Технологий гелеобразующих растворов для увеличения нефтеотдачи пластов

Мировой и отечественный опыт показывает, что для выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и ограничения движения вод в высокопроницаемых и хорошо промытых пластах высокоэффективны гелеобразующие водоизолирующие составы на основе низкоконцентрированных водных растворов различных химических продуктов.

Они способны избирательно фильтроваться в обводненные интервалы высокопроницаемых пластов, промытые водой участки, создавая искусственные экраны, противостоящие движению закачиваемых вод. Гелевые композиции могут быть закачаны и в добывающие скважины для образования барьеров на пути фильтрации воды и ограничения добычи попутной воды. Радиусы создаваемых экранов и барьеров зависят от удельных объемов закачиваемых водных растворов гелеобразующих реагентов на единицу толщины пласта, а также технологии их нагнетания. Объемы растворов и технологии их закачки необходимо выбирать на основе тщательного изучения характера неоднородности пластов, их гидродинамической связи и степени промывки отдельных прослоев, и т. д. В Казахстане и за рубежом уже применялись или находятся на стадии промышленных испытаний множество технологий увеличения нефтеотдачи пластов, основанных на использовании гелеобразующих составов. Первые результаты этих экспериментов показывают перспективность применения гелеобразующих систем на поздней стадии разработки нефтяных месторождений с целью улучшения выработки остаточных запасов нефти.

В связи с этим рассмотрим некоторые положения теории гелеобразования при взаимодействии химических реагентов, представляющих интерес с точки зрения возможности использования их в технологиях увеличения  нефтеотдачи пластов.

Механизм гелеобразования заключается в следующем. В призабойную зону пласта закачивают водные растворы композиций гелеобразующих химических продуктов и реагентов, которые в течение некоторого времени формируют в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую массу, селективно образующуюся в объеме, занятом водой. Процесс образования тампонирующей массы в ПЗП протекает при наличии двух компонентов: основного компонента (водоизолирующий химический продукт) и вспомогательного реагента [4].

В последние годы для извлечения остаточной нефти на месторождениях Казахстана применяются различные методы увеличения нефтеотдачи, в том числе современные осадкогелеобразующие технологии (ОГОТ).

Одним из перспективных методов физико-химического воздействия на пласт с целью повышения нефтеотдачи является использование гелеобразующих растворов для регулирования потоков и фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне и в глубине пласта.

Данная технология предназначена для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных и ограничения притока воды в добывающих скважинах в результате селективной изоляции промытых водой высокопроницаемых пропластков и трещин за счет перехода закачиваемого в скважину силикатно-полимерного раствора в гель при повышенной температуре пласта [1].

Перспективность использования технологии ГОР обусловлена технологичностью приготовления раствора и закачки его в пласт, достаточно низкой стоимостью реагентов и их нетоксичностью, высокой прочностью и стабильностью во времени образующегося геля, способностью разрушаться под действием щелочного агента.

Сущность метода заключается в закачке в пласт водного раствора жидкого стекла и соляной кислоты с незначительным добавлением полимеров. При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель, который служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта.

Область применения гелеобразующих композиций определяется:

• временем гелеобразования при температуре приготовления;
• временем гелеобразования при температуре пласта;
• прочностью геля;
• устойчивостью геля в минерализованной воде;
• стабильностью во времени;
• возможностью разрушения геля.

Химизм процесса и исследования Na2SiO3 + 2HCl = H2SiO3+2NaCl.

При взаимодействии силиката натрия с кислыми агентами выделяется кремниевая кислота, образующая золь, переходящий со временем в гель. Силикатный гель имеет пространственную структуру, в которой молекулы кремниевой кислоты связаны между собой валентными и водородными связями, что определяет прочность геля, образование его во всем объеме рабочего раствора и предотвращает выделение осадка кремниевой кислоты в отдельную фазу[3].

Прочность геля и скорость его образования зависят от концентрации компонентов в системе, температуры пласта, минерализации воды, времени выдержки. Чем выше скорость гелеобразования, тем выше его прочностные свойства.

Авторы технологии предлагают следующий состав ГОС:

• 2-10% жидкого стекла;
• 0,2-0,9% соляной кислоты;
• 0,01 – 0,3% ПАА;
• вода (пресная) – остальное.

В результате проведенных исследований по подбору оптимальных концентраций компонентов гелеобразующего состава (табл.) установлено, что оптимальным технологическим условием образования геля является 6%Na2SiO3+0,6%HCl + 0,01%ПАА + вода (остальное). Важным условием технологического процесса является достаточное перемешивание в процессе дозирования компонентов [2]. Присутствие ПАА способствует объемному гелеобразованию, уменьшает водоотдачу. Характер геля от порядка смешения компонентов не зависит.

Таблица

Подбор оптимальных концентраций компонентов гелеобразующего раствора

Гели, образованные по рекомендованному составу композиции (6%ж.с.+0,03%ПАА+0,4-0,6%с.к.), удовлетворяют требованиям, предъявляемым к составам для изоляционных работ, так как обладают:

• достаточной прочностью, позволяющей обеспечить изоляцию;
• способны разрушаться под действием щелочного реагента;
• имеют разную скорость гелеобразования при различном соотношении компонентов, что позволяет выбирать наиболее рациональное время гелеобразования в зависимости от пластовой температуры.

Исследования по подбору концентраций компонентов композиции ГОР на водах различных месторождений Республики Казахстан и успешное применение в поддержании регламента технологии показали их высокую эффективность, в частности, накопленная добыча с начала внедрения составила 915 тыс.т. нефти, удельная эффективность 5 тыс.т.