Лабораторные и полевые испытания заводнения АСП

Я. Е. Волокитин, М.Ю. Шустер, В.М. Карпан,
И.Н. Кольцов (Салым Петролеум Девелопмент Н.В.) , А.Г. Скрипкин

Вступление

В связи с тем, что технология АСП основана на применении дорогих химических реагентов, компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (СПД) применяется комплексный подход к внедрению технологии с постепенным снятием рисков. Развитие проекта АСП для Западно-Салымского месторождения показано на Рисунке 1. Первые три этапа, состоящие из лабораторных исследований — подбора ПАВ, экспериментов на керне и полевого испытания с маркерами, — направлены на подбор оптимальной рецептуры заводнения АСП для пилотного проекта. Эти три этапа уже пройдены, и компания СПД приступила к выполнению пилотного проекта АСП.

Подбор ПАВ

На начальном этапе проекта проводился целый набор лабораторных испытаний для определения состава раствора АСП, эффектно работающего в условиях Западно-Салымского месторождения. В данной статье мы приводим краткое описание процедур проведения таких тестов. Более детальную информацию можно найти в других источниках [1-4].

На первом этапе испытаний отбираются ПАВ и полимеры, продемонстрировавшие химико-физическую стабильность при пластовых условиях. Для нефтяных месторождений Западной Сибири характерными являются сравнительно высокие температуры и низкая соленость воды. Поэтому наиболее важными являются длительные лабораторные исследования на температурную стабильность ПАВ и полимера. В таких экспериментах пробирки с водным раствором химического реагента (ПАВ, полимера и т.д.) помещаются в печку на период от нескольких недель до нескольких месяцев, по истечению которого реагенты тестируются на изменение их физико-химических свойств. В некоторых случаях компании-производители уже могут предоставить информацию о стабильности химических реагентов, что значительно ускоряет этап предварительного отбора.

Дальше проводятся тесты на водорастворимость компонентов АСП (в основном ПАВ) и на фазовое поведение для определения способности раствора АСП образовывать микроэмульсии с нефтью. В таких тестах химические реагенты смешиваются с раствором соли  в испытательной пробирке и выдерживаются при пластовой температуре. В случае с тестом на фазовое поведение в пробирку добавляют сырую дегазированную нефть с месторождения. Типичные результаты этих двух экспериментов для условий Западно-Салымского месторождения показаны на Рисунке 2.  В тестах на фазовое поведение наилучшую активность с нашей нефтью продемонстрировали ПАВ из ряда внутренних олефин сульфонатов (ВОС), имеющих большой молекулярный вес [5-7]. Серьезным недостатком таких ПАВ является их плохая растворимость в воде, как это и показано на Рисунке 1, где видно расслоение и образование пленки нерастворившегося ПАВ. Поэтому для улучшения водорастворимости в раствор АСП был добавлен растворитель – изобутанол.

Несмотря на то, что с добавлением изобутанола стабильность раствора АСП при температуре коллектора значительно улучшилась, разделение фаз может произойти при более низких температурах, характерных для поверхностного оборудования по подготовке раствора АСП. Поэтому стоит также проверить водорастворимость компонентов АСП ниже пластовой температуры [8].

Эксперименты на керне

Следующим и самым важным этапом лабораторных исследований являются фильтрационные эксперименты на керне, отобранном из скважин месторождения. В связи с использованием значительного количества химических реагентов такие эксперименты являются более сложными по сравнению с традиционными экспериментами по заводнению керна, а также требуют опытного персонала для их выполнения. Компания СПД совместно с “ТомскНИПИ-Нефть” провела несколько десятков керновых экспериментов для оптимизации формулы АСП. Основные параметры и результаты одного из таких экспериментов показаны в Таблице 1 и Рисунке 3.

