Выбор ПАВ и скрининг композиции для увеличения нефтеотдачи при закачке пены с пониженным межфазным натяжением при высоких температуре и минерализации

UDK: 661.185.1.004.14

DOI: 10.24887/0028-2448-2026-2-17-22

Ключевые слова: коэффициент вытеснения нефти, химические методы увеличения нефтеотдачи (МУН), поверхностно-активные вещества (ПАВ), пена, лабораторные исследования

Авт.: А.И. Колосова (ООО «ЗН НТЦ»); В.Е. Вахмистров, к.х.н. (ООО «ЗН НТЦ»); Е.С. Иванова (ООО «ЗН НТЦ»); А.С. Левченко (ООО «ЗН НТЦ»); Д.С. Круглов (ООО «ЗН НТЦ»); Д.Р. Алтынбаева (ООО «ЗН НТЦ»); И.В. Ткачев (ООО «ЗН НТЦ»); А.В. Фомкин, д.т.н. (АО «Зарубежнефть»)

В статье рассмотрена технология закачки пены на основе азота и ПАВ при пониженном межфазном натяжении. Данная технология является перспективным комбинированным методом увеличения нефтеотдачи (МУН). Эффективная разработка карбонатных коллекторов с развитой сетью трещин, высокими температурой (70 °C) и минерализацией пластовых вод (209 г/л), характерными для месторождений Центрально-Хорейверского поднятия, сопряжена с проблемами неравномерного охвата и быстрым ростом обводненности скважинной продукции. В таких условиях внедрение традиционных МУН ограничено. Представленная технология способствует повышению коэффициента вытеснения нефти за счет снижения остаточной нефтенасыщенности и коэффициента охвата пласта за счет контроля подвижности газа и снижения относительной фазовой проницаемости закачиваемых агентов. Подбор стабильной эффективной композиции ПАВ для сложных пластовых условий является нетривиальной задачей. Данная работа описывает системный подход к подбору композиции ПАВ, сочетающей свойства эффективного пенообразователя и нефтеотмывающего агента. Такой подход включает оценку растворимости ПАВ, детальное исследование пенообразующей способности и стабильности пены в свободном объеме и в ходе фильтрационных исследований, оптимизацию состава смеси ПАВ и параметров закачки пены. Сделан вывод, что в рассмотренных условиях эффективность технологии в большей степени обусловлена стабильностью пенной системы, чем снижением межфазного натяжения. Разработанная композиция продемонстрировала высокую технологическую эффективность, обеспечив значительное увеличение коэффициента вытеснения нефти (17 %).

Список литературы

1. Foam mobility control for surfactant EOR / R.F. Li, W. Yan, S. Liu [et al.] // SPE-113910-MS. – 2008. – https://doi.org/10.2118/113910-MS

2. A new laboratory study on alternate injection of high strength foam and ultra-low interfacial tension foam to enhance oil recovery / C. Renyi [et al.] // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2015. – V. 125. – P. 75–89. – https://doi.org/10.1016/j.petrol.2014.11.018

3. A systematic study of alkali surfactant gas injection as an enhanced oil recovery technique / M. Srivastava [et al.] // SPE-124752-MS. – 2009. – https://doi.org/10.2118/124752-MS

4. Chengdong Y., Wanfen P. Foam for high temperature and ultra-high salinity conditions: Its displacement efficiency under different permeability heterogeneity //

SPE-200078-MS. – 2022. – https://doi.org/10.2118/200078-MS

5. Eloïse C. Advanced EOR foam in naturally fractured carbonates reservoirs: Optimal balance between foam and interfacial tension properties // SPE-194992-MS. – 2019. – https://doi.org/10.2118/194992-MS

6. Foams with ultra-low interfacial tensions for an efficient EOR process in fractured reservoirs / C. Eloïse [et al.] // SPE-174658-MS. – 2015. –https://doi.org/10.2118/174658-MS

7. A novel alkaline-surfactant-foam EOR process / H. Guo [et al.] // SPE-145043-PA. – 2011. – https://doi.org/10.2118/145043-PA

8. Successful field test of the first ultra-low interfacial tension foam flood / D. Wang [et al.] // SPE-72147-MS. – 2001. – https://doi.org/10.2523/72147-MS

9. Lunkenheimera K., Malysa K. Simple and generally applicable method of determination and evaluation of foam properties // Journal of Surfactants and Detergents. – 2003. – V. 6. – No. 1. – Р. 69–74. – https://doi.org/10.1007/s11743-003-0251-8