более дешевого термостабильного состава.

В связи с этим в НОЦ «Промысловая химия» при РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина были выполнены исследования по изучению свойств и тестированию ряда товарных полимеров и ПАВ в целях определения ПАВ-полимерного состава, эффективного для применения технологии ПАВ-полимерного заводнения на южном участке нижнего миоцена, пластовая температура которого находится в диапазоне 70–95 °С.

На основе результатов, полученных при тестировании ряда товарных полимеров, был выбран сульфированный полиакриламид марки AN125 SH (фирма SNF), показавший более высокую термостабильность и солестойкость, низкую степень механической деструкции при фильтрации раствора полимера через пористую среду (примерно 10 %) и низкую степень адсорбции на поверхности пор (удельная адсорбция полимера на поверхности пористой среды модели пласта составила 0,434 мг/г или 0,0047 г/м2).

1_1.png
Рис. 2. Обвязка установки HP-CFS для выполнения фильтрационного эксперимента
Fig. 2. Binding of the HP-CFS device to perform a filtration experiment

На втором этапе исследований проводилось тестирование ряда ПАВ, а именно альфаолефинсульфоната натрия (АОС), цетилтриметиламмония бромида (ЦТАБ), полиэфирсульфоната натрия (ПС) в целях выбора ПАВ для технологии комбинированного воздействия на пласт.

С учетом результатов, полученных при определении критической концентрации мицеллообразования (ККМ) данных ПАВ, были приготовлены растворы ПАВ с концентрацией 0,05 % на пресной и морской воде. Данные растворы выдерживались в течение месяца при температуре 95 °С. Периодически проверялось межфазное натяжение растворов на границе с углеводородом (таблица).

После 30 суток выдержки при 95 °С наименьшее межфазное натяжение оказалось у раствора ПС в пресной и морской воде, составившее 5,66 и 6,95 мН/м соответственно, что говорит о большей стабильности данного ПАВ в пресной воде.

Для дальнейших исследований был выбран раствор ПС в пресной воде, тем более что для приготовления раствора полимера под закачку в пласт также была выбрана пресная вода.

Межфазное натяжение раствора ПС в пресной воде при выдержке при 95 °С повысилось примерно в 2 раза. С учетом снижения эффективности раствора ПАВ, приготовленного на пресной воде в течение длительной выдержки при пластовой температуре, для выполнения дальнейших исследований концентрацию раствора ПАВ увеличили до 0,1 %.

1_1_1.png
Рис. 3. Динамика накопленного коэффициента вытеснения при моделировании процесса закачки 0,5%-го раствора полимера AN125 SH
Fig. 3. The dynamic of the accumulated displacement factor while modelling the process of injection of 0.5 % of AN125 SH polymer suspension

Был выполнен фильтрационный эксперимент по определению степени адсорбции ПАВ на поверхности пористой среды. Удельная адсорбция ПАВ на поверхности пористой среды модели пласта составила 0,01196 г/г, или 0,1269 г/м2.

Также была проверена совместимость данного ПАВ и полимера AN125 SH.  В приготовленный раствор ПС концентрацией 0,1 % добавлялся полимер до концентрации его в составе 0,5 % масс. Проводилось определение термостабильности и реологических свойств полученного ПАВ-полимерного состава в течение 2 недель. Как видно на рис. 1, его вязкость за это время снизилась незначительно.

На заключительном этапе для сравнительной оценки эффективности полимерного и ПАВ-полимерного заводнения были проведены тестовые испытания, направленные на изучение тампонирующих и селективных свойств, а также довытесняющей способности 0,5%-го раствора AN125 SH и состава 0,5 % масс. AN125 SH + 0,1 % масс. ПС на фильтрационной установке высокого давления HP-CFS.

Согласно разработанной методике (рис. 2) в каждом эксперименте использовались две параллельные насыпные модели с различной начальной проницаемостью и общим входом.

1_1_2.png
Рис. 4. Динамика накопленного коэффициента вытеснения при моделировании процесса закачки ПАВ-полимерного состава 0,5 % AN125 SH + 0,1 % ПС
Fig. 4. The dynamic of the accumulated displacement factor while modelling the process of injection of 0.5% of AN125 SH polymer suspension + 0,1 % PS

Одна модель с начальной проницаемостью по воде порядка 0,3 Д моделировала высокопроницаемую часть коллектора, а вторая с проницаемостью около 0,02 Д моделировала гидродинамически связанный низкопроницаемый участок коллектора (эффективная проницаемость залежи нижний миоцен находится в диапазоне 1,6–326 мД).

На подготовительном этапе эксперимента модели насыщались под действием вакуума морской водой. После определения коэффициента проницаемости по воде в каждую из них закачивалась изовискозная модель нефти нижнего миоцена под давлением примерно 2 МПа для создания нефтенасыщенной пористой среды с остаточной водой.

При 95 °С осуществлялась фильтрация воды через общий вход в обе модели пласта до стабилизации перепада давления и выхода из высокопроницаемой модели полностью обводненной продукции. Затем проводилась закачка исследуемого состава в количестве, равном половине суммарного порового объема двух моделей пласта.

В процессе фильтрации для каждой модели применялась отдельная система противодавления. Подача давления газа осуществлялась из одного баллона с азотом, поэтому уровень противодавления для первой и второй модели был одинаков.

Результаты проведенных сравнительных фильтрационных экспериментов приведены на рис. 3 и 4 в виде графика зависимости коэффициента вытеснения нефти от относительного накопленного объема закачки, соответствующего каждому этапу опыта.

Экспериментальные данные позволяют сделать вывод, что присутствие ПАВ в составе вытесняющего агента положительно влияет на количество доизвлеченной нефти. Если в первом эксперименте суммарный коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемой модели составил 63,18 %, а из низкопроницаемой – 43,27 %, то во втором эксперименте аналогичный показатель из высокопроницаемой модели составил 68,36 %, а из низкопроницаемой –
51,89 %.

Выполненные исследования показали перспективность применения технологии ПАВ-полимерного заводнения для условий нижнего миоцена месторождения «Белый Тигр». 

 

Изменение межфазного натяжения растворов, исследованных ПАВ на границе с углеводородной фазой
The change of interfacial tension of suspension of the tested SAS on the edge with hydrocarbon phase

Время, сут

Ti,me, days

АОС

Sodium alpha olefin sulfonate

ПС

Polyester sodium sulfonate (PS)

ЦТАБ

Cetyl trimethyl ammonium bromide

АОС

Sodium alpha olefin sulfonate

ПС

Polyester sodium sulfonate (PS)

ЦТАБ

Cetyl trimethyl ammonium bromide

На пресной воде

Fresh water

На морской воде

Sea water

0

2,63

2,35

0,054

1,11

0,8

0,032

10

3,12

2,98

2,63

1,26

1,11

1,78

18

4,14

3,67

3,67

1,41

1,19

2,98

25

5,13

4,67

5,98

6,95

5,65

7,01

30

5,98

5,66

9,48

10,1

6,95

10,91



← Назад к списку


im - научные статьи.