В статье приводятся результаты лабораторных исследований, промысловых испытаний и промышленного использования технологий увеличения нефтеотдачи с применением наноструктурированных нефтевытесняющих «smart» композиций пролонгированного действия на основе ПАВ и буферных систем, при естественном режиме разработки и при паротепловом воздействии. Показана перспективность промышленного применения созданных технологий для добычи залежей высоковязкой нефти и углеводородов в Арктической зоне.
Неуклонно растущие потребности мировой экономики в углеводородах, согласно прогнозным оценкам, будут в основном удовлетворяться освоением ресурсов новых нефтедобывающих регионов, преимущественно в Арктической зоне планеты, а также за счет разработки месторождений тяжелых, высоковязких нефтей и битумов [1–5]. Арктическая зона обеспечивает в Российской Федерации добычу более 17 % нефти и 80 % горючего природного газа. Континентальный шельф РФ в Арктике, по оценкам экспертов, содержит более 17,3 млрд тонн нефти, 85,1 трлн м3 горючего природного газа и является стратегическим резервом развития минерально-сырьевой базы РФ [2]. Запасы тяжелых, высоковязких нефтей в мире примерно в 5 раз превышают объем остаточных извлекаемых запасов легких нефтей малой и средней вязкости – 810 и 162 млрд тонн соответственно. Большие запасы тяжелых, высоковязких нефтей имеют Канада, Венесуэла, Мексика, США, Россия, Кувейт и Китай.
Для увеличения добычи нефти месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти, в том числе в Арктической зоне, а также залежей высоковязких нефтей 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 [6–10].
Перспективна тенденция создания максимально автономных систем увеличения нефтеотдачи, базирующихся на использовании «smart» композиций химических реагентов, неприхотливых к климатическим условиям транспортировки и хранения, не требующих дополнительной подготовки к использованию на промысле и способных после закачки в пласт сохранять длительное время высокую нефтевытесняющую активность, а также увеличивать степень охвата пласта заводнением или иным активным воздействием [10–12].
В работах Института химии нефти СО РАН (ИХН СО РАН) указанный подход реализуется путем создания «smart» композиций на основе генерируемых непосредственно в пласте термотропных неорганических и полимерных гелеобразующих и золеобразующих композиций с регулируемой вязкостью и плотностью, а также нефтевытесняющих композиций на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) с регулируемой вязкостью и щелочностью, сохраняющих, самоподдерживающих в пласте длительное время комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальный для целей нефтевытеснения. Композиции используются для закачки в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи, снижения обводненности добывающих скважин и интенсификации добычи нефти в осложненных условиях эксплуатации, в том числе для месторождений высоковязких нефтей, разрабатываемых как с применением термических методов, так и без теплового воздействия [12–16].
Предложена концепция увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей, разрабатываемых на естественном режиме и тепловыми методами, «smart» композициями на основе ПАВ, координирующих растворителей и комплексных соединений, химически эволюционирующих в пласте с приобретением коллоидно-химических свойств, оптимальных для целей нефтевытеснения [9, 16]. Факторами, вызывающими химическую эволюцию, являются термобарические пластовые условия, взаимодействие с породой коллектора и пластовыми флюидами.
В результате химической эволюции систем образуются нефтевытесняющие жидкости с высокой кислотно-основной буферной емкостью, эмульсионные и газо-жидкостные системы коллоидной степени дисперсности. Для увеличения нефтеотдачи созданы щелочные и кислотные «smart» композиции нового поколения на основе ПАВ, аддуктов неорганических кислот и полиолов с добавками электролитов и неэлектролитов. Композиции совместимы с минерализованными пластовыми водами, имеют низкую температуру замерзания (−20 ÷ −60 °С), низкое межфазное натяжение на границе с нефтью, снижают вязкость нефти, применимы в широком интервале температур, от 10 до 200 °С, обеспечивают эффективное нефтевытеснение и пролонгированное воздействие на пласт. Композиции имеют регулируемую вязкость для достижения оптимального соотношения вязкостей пластовой нефти и вытесняющего ее рабочего агента, обеспечивающего увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, а также регулируемую щелочность для достижения оптимального уровня рН, обеспечивающего максимальное действие и минимальную адсорбцию ПАВ. В состав композиций входят доступные на рынке Российской Федерации и экологически безопасные продукты промышленного производства [17, 18].
Для залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти в низкопроницаемых гидрофобных продуктивных пластах перспективны химически эволюционирующие системы, включающие композиции, способные химически реагировать с породой пласта и пластовыми флюидами: композиции последовательно, в процессе движения в пласте, меняют свой состав и свойства, в частности, будучи вначале кислотными породорастворяющими, после взаимодействия с породой становятся нейтральными или щелочными нефтевытесняющими и золеобразующими композициями.
