В Губкинском университете разработан селективный ПАВ-полимерный состав для ограничения притока воды в добывающие скважины. Он позволит увеличить добычу на большинстве российских месторождений.
Специалисты Российского государственного университета нефти и газа имени И.М. Губкина разработали селективный ПАВ-полимерный состав, который может помочь увеличить добычу углеводородов на большинстве российских месторождений, в том числе с трудноизвлекаемыми запасами.
В последнее время становится больше добывающих скважин с увеличивающимся уровнем обводнённости. Притом что их средний уровень по России равен 86%, на некоторых месторождениях в Западной Сибири он достигает 98%. На каждую тонну нефти добывается в среднем 7–8 тонн воды. Увеличение доли воды в добываемой продукции приводит к росту затрат на транспортировку, сепарацию и утилизацию воды, а также снижает рентабельность разработки месторождений. Это достаточно серьёзная проблема.
Для эффективного использования скважин нефтяникам приходится снижать приток воды. Это возможно делать, например, при помощи специальных составов, которые закачиваются в пласты, окружающие скважину, и образуют изолирующий экран.
Такие составы отличаются по своим свойствам, в том числе химической природой: компоненты реагентов по-разному взаимодействуют между собой, с пластовыми флюидами и с горной породой. Учёные Губкинского университета разработали реагент для обработки скважин с высокой минерализацией пластовых вод. Его можно применять в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, с пластовыми температурами до 90℃, а также на месторождениях с высоковязкими нефтями.
«Наш состав представляет собой обратную эмульсию ― это дисперсная система, в которой капли воды распределены в дисперсионной среде: углеводородном растворе эмульгаторов, — объясняет заведующая сектором Научно-образовательного центра “Промысловая химия” Губкинского университета Светлана Аксёнова. — В отличие от традиционных составов на подобной основе, в качестве водной фазы присутствует гелеобразователь, а в качестве углеводородной фазы ― раствор различных стабилизаторов».
После закачки состава эмульсия в пористой среде разрушается, ПАВ-стабилизатор абсорбируется, а гелеобразователь высвобождается от оболочки эмульсии и при контакте с пластовой водой образует достаточно прочный материал, сдерживающий воду.
Избирательность состава выражается в его различном взаимодействии с водой и углеводородами: при контакте с нефтью изолирующий барьер не образуется, таким образом, состав можно применять для селективного ограничения водопритока обводнённых пропластков, в том числе на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами.
«Состав пластовых вод различается, и нам важно понимать, как сам гелеобразователь и эмульсия в целом взаимодействуют с пластовой водой различной минерализации, ― рассказала Светлана Аксёнова. — Также нас интересует температурный диапазон: мы тестировали систему при температурах до 90℃, будем проводить исследования и при более высоких, и при пониженных температурах. Кроме того, необходимо досконально изучить процесс адсорбции ПАВ-стабилизатора в пористой среде».