Наноструктурированные гели и золи для физико-химических и комплексных технологий увеличения нефтеотдачи

Для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе высоковязкой нефти, и дальнейшего увеличения ее добычи представляется перспективным широкомасштабное применение новых комплексных технологий увеличения нефтеотдачи, сочетающих базовое воздействие на пласт закачкой воды или водяного пара с физико-химическими методами, увеличивающими охват пласта и коэффициент нефтевытеснения при одновременной интенсификации разработки [1-7].

Современная тенденция развития физико-химических методов увеличения нефтеотдачи базируется на «смарт» материалах со сложной иерархической структурой. Перспективной представляется разработка систем, химически эволюционирующих непосредственно в пласте с приобретением коллоидно-химических свойств, оптимальных для целей нефтевытеснения. Факторами, вызывающими химическую эволюцию инжектированных систем, являются термобарические пластовые условия, взаимодействие с породой коллектора и пластовыми флюидами. В результате химической эволюции систем образуются гели и золи, нефтевытесняющие жидкости с высокой кислотно-основной буферной емкостью, эмульсионные и газо-жидкостные системы коллоидной степени дисперсности [7-10].

В ИХН СО РАН созданы «интеллектуальные» композиции с регулируемой вязкостью, плотностью и щелочностью: термотропные неорганические и полимерные золе- и гелеобразующие композиции, а также нефтевытесняющие композиции на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) для закачки в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи, снижения обводненности добывающих скважин и интенсификации добычи нефти в осложненных условиях эксплуатации [7-14]. В развитие этих работ создана многофункциональная химическая композиция на основе ПАВ с регулируемой вязкостью и щелочностью, низким межфазным натяжением и высокой буферной емкостью в диапазоне 2.5-10 ед. рН, высокой нефтевытесняющей способностью в области температур 20-250 ^оС, низкозастывающая, совместимая с минерализованными пластовыми водами, увеличивающая проницаемость пластов-коллекторов. В 2019 г. планируются ее промысловые испытания.

Гель-технологии для увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритокf

На поздней стадии разработки месторождений доминирующая роль принадлежит гель-технологиям, увеличивающим охват пласта заводнением или паротепловым воздействием, снижающим обводненность продукции и увеличивающим добычу нефти. В ИХН СО РАН созданы термотропные гелеобразующие системы, которые в поверхностных условиях являются маловязкими водными растворами, в пластовых – превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя, без сшивающих агентов [7-10]. Исследованы кинетика гелеобразования, реологические и фильтрационные характеристики гелей различных типов для неоднородных пластов с проницаемостью в интервале от 0.01 до 10 мкм². Предложены термотропные гелеобразующие композиции: неорганические на основе системы «соль алю­миния – карбамид – вода» (ГАЛКА^®) и полимерные (МЕТКА^®) на основе эфиров целлюлозы (ЭЦ) с различным временем гелеобразования – от нескольких минут до нескольких суток – в интервале температур 10-320^оС [7, 8]. Следует отметить, что в области скоростей сдвига 0,01 – 3.0 с^-1 при высоких давлениях, в условиях всестороннего сжатия, напряжение сдвига и вязкость гелей в указанных системах имеют значения на несколько порядков выше (рисунок 1), чем при атмосферном давлении, гель является твердообразным телом, вид реологических зависимостей указывает на его вязкоупругие свойства.