Композиции на основе ПАВ и аммиачной буферной системы
В течение ряда лет в ИХН СО РАН развивается концепция воздействия на залежь высоковязкой нефти композициями на основе ПАВ, содержащими каpбамид и соль аммония, которые в пласте под действием пластовой температуры или теплоносителя химически эволюционируют, образуя СО2 и аммиачную буферную систему [13–15]. В пласте под действием высокой температуры карбамид гидролизуется с образованием углекислого газа и аммиака. Углекислый газ, в отличие от аммиака, намного более растворим в нефти, чем в воде. Коэффициент распределения СО2 в системе нефть – вода в интервале температур 35–100 °С и давлений 10¸40 МПа находится в пределах 4–10, тогда как для аммиака он не превышает 6×10-4. Поэтому в системе нефть – вода нефтяная фаза будет обогащена СО2, водная – аммиаком, который с солью аммония образует щелочную систему с максимальной буферной емкостью в интервале рН 9 ¸ 10 [13–15], оптимальную для целей нефтевытеснения. Растворение СО2 в нефти приводит к уменьшению ее вязкости, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы.
СО2 и аммиак в паровой фазе способствуют сохранению парогазовой смеси при температуре ниже температуры конденсации пара, увеличивают эффективность процесса переноса компонентов нефти по механизму дистилляции. СО2 и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта. Эту же роль выполняет аммиачная буферная система, образующаяся при растворении аммиака в водном растворе солей аммония. Кроме того, благодаря своей щелочности, рН 9¸10, и присутствию ПАВ, она способствует интенсификации противоточной пропитки и дополнительному вытеснению нефти, уменьшению межфазного натяжения и деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок на границах нефть – вода – порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти [12–15].
В результате проведенных исследований были созданы нефтевытесняющие композиции на основе ПАВ, генерирующие в пласте при паротепловом воздействии СО2 и щелочную буферную систему (композиции НИНКА®), которые способствуют снижению вязкости нефти и дополнительному ее вытеснению. Изучение влияния на вязкость нефтей композиций НИНКА® показало, что после автоклавирования совместно с композициями при температуре 150–200 °С и последующем охлаждении до 20–80 °С вязкость нефтей Ярегского и Усинского месторождений в зависимости от концентрации композиции и времени автоклавирования понижается минимально на 10–30 %, максимально в 4–6,2 раза. Наиболее существенное уменьшение вязкости нефтей наблюдается в области неньютоновского течения (при пониженных температурах). Аналогичные закономерности наблюдались при исследовании влияния композиций на высоковязкие нефти месторождений Ляохэ и Флуарти, КНР. Проведенные исследования позволили оптимизировать состав композиций для увеличения эффективности паротеплового и пароциклического воздействия на залежи высоковязких нефтей. При вытеснении нефти композицией НИНКА® за счет снижения вязкости и улучшения смачивающей способности подвижность фильтруемой жидкости увеличивается в 1,5–6 раз, прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 10–20 %, значительно снижается остаточная нефтенасыщенность, что приводит к стабилизации либо снижению обводненности продукции добывающих скважин и увеличению добычи нефти.
На пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и на месторождении Гаошен (КНР) в 2003–2007 гг. были проведены промысловые испытания композиций НИНКА®. Установлено, что их применение при стационарной закачке пара приводит к снижению обводненности на 10–20 % и увеличению дебитов по нефти в среднем на 40 %. При пароциклическом воздействии наблюдается увеличение добычи нефти в 1,5–3 раза, уменьшение вязкости нефти в 2–3 раза. В настоящее время технологии с применением композиций НИНКА® используются в промышленном масштабе. В качестве примера на рис. 1 приведены результаты промышленного использования композиций НИНКА® при пароциклической обработке (ПЦО) скважин на пермо-карбоновой залежи высоковязкой нефти Усинского месторождения в 2020 году. Средний дебит нефти после обработки композицией НИНКА® составил 16,0 т/сут, средний прирост дебита нефти – 11,8 т/сут.
Следующим шагом в развитии указанных работ явилось создание нефтевытесняющей композиции на основе ПАВ и аммиачной буферной системы с регулируемой вязкостью и щелочностью – загущенной композиции НИНКА-З, которая увеличивает и коэффициент нефтевытеснения, и коэффициент охвата пласта при заводнении и паротепловом воздействии. Для получения композиции НИНКА-З в состав композиции НИНКА® на основе ПАВ, соли аммония и карбамида дополнительно вводят соль алюминия, изменением концентрации которой можно регулировать вязкость композиции, в результате химической эволюции непосредственно в пласте она загущается и становится одновременно потокоотклоняющей и нефтевытесняющей композицией [12, 17]. Как и в композиции НИНКА®, в пласте при тепловом воздействии карбамид гидролизуется, образуя СО2 и NН3, который с солью аммония дает щелочную аммиачную буферную систему, оптимальную для целей нефтевытеснения, при этом рН растворов композиции повышается до 7,7–10,1 ед. рН. Повышение рН вызывает гидролиз соли алюминия с образованием золя гидроксида алюминия, при этом вязкость композиции увеличивается в 6–78 раз, но система остается подвижной, образуется золь. Исследования изменения реологических свойств высоковязкой нефти Усинского месторождения после термостатирования при 150 °С с растворами композиции НИНКА-З показали, что вязкость нефти по сравнению с исходной нефтью снижается в 2–3 раза. При этом растворы композиции оказывают деэмульгирующее действие, количество воды в нефти снижается в 10–220 раз. Таким образом, закачка композиции НИНКА® приводит к увеличению охвата пласта тепловым воздействием, подключению низкопроницаемых пропластков, снижению вязкости нефти и ее доотмыву. В результате происходит увеличение коэффициента охвата пласта, прирост коэффициента извлечения нефти (КИН) и интенсификация ее добычи.
