Ключевые слова: интенсификация добычи нефти, ограничение водопритока, акустические методы интенсификации, обработка призабойной зоны, химические методы интенсификации, реологические свойства.
Нефтегазовый комплекс, как в России, так и по всему миру, сталкивается с двумя основными проблемами при эксплуатации месторождения на поздних стадиях разработки: 1) резкое падение добычи нефти; 2) рост обводненности добываемой продукции. На завершающей стадии разработки месторождения обводненность скважины может достигать 99 %, выше предельной обводненности – 98 %, при существенно низком дебите по нефти менее 1 т/сут. Эксплуатация таких скважин не рентабельна и требует проведения эффективных и недорогих геолого-технических мероприятий.
Существующие технологии ограничения водопритока к скважине можно условно разделить на две группы.
Механические методы – использование специальных технических устройств и методов позволяют изолировать промытые, водонасыщенные пропластки, но не решают проблемы прорывов воды в высокопроницаемых участках нефтенасыщенных пропластков.
Химические методы заключаются в закачке полимерных систем, силикатных составов, реагентов на основе полиакриламида и др. [3, 4]. Но применение таких методов, не обладающих селективностью, способны перекрывать нефтенасыщенные, не до конца промытые участки пласта. Такие методы требуют подбора очень деликатного режима закачки, учитывая сразу многие параметры – время гелеобразования, температуру, минерализацию пластовой воды [5]. К химическим методам ограничения водопритока также можно отнести селективные методы на основе мицеллярных растворов [6].
Ультразвуковая (УЗ) обработка призабойной зоны пласта применяется с целью стимуляции добычи нефти за счет очистки порового пространства от различных кольматантов. Однако ультразвук никак не решает проблемы высокой скважинной обводненности [7, 8]. При этом, при неконтролируемом режиме использования УЗ, резонанс может распространиться и на интервалы перфорации с высокой водонасыщенной частью, что приведет к разрушению существующих гелеобразных экранов и к прорыву воды в ствол скважины. Так, в работе Khan et al., 2019 [9] исследования показали, что УЗ-обработка уже сшитого геля PHPAM/Cr³⁺ приводит к полному разрушению его гелевой структуры. Вязкость геля после 10 минут облучения снизилась с 2495 мПа*с до 1,37 мПа*с.
Поэтому целью данного исследования была разработка композиции для селективной акустико-химической обработки призабойной зоны пласта, которая решала бы проблемы высокой обводненности добываемой продукции и низкой относительной фазовой проницаемости нефти. Необходимо разработать такой состав, который при контакте с пластовой водой под воздействием УЗ образовывал высоковязкую систему, блокирующую водонасыщенные пропластки, а в интервалах перфорации в нефтенасыщенной зоне в синергии с УЗ-воздействием способствовал снижению фильтрационного сопротивления. Дополнительное фильтрационное сопротивление в призабойной зоне пласта может быть вызвано:
1) механическими силами, они возникают за счет проникновения бурового раствора в поровое пространство, набухания глинистых минералов, таких как гидрослюда и смектиты, а также возникает миграция несцементированных частиц породы при высоких скоростях потока, вызванных высокой депрессией в призабойной зоне пласта, дополнительное фильтрационное сопротивление возникает вследствие выпадения асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) и органических солей;
2) капиллярными силами – вода удерживается в мелких порах и суженных каланах за счет сил поверхностного натяжения и блокирует фильтрацию углеводородов через эти каналы;
3) электролитическими силами – поверхность горных пород, таких как кварц, полевые шпаты и глинистые минералы, может обладать отрицательным зарядом, глинистые частицы и другая мелкодисперсная взвесь тоже обладают отрицательным потенциалом, устойчивость такой коллоидной системы определяется балансом электролитического отталкивания и сил Ван-дер-Ваальса; при дестабилизации системы возможна коагуляция частиц и закупоривание фильтрационных каналов [10, 11].
Методы исследования
-
Реологические свойства полученных эмульсий определялись с помощью реометра MCR 52 AntonPaаr.
-
Микроскопирование осуществлялось при помощи микроскопа «Альтами БИО 2».
-
Акустическое воздействие проводилось при помощи ультразвукового генератора ИЛ10 – 2.0.
Для создания смеси использовалась пластовая вода Усинского месторождения с шестикомпонентным составом, представленным в таблице 1.
ТАБЛИЦА 1. Шестикомпонентный состав пластовой воды Усинского месторождения
В исследованиях использовалась нефть Усинского месторождения: вязкость – 12 001,4 мПа*с, плотность – 976 кг/м3, высокосернистая – 2,4 % масс., малопарафинистая – 2,9 % масс, высокосмолистая – 26,1 %, среднеасфальтенистая – 4,31 % масс.