Рисунок 1 – Зависимость вязкости в термотропной гелеобразующей системе на основе эфиров целлюлозы от температуры:

а – при атмосферном давлении, б – при давлении 50 атм (резкое увеличение вязкости связанно с гелеобразованием)

Поэтому термотропные гелеобразующие композиции могут использоваться для регулирования профиля приемистости в нагнетательных скважинах и изоляции водопритоков в добывающих скважинах, а также совместно с паротепловым и пароциклическим воздействием на пласт с целью увеличения нефтеотдачи. С их использованием разработаны пять гель-технологий для увеличения нефтеотдачи высоко неоднородных пластов, которые промышленно используются на месторождениях Западной Сибири и республики Коми. Экологическая безопасность реагентов, их безвредность для человека позволяют широко использовать гель-технологии на месторождениях России и других стран. Проведены промысловые испытания и осуществляется промышленное использования комплексных технологий физико-химического и паротеплового воздействия в Западной Сибири и в респ. Коми. Так, в 2014-2018 гг. на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения по технологиям ИХН СО РАН обработаны более 190 скважины. Прирост дебита по нефти составил от 3 до 24 тонн в сутки на скважину, дополнительная добыча нефти ≈1000 тонн на скважино-обработку, например, рисунок 2 [9-12].

Рисунок 2 – Результаты работ по ограничению водопритока и увеличению нефтеотдачи на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с применением композиций: МЕТКА^®

(а) – суммарно по 5 добывающим скважинам, увеличение дебитов по нефти, снижение обводненности; ГАЛКА^® (б) – промышленное использование технологии в 2017 г., прирост среднемесячного дебита нефти по добывающим скважинам после пароциклической обработки (ПЦО) с композицией ГАЛКА^®

Геофизические исследования до и после закачки гелеобразующих композиций показали, что происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта паротепловым воздействием. Результаты проведенных работ демонстрируют синергизм методов физико-химического и паротеплового воздействия на пласт, перспективность их комплексного применения для увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей [8, 10, 11].

Наноструктурированные композиции с двумя гелеобразующими компонентами для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи

Применительно к проблемам увеличения нефтеотдачи логическим развитием идеи «смарт» материалов со сложной иерархической структурой является создание систем с двумя гелеобразующими компонентами, образующими непосредственно в пласте связнодисперсные наноразмерные структуры типа «гель-в-геле» с улучшенными реологическими характеристиками и структурно-механическими свойствами. В последние годы в ИХН СО РАН созданы новые наноструктурированные гелеобразующие композиции для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи при заводнении и паротепловом воздействии с двумя гелеобразующими компонентами – полимерным и неорганическим, образующие в пласте структуры типа «гель-в-геле», которые имеют более высокие вязкость, упругость и предельное напряжение сдвига по сравнению с гелями с одним гелеобразующим компонентом.

Для области высоких температур (60-200 ^оС) предложены гелеобразующие композиции на основе системы «соль Al – простой эфир целлюлозы (ЭЦ) – карбамид – полиол – вода», в которых при нагревании за счет фазового перехода сначала образуется полимерный гель, а затем внутри него по механизму гидролитической поликонденсации, инициируемой продуктами гидролиза карбамида, возникает неорганический гель гидроксида Al, то есть связнодисперсная наноразмерная структура «гель-в-геле» [7, 13].

Для области низких температур (20-60 ^оС) создана новая гелеобразующая композиция на основе системы «поливиниловый спирт (ПВС) – полиол – многоосновная кислота – соль Al – карбамид – алифатический амин – вода», которая в пласте также образует связнодисперсные наноразмерные структуры типа «гель-в-геле». После закачки в пласт при температуре 20-60 ^оС сначала за счет реакции гидроксополиконденсации ионов алюминия образуется необратимый неорганический гель гидроксида алюминия, а затем, через определенное время, внутри неорганического геля возникает полимерный гель на основе ПВС и многоосновной кислоты, то есть связнодисперсная наноразмерная структура типа «гель в геле». В результате улучшаются структурно-механические свойства геля, его вязкость и упругость кратно возрастают.