После создания начальной нефтенасыщенности в керне последовательность закачки состоит из следующих этапов:

» Традиционного заводнения, которое проводится закачкой модельной пластовой водой. Этот этап продолжается до вытеснения максимально
возможного количества мобильной нефти из керна. В данном эксперименте остаточная нефтенасыщенность после заводнения составила 33%;

» Заводнения АСП в объеме 40%  от порового объема колонки. При закачке раствора АСП в керн происходит мобилизация защемленной нефти, которая образует нефтяной вал. На выходе из колонки содержание нефти в таком вале составляет 30-40% (см. Рисунок 3а);

» Заводнения полимером в объеме 40% порового объема керновой колонки для вытеснения мобилизированной нефти и оторочки АСП из керна. В начале закачки полимера наблюдается добыча чистой нефти из нефтяного вала. В конце этапа нефть добывается в основном в виде эмульсии;

» Постзаводнения – закачка модельной пластовой воды для поддержки давления при вытеснении закачанных химических реагентов из керна и образовавшихся водо-нефтяных эмульсий.

В данном эксперименте в результате заводнения раствором АСП было добыто свыше 75% нефти, оставшейся после заводнения, и дополнительный КИН составил 40% от начальной нефтенасыщенности. Стоит также отметить, что потери ПАВ и кальцинированной соды на керне месторождения значительно превзошли потери химических реагентов на керне обнажения, измеренные ранее. Большие потери ПАВ с соды объясняют увеличение остаточной нефтенасыщенности после заводнения АСП в образцах, расположенных ближе к концу колонки (смотри Рисунок 3b).

На основании результатов таких лабораторных исследований было решено применить данную рецептуру АСП для проведения полевого испытания с маркерами на одной скважине.

Полевое испытание с маркерами

Целями полевого испытания с маркерами является измерение эффективности заводнения АСП и приемистости в полевых условиях, а также приобретение опыта работы с технологией АСП. Измерение эффективности АСП проводится путем сравнения остаточной нефтенасыщенности до и после заводнения АСП в зоне, охваченной таким испытанием. Измерение остаточной нефтенасыщенности проводится при помощи хорошо известной и широко применяемой технологии закачки водных растворов, содержащих маркеры [9]. В качества маркера использовался этилацетат (EtAc), который в ходе исследования распределяется между неподвижной фазой (защемленная нефть в призабойной зоне нагнетательной скважины, охваченной заводнением АСП) и мобильной фазой (смесью пластовой и закачанной вод). При закачке водного раствора, содержащего этилацетат, такое распределение маркера в нефть замедляет скорость его проникновения в пласт. После закачки строго отмерянного объема такой оторочки нагнетательную скважину закрывают на несколько дней. В это время происходит дальнейшее распределение маркера между фазами и превращение маркера, оставшегося в водной фазе, в этанол (EtOH) в результате гидролиза. Этанол плохо растворяется в нефти и остается преимущественно в воде. После этого в скважину спускают насос и откачивают закачанную жидкость. В добытой жидкости проводят измерения концентраций EtAc и EtOH и по этим данным вычисляют усредненную остаточную нефтенасыщенность зоны, охваченной исследованием. В связи с тем, что этанол не растворяется в нефти, он извлекается раньше этилацетата, находящегося преимущественно в нефти. В идеальном случае измерение концентраций как функция объема добытой жидкости представляет собой сдвинутые относительно друг друга колоколообразные кривые, как это и показано на Рисунке 4.

Сдвиг между пиками кривых концентраций этанола и этилацетата представляет собой меру остаточной нефтенасыщенности: чем больше сдвиг между пиками кривых, тем больше остаточная нефтенасыщенность. В реальном же случае на форму кривых, приведенных на Рисунке 4, влияет множество факторов, таких как перетоки между пластами и перераспределение жидкостей при закрытии скважины, постоянный гидролиз этилацетата, смещение закачанных оторочек из-за влияния соседних скважин ППД и т.д., что значительно усложняет интерпретацию результатов исследования и увеличивает погрешность интерпретации. Для лучшего отслеживания этилацетата в закачанную жидкость был также добавлен пропанол (NPA), который был использован как маркер этилацетата для последующей интерпретации данных (смотрите Рисунок 5).

