KIOGE–2017
НазадГидрофобизаторы в нефтедобыче: незаменимый реагент для сохранения коллекторских свойств пласта
С.А. Демахин, А.П.Меркулов, Д.Н. Касьянов (ООО «Зиракс»)
Характер смачиваемости поверхности геологических пород оказывает существенное влияние на многие характеристики нефте- и газонасыщенных пластов, такие как насыщенность, фазовая проницаемость, а также на особенности фильтрации флюидов. Особенно важно влияние этого фактора в призабойной зоне пласта (ПЗП), от состояния которой в значительной мере зависит дебит скважин. Эта зона, с одной стороны, подвергается наиболее интенсивному негативному воздействию как при первичном вскрытии пласта, так и при дальнейшей эксплуатации скважины, а с другой стороны, именно эта часть продуктивного пласта доступна для влияния. В процессе строительства и эксплуатации скважин, например, при их глушении, в ПЗП поступает вода, удерживается капиллярными силами и формирует зону повышенной водонасыщенности (рис. 1). Это приводит к снижению фазовой проницаемости для нефти и, как результат, к понижению дебита по нефти.
Применение в нефтедобыче поверхностно-активных веществ, способных изменять смачиваемость поверхности пористой среды, в частности, гидро-фобизаторов, развивается, как минимум, с середины ХХ века [1]. В данный момент такие реагенты все шире применяются для снижения водонасы-щенности призабойных зон скважин, как добавки к жидкостям глушения и кислотным составам. Можно говорить о начале формирования в нефте-промысловой химии целого направления, посвященного технологиям контроля смачиваемости поверхности пород коллектора.
Обработка призабойной зоны пласта гидрофобизирующими реагентами приводит к изменению смачиваемости поверхности пористой среды. Она становится гидрофобной, водная фаза, как несмачивающая, вытесняется в расширения порового пространства и, в дальнейшем при освоении скважины, удаляется из ПЗП. Как результат, снижается насыщенность водной фазой, увеличивается относительная фазовая проницаемость по нефти и дебит скважины.
Технологии гидрофобизации часто критикуются с теоретических позиций, прежде всего, мотивируя это гистерезисом кривых относительной фазовой проницаемости для гидрофильного и гидрофобного пластов (сравнение точек А и Б на рис. 2), т.е. при одной и той же водонасыщенности породы она для нефти меньше, а для воды больше [2].
Однако при этом, как правило, не учитывается именно факт снижения насыщенности пористой среды при изменении смачиваемости. Поэтому правильнее сравнивать на этих графиках точку Б (относительная проницаемость по нефти в гидрофильном пласте при исходной насыщенности ПЗП водой) и, например, точку В (относительная проницаемость в гидрофоб-ном пласте при водонасыщенности, снизившейся в результате гидрофоби-зации).
Таким образом, применение гидрофобизаторов для обработки ПЗП добывающих скважин приводит к увеличению дебита за счет снижения насыщенности ПЗП водной фазой. Этот эффект еще более ярко выражен в терригенных глинистых коллекторах, проницаемость которых сильно снижается из-за набухания глин. Воздействие гидрофобизатора приводит к снижению их гидратации, т.е. эффекту ингибирования набухания глин.
Компания Ziraxпредлагает спектр решений на основе гидрофобизаторов, для их применения в процессах глушения, при кислотных обработках, а также в качестве отдельной обработки для интенсификации притока.
Ввод гидрофобизаторов в жидкости глушения, прежде всего, нацелен на изменение смачиваемости поверхности пористой среды в ПЗП, что снижает глубину пропитки коллектора водно-солевым раствором, облегчает удаление его из пласта при освоении скважины и запуске ее в эксплуатацию, усложняет повторную гидратацию при последующих циклах глушения. Помимо этого, снижение межфазного натяжения на границе жидкость глушения-нефть, предотвращает образование стойких эмульсий и разрушает уже образовавшиеся, существенно снижает набухание глинистой составляющей коллектора.
Гидрофобизатор ГФ-1, разработанный в АО «Полиэкс», снижает межфазное натяжение почти в 60 раз (до 0,05-0,06 мН/м). При добавлении в жидкости глушения он снижает динамику капиллярной пропитки породы [3]. Скорость впитывания в этом случае значительно ниже, по сравнению с образцами породы, обработанными чистой водой и раствором хлористого кальция.
Гидрофобизатор может применяться как отдельно в виде добавки в любой состав для глушения скважин, так и в виде готовой композиции по технологии PelletOilWotaSoft [4, 5]. В этом случае гидрофобизатор наносится уже при производстве жидкости глушения методом напыления в кипящем слое прямо на поверхность гранул минеральной соли. Процесс применения солевой системы не отличается от обычного, при этом гидрофобизатор растворяется в воде, и в процессе глушения проникая в пласт, оказывает свое благотворное влияние.
Положительное влияние подтверждается сравнительными фильтрационными экспериментами растворов хлористого кальция с добавкой гидрофобизатора (PelletOilWotaSoft) и без него (рис. 3) и результатами глушения скважин в России и СНГ (рис. 4.).
Помимо жидкостей глушения, гидрофобизаторы применяются как добавка в кислотные составы серии Флаксокор. Кислотные составы представляют собой водную систему, и важной задачей является наиболее полное удаление продуктов реакции и остатков кислотного состава из продуктивного пласта. Гидрофобизатор как поверхностно-активное вещество, облегчает эту задачу, а также ингибирует набухание глин и гидрофобизирует поверхность пористой среды. Это увеличивает эффект кислотной обработки и обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта.
Также компания Ziraxприменяет гидрофобизирующий состав WBR-200 на основе комплекса гидрофобизаторов в специальном растворителе. Он предназначен для использования не как добавка в жидкости глушения или кислотные составы, а для проведения самостоятельной обработки с целью удаления капиллярно-связанной воды, снижения водонасыщенности ПЗП и, тем самым, интенсификации притока углеводородов в скважину. Фильтрационные эксперименты на моделях пласта показали, что закачка гидрофобизирующего состава WBR-200 приводит к уменьшению остаточного фактора сопротивления с 1,88 до 1,19, при этом водонасыщенность модели снизилась с 31,69% до 3-5% (рис. 5).
Основным объектом применения этого состава являются малообводненные скважины, характеризующиеся дебитом, сниженным по сравнению с потенциальным, особенно вводимые после бурения, глушения или кислотных обработок.
Технологии гидрофобизации являются эффективным способом интенсификации притока углеводородов из гидрофильных пластов, продуктивность которых снижена, вследствие повышенной водонасыщенности призабойной зоны и набухания глинистой составляющей коллектора.
Список литературы
1. Демахин С.А., Демахин А.Г. Применение гидрофобизаторов при добыче нефти и газа. Саратов, 2016.
2. Вашуркин А.И. О нецелесообразности гидрофобизации призабойных зон эксплуатационных скважин //Нефть и газ Тюмени. – 1971. № 10–С. 38–41.
3. Заглуши её нежно. Применение модифицированных жидкостей глушения при ремонте скважин позволяет сохранить коллекторские свойства призабойной зоны пласта/ Миков А.И., Казакова Л. В. // Нефтесервис, 2009, № 3, С. 52 – 54
4. Демахин С.А. Технология Wotasoftдля щадящего глушения скважин/ Сб. докл. 7-ой Международной научно-практической конференции «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития». Геленджик, Краснодарский край, 2012. - С. 35 – 39.
5. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н., Мокрушин А.В. Щадящее глушение скважин как основа сохранения коллекторских свойств пласта. //Нефтегазовая вертикаль, 2016, № 6, С. 110-112.