Результаты исследований
Разработка композиции
Был разработан химический состав для проведения акустико-химической обработки призабойной зоны пласта, состоящий из углеводородного растворителя и комбинации ПАВ [12]. В качестве углеводородного растворителя использовалось дизельное топливо прямой фракции 180–360 °С, плотность – 840 кг/м3, вязкость при 20 °С – 3,2 мПа*с. Значительная доля ароматических соединений (до 30 %) обеспечивает растворение асфальтеновых частиц в нефти. Применение чисто ароматических растворителей, таких как толуол или бензол, которые обладают более высокой растворяющей способностью, ограничено высокой степенью токсичности, летучести и высокой пожароопасностью данных растворителей. Дизельное топливо является технологически доступным и экономически оправданным промышленным растворителем.
Исследование кинетики изменения реологических характеристик разработанной структуры разработанный состав–пластовая вода в зависимости от времени облучения УЗ
Вязкость состава при скорости сдвига 40 с-1 составляет 59 мПа∙с. Низкие значения вязкости позволят обеспечить глубокое проникновение состава в призабойную зону пласта. Вязкость смеси состава и пластовой воды составляет 64 мПа*с.
Смеси подвергались акустическому воздействию от 5 до 300 сек., частота ультразвуковых волн составляла 21,5 кГц.
Вязкость смесей после акустической обработки определялась с помощью реометра Anton Paar MCR 52 с использованием измерительной системы «плита – плита» PP50 при температуре 20 °С и скорости сдвига от 1 до 100 с-1. Результаты исследований приведены на рис. 1.
РИСУНОК 1. Зависимость вязкости эмульсии от времени ультразвукового воздействия
Низкая вязкость смеси разработанного состава и пластовой воды до ультразвуковой обработки будет способствовать более глубокому проникновению состава в водонасыщенную часть пласта и образованию более устойчивого водяного барьера. Была определена максимальная вязкость барьера, она составила 10 381 мПа*с, что является существенно высокой вязкостью. Таким образом, разработанный состав способен заблокировать приток воды из водонасыщенных каналов и снизить обводненность добываемой продукции.
Определение зависимости вязкости от дисперсности состава
Для определения дисперсности состава после УЗ-воздействия различной продолжительности был использован микроскопический метод исследования. Результаты микроскопических исследований приведены в таблице 2.
ТАБЛИЦА 2. Результаты реологических исследований состава
Исследование дисперсности состава показало, что продолжительность акустического воздействия оказывает существенное влияние на размер капель. Ультразвуковое воздействие приводит к диспергированию системы, что отражается на ее вязкостных свойствах. Выявлена связь между вязкостью и диаметром капель. На рис. 2 представлена кривая, характеризующая зависимость вязкости от диаметра капель во времени.
РИСУНОК 2. Влияние диаметра капель на вязкость в зависимости от времени УЗ воздействия
Можно заметить, что полученная кривая симбатна кривой вязкости, что говорит о нелинейной, сложной структурной зависимости между дисперсностью смеси и ее вязкостью.
Исследование взаимодействия разработанного состава и нефти
Для определения возможности проведения селективной акустико-химической обработки призабойной зоны пласта необходимо определить, как состав взаимодействует с нефтью. Так как состав разработан на основе растворителя, относящегося к смесевым углеводородным растворителям с преобладанием алифатических (способствуют растворению легких/средних парафинов) и нафтеновых (способствуют растворению смол, стабилизируют асфальтены) структур, а также со значительным содержанием ароматических соединений (способствуют растворению асфальтенов), то он оказывает существенное влияние на вязкие и сверхвязкие нефти, снижая их вязкость, как представлено в таблице 3.
Исходная вязкость нефти составила 12 001,4 мПа∙с. Вязкость смесей после добавления состава определялась с помощью реометра Anton Paar MCR 52 с использованием измерительной системы «плита – плита» PP50 при температуре 20 °С и скорости сдвига от 1 до 100 с-1. Вязкость нефти снижается в 37,6–40,2 раза.
ТАБЛИЦА 3. Вязкость нефти в зависимости от концентрации состава
После проведения реологических испытаний проводили ультразвуковое воздействие на смесь состава и нефти Усинского месторождения для определения возможности увеличения вязкости, вызванного УЗ-воздействием на смесь состава и нефти. Акустическое воздействие не повлияло на вязкость исходного образца нефти, однако при появлении состава в образце нефти выявлено несущественное снижение вязкости на 4–5 %, данное явление может быть связано с лучшим диспергированием состава в нефти. Данный эффект требует проведения дополнительных исследований для выявления закономерностей и механизмов влияния УЗ-воздействия на систему «состав – нефть». Данное исследование показывает, что состав не загущается при контакте с нефтяной фазой, что говорит о возможной применимости разработанного состава с целью интенсификации добычи нефти.