Результаты полевых испытаний с маркерами на скважине Западно-Салымского месторождения ппредставлены Рисунке 5. Измерение остаточной нефтенасыщенности при помощи маркеров было проведено до (Рисунок 5а) и после закачки АСП (Рисунок 5b). Измеренные концентрации маркеров использовали для интерпретации как в аналитических, так и гидродинамических моделях. Разница в горизонтальной плоскости между пиками кривых концентраций EtOH и NPA (т.е. EtAc), наблюдаемая до закачки АСП, практически исчезла после такого заводнения. Из детального анализа этих данных был сделан вывод, что закачка АСП привела к уменьшению остаточной нефтенасыщенности с 23% (до АСП) до 2% (после АСП) в зоне, охваченной исследованием. Значительное уменьшение остаточной нефтенасыщенности подтвердило высокую эффективность рецептуры раствора АСП в полевых условиях.

На основании результатов этого исследования было принято решение использовать данную рецептуру при проведении полноценного пилотного проекта АСП.

Таким образом, подбор реагентов АСП для месторождения состоит из 4-х этапов: 1) скрининг,  термическая и химическая стабильность, 2) подбор активных ПАВ для достижения низкого поверхностного натяжения, 3) оптимизация рецептуры АСП с использованием фильтрационных экспериментов на керне, и 4) проверка работы химического раствора АСП в полевых условиях. СПД успешно провела данные этапы за 4 года.

Литература

[1] Flaaten A.K., “An Integrated Approach to Chemical EOR Opportunity Valuation: Technical, Economic, and Risk Considerations for Project Development Scenarios and Final Decision”, PhD thesis (2012)

[2] Liu S., “Alkaline Surfactant Polymer Enhanced Oil Recovery Process”, PhD thesis (2007)

[3] Skripkin, A.G., Kuznetsov, I.A., Volokitin, Y.E., Chmuzh, I.V., “Experimental studies of oil recovery after Alkali-Surfactant-Polymer (ASP) flooding with West Salym cores”, SPE-162063 (2012)

[4] Volokitin, Y., Sakhibgareev R., “Chemical and Analytical Work in Support of West Salym Field Enhanced Oil Recovery Project (ASP)”, SPE-162067 (2012)

[5] Barnes, J. R., Dirkzwager, H., Smit, J.R., Smit, J.P., On, A., Navarrete, R. C., Ellison, B.H., Buijse, M. A. “Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 1: Structure — Performance Relationships for Selection at Different Reservoir Conditions”, SPE-129766 (2010)

[6] Buijse, M. A., Prelicz, R. M., Barnes, J. R., & Cosmo, C. “Application of Internal Olefin Sulfonates and Other Surfactants to EOR. Part 2: The Design and Execution of an ASP Field Test. Society of Petroleum Engineers” SPE-129769 (2010)

[7] Dijk, H., Buijse, M.A., Nieuwerf, D. J., Weatherill, A., Bouts, M., Kassim, A., Stoica, F., Cosmo, C., “Salym Chemical EOR Project, Integration Leads the Way to Success”, SPE-136328-RU (2010)

[8] Karpan, V.M., Volokitin, Y.E., Shuster, M.Y., Tigchelaar, W., Chmuzh, I.V., Koltsov, I.N., Tkachev, I.V., van Batenburg, D.W., Faber, M.J., Skripkin, A., “West Salym ASP pilot: Project Front-End Engineering”, SPE-169157 (2014)

[9] Tomich, J. F., Dalton, R. L., Deans, H. A., Shallenberger, L. K. “Single-Well Tracer Method To Measure Residual Oil Saturation” SPE-3792 (1973)