О целесообразности дополнительного изучения процессов гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин

Нефть, газ и бизнес

2008

А.Г.Демахин -технический директор компании Enhanced Recovery чл-корр.РАЕН,д.х.н; С.А Демахин - руководитель направления по разработке новых технологий компании Enhanced Recovery" к.г-м.н; В.Б Губанов - заведующий лабораторий моделирования пластовых процессов ИПХ РГУ нефти и газа им. И.М Губкина, с.н.с., к.т.н.

В последнее время появилось значительное количество технологий ограничения водопритока и интенсификации добычи нефти на основе гидрофобизации призабойной зоны добывающих скважин. Закачка в призабойную зону добывающих скважин различных химических реагентов, обладающих гидрофобизирующими свойствами, и способных изменять смачиваемость поверхности породы приводит к интенсификации добычи нефти. Для этого могут применяться высокодисперсные гидрофобные кремнезёмы, кремнийорганические жидкости и различные поверхностно-активные вещества.

В результате обработки нефтяных скважин гидрофобизирующими составами происходит несколько положительных воздействий:

  • в процессе закачки гидрофобных веществ происходит их взаимодействие с рыхлосвязанной и капиллярно-удерживаемой водой и ее вытеснение из призабойной зоны пласта. Тем самым происходит снижение водонасыщенности призабойной зоны, что ведет к увеличению фазовой проницаемости по нефти призабойной зоны нефтяного пласта;
  • после закачки гидрофобизирующих веществ на поверхности породы образуется гидрофобная пленка, хорошо удерживаемая на породе либо химическими, либо адсорбтивными связями. Такая гидрофобная пленка предотвращает повторное образование зоны повышенной водонасыщенности вблизи скважины;
  • гидрофобизация поверхности породы изменяет смачиваемость поровой среды и, тем самым, направленность действия сил капиллярного давления. Это приводит к снижению скорости капиллярной пропитки пористой среды водой. Особенно сильно этот эффект может проявляться в низкопроницаемых коллекторах при низких скоростях фильтрации и при вертикальном движении водонефтяного контакта;
  • удаление рыхлосвязанной воды и образование на поверхности породы гидрофобной пленки приводит к снижению набухания тонкодисперсного глинистого компонента слагающих пласт пород и тем самым к сохранению проницаемости призабойной зоны пород, что особенно актуально для мало- и среднепроницаемых коллекторов;
  • наконец, при закачке ряда гидрофобизирующих составов в полностью обводненные интервалы пласта, происходит их отверждение или гелеобразование, позволяющее селективно тампонировать водонасыщенные интервалы пласта и тем самым ограничить приток пластовой воды в скважину.

В многочисленных публикациях [1-6], приводятся результаты теоретических расчетов, керновых исследований и промысловых обработок нефтяных скважин гидрофобными композициями, после которых значительно увеличивается дебит скважины и снижается обводненность добываемой продукции.

Вместе с тем, ряд авторов [7-9] выражают отрицательное отношение к приданию поверхности пород гидрофобных свойств, что, по их мнению, негативно воздействует на процесс фильтрации флюидов. Поскольку данный вопрос имеет важное прикладное значение, рассмотрим основные аргументы противников гидрофобизации более подробно.

Так, в работе [7] приводятся широко известные графики зависимостей относительной проницаемости по воде и нефти от водонасыщенности для гидрофильной и гидрофобной пористой среды (рис. 1), составленные на основе экспериментальных данных автором работы [10].

Рис. 1. Зависимость относительной проницаемости по воде и нефти от водонасыщенности для гидрофильной и гидрофобной пористой среды (по работе [7]).

Рис. 1. Зависимость относительной проницаемости по воде и нефти от водонасыщенности для гидрофильной и гидрофобной пористой среды (по работе [7]).

Из этих графиков видно, что «при одной и той же водонасыщенности в гидрофильной пористой среде относительная проницаемость для нефти в 3-4 раза выше, чем в гидрофобной породе» [7]. Для воды же, как видно из этих графиков, относительная проницаемость в гидрофильной породе в 5-6 раз ниже, чем в гидрофобной. На основе анализа этих данных делается однозначный вывод о том, что «из гидрофобного пласта нефть вытесняется водой значительно хуже, чем из гидрофильного» [7] и, что технологии обработки добывающих скважин с целью гидрофобизации пласта не могут быть рекомендованы для целей повышения притока нефти и ограничения водопритока.

Относительно высказанных в работе [7] соображений, необходимо отметить, что авторы необоснованно смешивают физико-химические явления в глубине нефтяного пласта при вытеснении нефти водой и процессы, происходящие в ходе обработки призабойной зоны пласта гидрофобизирующими композициями. Несомненно, что когда речь идет о вытеснении нефти водой во всем объеме нефтяного пласта, то более предпочтителен гидрофильный характер поверхности породы, способствующий более равномерному и полному вымыванию нефти. Совсем иначе обстоит при фильтрации флюидов через призабойную зону скважины и применение гидрофобизирующих композиций для ее обработки весьма полезно.

В процессе эксплуатации скважины призабойная зона пласта неоднократно подвергается воздействию воды при вскрытии и глушении скважины, проведении ремонтно-изоляционных и интенсифицирующих работ. На поздней стадии эксплуатации в призабойную зону начинают поступать пластовая и закачиваемая вода. В результате всего этого, вблизи скважины в пласте формируется зона высокой водонасыщенности, причем на поверхности породы формируется пленка так называемой рыхлосвязанной воды, снижающая объем порового пространства пласта. Это особенно характерно для низкопроницаемых гидрофильных пород. С ростом водонасыщенности проницаемость для воды растет, а для нефти падает, как в силу капиллярных сил, так и из-за чисто физического блокирования призабойной зоны рыхлосвязанной водой.