Выводы
Исследования показали высокий потенциал развития акустико-химической технологии воздействия на пласт. Был разработан шестикомпонентный химический состав, который при взаимодействии с пластовой водой после УЗ-воздействия способен образовывать высоковязкие системы, а при взаимодействии с нефтью снижать ее вязкость.
После ультразвукового воздействия системы разработанный состав–пластовая вода установлено увеличение вязкости более чем в 150 раз.
Проведенные исследования дисперсности полученных эмульсий показало, что дисперсность эмульсии увеличивается при увеличении времени воздействия ультразвука на систему. Выявлена зависимость между вязкостью и диаметром капель. Таким образом, зависимость вязкости низкопроницаемого экрана от времени ультразвукового воздействия носит нелинейный возрастающий характер.
Определено влияние разработанного состава на сверхвязкую нефть, вязкость нефти снизилась в 40 раз, что говорит о возможности применения его в условиях добычи сверхвязкой нефти.
Литература
1. Fatemi S. M. Relative permeabilities hysteresis for oil/water, gas/water and gas/oil systems in mixed-wet rocks / S. M. Fatemi, M. Sohrabi // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – vol. 161. – P. 559–581. – DOI: 10.1016/j.petrol.2017.11.014.
2. Qin L. Properties of coal gangue-Portland cement mixture with carbonation / L. Qin, X.Gao // Fuel. – 2019. – vol. 245,1. – p. 1–12. – DOI: 10.1016/j.fuel.2019.02.067.
3. Almeida R. Enhanced polyacrylamide polymer hydrogels using nanomaterials for water shutoff: Morphology, thermal and rheological investigations at high temperatures and salinity / R. Almeida, O. Carvalho, C.F.G. Lopes et al. // Journal of Molecular Liquids. – 2024. – vol. 405. – 125041. – DOI: 10.1016/j.molliq.2024.125041.
4. Ilavya A. Gelation studies of nanographene oxide-augmented nanocomposite polymer gel systems for water shutoff technique in oil reservoirs / A. Ilavya, P. Rathwa, S. Paine et al. // Journal of Molecular Liquids. – 2025. – vol. 421. – 126928. – DOI: 10.1016/j.molliq.2025.126928.
5. Shehbaz M. Effects of nanoparticles, polymer and accelerator concentrations, and salinity on gelation behavior of polymer gel systems for water shut-off jobs in oil reservoirs / M. Shehbaz, A. Bera, // Petroleum Research. – 2023. – vol. 2. – p. 234–243. – DOI: 10.1016/j.ptlrs.2022.06.005.
6. Бабицкая, К.И. Мицеллярный раствор селективного действия для интенсификации добычи высоковязкой нефти и ограничения водопритока = Selective micellar solution to enhance high-viscous oil production and water inflow control / К.И. Бабицкая, И.В. Царьков, В.В. Коновалов. // Нефтепромысловое дело. – 2016. – № 8. – С. 31–34.
7. Кондратюк А.А. Обоснование акустико-химической обработки призабойной зоны пласта для интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока к скважине / А.А. Кондратюк, К.И. Бабицкая // Инженер нефтяник – 2024. – № S5. – pp. 42–48. – ISSN 2072-7232.
8. Nikitin, V. I., Agrelkina, M. M. Justification for the Selection of a Relative Permeability Model in the Task of Predicting Drilling Fluid Filtrate Invasion into the Formation. International Journal of Engineering, 2025; 38(10): 2312-2320. doi: 10.5829/ije.2025.38.10a.08.
9. Khan N. Experimental and mechanism study: Partially hydrolyzed polyacrylamide gel degradation and deplugging via ultrasonic waves and chemical agents / N. Khan, J. Pu, C. Pu [et al.] // Ultrasonics Sonochemistry. – 2019. – Vol. 56. – P. 350–360.
10. Mohan K.K. Colloidally induced smectitic fines migration: Existence of microquakes / K.K. Mohan, H.S. Fogler // AIChE Journal. – 1997. – Vol. 43, No. 3. – P. 565–576.
11. Подъячева В.Е. К вопросу формирования системы разработки залежи, содержащей вязкопластичную неньютоновскую нефть / Подъячева В.Е., Ковалев А.А., Зиновьев А.М., Ильин И.В. // Нефтепромысловое дело. – 2017. – № 3. – С. 5–8.