Проведены лабораторные исследования реологических свойств наноструктурированных гелеобразующих композиций – растворов и гелей, полученных из этих растворов: динамической вязкости, модуля упругости (модуля Юнга) и предельного напряжения сдвига (предела текучести). Измерение вязкости проводили с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком и ротационного вискозиметра Реометра HAAKE Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС25 DIN/Ti) при изменении скорости сдвига в интервале от 10 до 1200 с^-1. Определение модуля упругости гелей проводили на основании диаграмм «напряжение – деформация», полученных в квазистатическом режиме сжатия цилиндрических образцов. Предел текучести гелей определяли с помощью ротационного вискозиметра Реометра HAAKE Viscotester iQ.

Исследования кинетики гелеобразования и реологических свойств растворов и гелей показали, что созданные синергетическая связнодисперсные наноразмерные структуры типа «гель в геле» имеют повышенную вязкость и упругость по сравнению с гелями с одним неорганическим или полимерным гелеобразующим компонентом (рисунки 3, 4 – для системы «соль Al –ЭЦ – карбамид – вода»).

Рисунок 3 – Реологические кривые течения: зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига до и после образования геля при 150 ^оС композиций с двумя (2) и одним (1) гелеобразующими компонентами

Рисунок 4 – Значения модуля упругости гелей, полученных из композиций с двумя (2) и одним (1) гелеобразующими компонентами после термостатирования при 90-150 ^оС

Так, предельное напряжение сдвига наноструктурированных гелей, полученных в интервале температур 90-150 ^оС из растворов композиций на основе системы «соль Al –ЭЦ – карбамид – вода» с двумя гелеобразующими компонентами, в 1.6-2 раза выше, чем для гелей из растворов композиций с одним неорганическим гелеобразующим компонентом: 433 - 844 и 378 - 427 Па, соответственно, значения модулей упругости комбинированных гелей также значительно выше. Для гелей, полученных из композиций на основе ЭЦ с одним полимерным гелеобразующим компонентом, предельное напряжение сдвига составляет 109 - 321 Па.

Промысловые испытания технологии с применением гелеобразующей композиции на основе системы «соль Al –ЭЦ – карбамид – вода» для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи успешно проведены в 2016-2017 гг. на 9 добывающих скважинах пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения при ПЦО и в зоне площадной закачки пара. После обработки скважин наблюдается значительное снижение обводненности, на 12-40 %, и кратное увеличение дебитов по нефти, рисунок 5. Образующиеся в пласте структуры типа «гель-в-геле» сдерживают прорыв воды или пара из нагнетательных в добывающие скважины, перераспределяют фильтрационные потоки пластовых флюидов в нефтяном пласте, что приводит к стабилизации либо обводненности продукции окружающих добывающих или пароциклических скважин, увеличению добычи нефти.

Созданы термотропные гелеобразующие системы, которые в поверхностных условиях являются маловязкими водными растворами, в пластовых – превращаются в гели. Гелеобразование происходит под действием тепловой энергии пласта или закачиваемого теплоносителя, без сшивающих агентов. При высоких давлениях, в пластовых условиях, напряжение сдвига и вязкость гелей кратно возрастают, гели становятся твердообразными телами, что позволяет использовать их в технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока.

Неорганические и полимерные гели и золи с одним гелеобразующим компонентом проявили высокую эффективность при заводнении и паротепловом воздействии в интервале температур 10-320 ^оС. Показана перспективность новых термотропных наноструктурированных композиций с двумя гелеобразующими компонентами – полимерным и неорганическим, образующих в пласте структуры типа «гель-в-геле» с улучшенными реологическими характеристиками и структурно-механическими свойствами. При приготовлении и закачке композиций используется стандартное нефтепромысловое оборудование и экологически безопасные продукты многотоннажного промышленного производства.

Результаты проведенных работ по применению термотропных наноструктурированных гелей и золей в технологиях увеличения нефтеотдачи и ограничения водопритока показывают перспективность промышленного использования технологий для эффективного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти, в том числе залежей высоковязкой нефти, и дальнейшего увеличения ее добычи в труднодоступных регионах и сложных природно-климатических условиях, включая северные и арктические регионы.