В процессе закачки гидрофобизирующих композиций происходит разрушение пленки рыхлосвязанной воды, оттеснение воды из призабойной зоны и тем самым ее осушение. Гидрофобизирующий реагент закрепляется на поверхности породы, препятствуя ее повторной гидратации. Водонасыщенность гидрофобизованных участков пласта резко падает, что увеличивает проницаемость для нефти и снижает ее для воды. Таким образом, водонасыщенность призабойной зоны пласта до и после обработки гидрофобизирующими реагентами резко отличаются и сравнение графиков, представленных на рис. 1 в этих условиях совершенно не корректно.

Сходную ошибку делает и автор работы [8]. На основе экспериментальных данных по изучению фазовых проницаемостей при одних и тех же водо - и нефтенасыщенностях проводятся сложные расчеты по определению влияния гидрофобизации забоя эксплуатационной скважины на обводненность добываемой продукции. Однако автор не учитывает различие состояния призабойной зоны скважины и свойств поверхности пород до и после гидрофобизации, в частности изменения водо - и нефтенасыщенности пород в процессе закачки гидрофобизирующих реагентов, а также занижается влияние капиллярных сил на процесс фильтрации жидкостей.

В работе [9] основным аргументом против гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны добывающих скважин служат результаты керновых экспериментов по обработке 3% раствором диэтилдихлорсилана в керосине. В результате данной обработки образцов керна пласта БС2-310 Тевлино-Русскинского месторождения с проницаемостью от 12*10-3мкм2 до 50*10-3 мкм2 и водонасыщенностью от 38 до 50 %, проницаемость по керосину снизилась в 2-5 раз. Из этого делается вывод о негативном влиянии гидрофобизации поверхности породы на подвижность нефти.

Однако хорошо известно, например, из работ [11-12], что при избытке воды происходит полимеризация хлорсиланов во всем объёме и их последующее отверждение. Таким образом, при закачке раствора диэтилдихлорсилана в образцы с высокой водонасыщенностью неизбежно происходит вместо гидрофобизации поверхности поровых каналов отверждение композиции во всем объеме, что ведет к снижению проницаемости не только по керосину, но и по любой жидкости, т.е. наблюдается эффект тампонирования. Подобные эффекты наблюдались еще во время опытно- промышленных работ на Анастасиевско - Троицком месторождении Краснодарского края в 1972 году [12], и еще тогда был сделан вывод о необходимости закачки перед композицией буфера из углеводородной жидкости для удаления излишней воды из призабойной зоны скважины. Более того, именно благодаря такому эффекту обеспечивается селективность воздействия. В водонасыщенных интервалах пласта композиция отверждается и происходит их тампонирование. В нефтенасыщенных-гидрофобный реагент взаимодействует только со связанной водой на поверхности породы с образованием силоксановой пленки. Кроме того, для предотвращения преждевременного и избыточного тампонирования существует множество отработанных технических приемов, например, закачка предварительного буфера из углеводородных или водоосушающих жидкостей. Таким образом, результаты данных керновых исследований не могут служить аргументом против гидрофобной обработки добывающих скважин.

Для сравнения приведем свои результаты обработки образцов керна раствором гидрофобизатора «Sidox», обладающим свойством тампонироваться при избытке воды (табл. 1 и рис. 2, 3). Эксперименты были проведены на базе лаборатории моделирования пластовых процессов РГУ нефти и газа им. Губкина. В первом эксперименте моделировались полностью обводненные интервалы пласта, во втором эксперименте моделировался нефтенасыщенный интервал со значительным остаточным водонасыщением. Как видно из приведенных данных, проницаемость по воде снижается более чем в 5 раз, при этом проницаемость по керосину не только сохраняется, но и несколько возрастает за счет удаления рыхлосвязанной воды и снижения водонасыщенности модели пласта.

Проведенный анализ показывает:

  • необходимость более тщательного изучения процессов, происходящих при обработке призабойных зон добывающих скважин гидрофобизирующими реагентами;
  • гидрофобизирующие вещества устраняют негативное влияние зоны повышенной водонасыщенности в призабойной зоне пласта, удаляют с поверхности породы рыхло связанную воду и препятствуют ее повторной гидратации;
  • в результате подобной обработки увеличивается общий дебит скважины снижается обводненность добываемой продукции.

Таблица 1

Результаты обработки моделей пласта гидрофобизатором «Sidox»

№ опыта Набивка насыпной модели пласта Начальная водонасы-щенность модели пласта, % Проницаемость до закачки реагента, k1. Скорость фильтрации, FIR=80см3/час Проницаемость после закачки реагента, k2. Скорость фильтрации, FIR=80см3/час Фактор ос-таточного сопротив-ления, Rост.
1 Молотая фракция кварцевого песка 100 0,157 0,0305 5,14
2 Молотая фракция кварцевого песка 34,5 0,079 0,087 0,91

Рис. 2. Изменение фактора сопротивления при фильтрации пластовой воды после закачки гидрофобизирующего состава

Рис. 2. Изменение фактора сопротивления при фильтрации пластовой воды после закачки гидрофобизирующего состава

Рис. 3. Изменение фактора сопротивления при фильтрации керосина после закачки гидрофобизирующего состава

Рис. 3. Изменение фактора сопротивления при фильтрации керосина после закачки гидрофобизирующего состава

Источник информации:

1. Нефть, газ и бизнес, 5-6/2008