Работа выполнена в рамках государственного задания по проекту V.46.2.3. «Физическая химия и реология нефти и полидисперсных нефтесодержащих систем в процессах увеличения нефтеотдачи пластов и транспорта нефти».

Литература:

1. Ruzin L. M., Morozyuk O. A., Durkin S. M. Features and innovative ways of highly viscous oil field development //Oil Industry. 2013, № 8. P. 51–53.

2. Romero-Zeron L. Chemical Enhanced Oil Recovery (cEOR). A Practical Overview. InTech, 2016. 200 p. DOI: 10.5772/61394.

3. Wang Y., Hou J., Song Z., Yuan D., Zhang J., Zhao T. A Case Study on Simulation of In-Situ CO₂ Huff-‘n’-Puff Process // SPE Reservoir Evaluation & Engineering. 2018. Vol. 21, No. 01. P. 109–121.

4. Hascakir B. Introduction to thermal Enhanced Oil Recovery (EOR) specialissue // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2017. Vol. 154. P. 438–441.

5. Sheng J. J. Modern Chemical Enhanced Oil Recovery. Gulf Publishing, 2011. 617 р.

6. Xiaohu Donga, Huiqing Liua, Zhangxin Chena, Keliu Wua, Ning Lua, Qichen Zhanga. Enhanced oil recovery techniques for heavy oil and oilsands reservoirs after steam injection // Applied Energy. 2019. Vol. 239, Is. C. P. 1190–1211.

7. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Стасьева Л. А., Кувшинов И. В. Тенденции и перспективы развития физико-химических методов увеличения нефтеотдачи месторождений тяжелой нефти (обзор) // Химия в интересах устойчивого развития. 2018. Т. 26, № 3. С. 261–277.

8. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений (обзор) // Успехи химии. 2007. Т. 76. № 10. С. 1034-1052.

9. Altunina L. Enhanced oil recovery from high-viscosity oil deposits by chemically evolving systems / L. Altunina, V. Kuvshinov, I. Kuvshinov, L. Stasyeva // The 20^th European Symposium on Improved Oil Recovery, Paris, France, April 8-11, 2019. - EarthDoc website. - DOI:10.3997/2214-4609.201900175 - http://earthdoc.eage.org/publication/publicationdetails/?publication=96143

10. Алтунина Л. К., Кувшинов В. А., Кувшинов И. В., Стасьева Л. А., Чертенков М. В., Шкрабюк Л. С., Андреев Д. В. Физико-химические и комплексные технологии увеличения нефтеотдачи пермокарбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2017. № 7. C. 26–29.

11. Altunina L. K., Kuvshinov V. A., Kuvshinov I. V., Chertenkov M. V., Ursegov S. O. Pilot tests of new EOR technologies for heavy oil reservoirs // Proceedings of SPE Russian Petroleum Conference, Moscow, October 26-28, 2015. Paper 176703-MS.

12. Kuvshinov, I. V., Altunina L. K., Kuvshinov V. A. Combined well treatment with various chemical compositions and thermal methods // Journal of Siberian Federal University. Chemistry. 2019. Т. 12, № 4. С.473-482. DOI: 10.17516/1998-2836-0143

13. 13. Козлов, В.В. Новые термотропные композиции мега с двумя гелеобразующими компонентами для ограничения водопритока и увеличения нефтеотдачи / В.В. Козлов, Л.К. Алтунина, Л.А. Стасьева, В.А. Кувшинов // Химия в интересах устойчивого развития. 2019. Т. 27. № 1.– С. 19–23. DOI: 10.15372/KhUR20190103

14. Altunina L.K., Kuvshinov V.A., Stayeva L.A., Kuvshinov I.V. (2019). Enhanced oil recovery from high-viscosity oil deposits by acid systems based on surfactants, coordining solvents and complex compounds. Georesursy = Georesources, 21(4), pp. 103-113. DOI: https://doi.org/10.18599/grs.2019.4.103-113