Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

ГЛАВА 2
ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ, ПОВЫШАЮЩИЕ
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ПЛАСТОВ
Поскольку заводнение нефтяных залежей является и в ближайшие годы будет оставаться основным методом разработки, изыскание способов повышения его эффективности - задача первостепенного значения.
Физико-химические методы ПНП условно можно разбить на три большие группы:
1. Методы, повышающие коэффициент вытеснения;
2. Методы, повышающие коэффициент охвата пласта заводнением;
3. Методы, повышающие нефтеотдачу, как за счет коэффициента вытеснения, так и за счет коэффициента охвата.
Очевидно, что наиболее перспективным направлением поисков может оказаться изыскание вытесняющих агентов, увеличивающих одновременно и коэффициент вытеснения и коэффициент охвата.
Технологии интенсификации добычи нефти путем воздействия на призабоиную зону пласта могут применяться совместно с любым из перечисленных методов. Комплексное воздействие на призабоиную зону пласта интенсифицирующими составами и изолирующими композициями в предельно анизотропных пластах могут способствовать повышению эффективности заводнения.
2.1. МЕТОДЫ, ПОВЫШАЮЩИЕ КОЭФФИЦИЕНТ ВЫТЕСНЕНИЯ
2.1-1. ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРОВ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ (ПАВ) ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Идея применения ПАВ в качестве добавок к закачиваемой в пласт воды возникла давно. В 1930 г. Де Горт [114, 115] зарегистрировал патент, который описывает использование ПАВ, растворимых в воде, для улучшения извлечения нефти. В 1958 г. Холбрук [135] сделал заявку на патент, в котором для улучшения процесса извлечения нефти предложено использовать растворимые в воде ПАВ (перфторорганические соединения, жирные кислоты, мыла, полигликолевые эфиры, соли сульфоновых кислот). Другие
34
патенты, выданные Холму и Бернарду [136], Гогарти и Олсону [129],
а также Джонсу [142], описывают применение высоких концентраций ПАВ в виде микроэмульсий для улучшения извлечения нефти.
Технологии, использующие ПАВ для повышения эффективности заводнения, могут быть разбиты условно на три группы. К первой группе относятся процессы, в которых нагнетается раствор, содержащий низкую концентрацию ПАВ (0,05 - 1,00% вес). В этих технологиях предлагается применять, в основном, неионогенные ПАВ типа оксиэтилированных алкилфенолов.
Ко второй группе относятся процессы, в которых в пласт нагнетается раствор, содержащий сравнительно низкую концентрацию ПАВ в виде мицеллярного раствора. В этих технологиях чаще всего рекомендуется использовать нефтяные сульфонаты концентрацией от 1 до 5% вес.
В третьей группе технологий используется относительно высокая концентрация ПАВ. Закачиваемая в пласт жидкость состоит из трех и более компонентов и образует микроэмульсию. Основными компонентами микроэмульсии являются углеводород, ПАВ, вода, спирты (чаще всего жирные спирты) и соль. Объем закачиваемых в пласт мицеллярных растворов или микроэмульсий составляет 3 — 10% от объема пор пласта.
В данном разделе описываются технологии, относящиеся к первой группе. Однако до настоящего времени отсутствуют достаточно убедительные доказательства экономической целесообразности применения растворов неионогенных ПАВ в указанных концентрациях.
Результаты лабораторных исследований оказались весьма противоречивыми, а проведенные промысловые испытания не дали однозначного ответа из-за трудности интерпретации полученных данных. Противоречивость результатов лабораторных исследований различных авторов является следствием отсутствия подобия при моделировании ими изучаемого процесса.
Анализ многочисленных исследований по вытеснению нефти из однородных по проницаемости пластов показывает, что различные ПАВ ведут себя по-разному, и что для каждого пласта следует выбирать соответствующее поверхностно-активное вещество.
Но, в связи с тем, что до настоящего времени не существует обоснованной теории и единого мнения о механизме вытеснения
35
нефти растворами ПАВ, подбор реагента приходится делать эмпирическим путем.
Некоторые исследователи считают основным критерием эффективности применения растворов ПАВ их способность отмывать нефть с поверхности скелета пласта. Нефтеотмывающая способность ПАВ является очень важным, но далеко не единственным и в некоторых случаях не самым главным требованием, предъявляемым к реагентам.
Наиболее полно теория отмыва и вытеснения нефти водными растворами ПАВ изложена в работах Бабаляна Г.А. и его сотрудников [5-9]. Некоторые положения этой теории довольно спорны и в последующем были опровергнуты многими исследователями. Вместе с тем, считаем целесообразным изложить основные положения теории Бабаляна Г.А., которая доминировала в СССР длительное время (с начала 50-х г. и до конца 70-х). Ниже изложены в сжатой конспективной форме основные положения данной теории.
В соответствии с теорией Бабаляна Г. А., нефть в пленочной форме обладает резко повышенным сопротивлением течению. Прежде всего, это обусловлено малой толщиной пленки. Кроме того, нефть представляет собой структурированную (особенно при достаточно низких температурах) коллоидно-дисперсную систему, содержащую и истинно растворенные высокомолекулярные соединения (продукты окислительной полимеризации углеводородов), которые также могут образовать пространственные сетки. Все это вызывает резко повышенную вязкость, особенно при малых градиентах скорости в области не разрушенных структур, когда проявляется и упругость (прочность) на сдвиг. Образование пленочной нефти связано с адсорбцией на твердой поверхности ПАВ, растворенных в нефти. Однако толщина самого адсорбированного слоя во много раз меньше толщины пленочной нефти. Растворенные ПАВ в нефтях могут находиться как в истинном, так и в коллоидном состоянии. Вытеснение с твердой поверхности пленочной нефти, если не происходит разрыва ее водой, представляет трудную задачу. В этом случае вытеснение осуществляется только за счет некоторого уменьшения толщины пленки под действием тангенциальных сил при движении потока воды по поверхности пленки и за счет отрыва от этой поверхности частиц нефти. Опыт показывает, что в большинстве случаев пленочная нефть разрывается водой, т.е. вытесняется с самой твердой поверхности (в случае ее гидрофильности) механизмом
36
избирательного смачивания. Б некоторых опытах Бабалян Г.А. с сотрудниками наблюдали разрыв водой пленок ряда нефтей Апшеронского полуострова на стеклянных и кварцевых пластинках. Большая часть этих нефтей содержала от 1,5 до 2,5% нафтеновых кислот, асфальтены же почти отсутствовали. Стеклянные и кварцевые пластинки, смоченные этими нефтями, погружали в воду. Пленки нефтей разрывались водой, на поверхности пластинок образовывались капли различных размеров, некоторые из них отрывались от поверхности, другие оставались прилипшими. Было установлено, что, чем больше в нефти содержание активных компонентов, тем медленнее разрывается ее пленка и меньшее количество нефти отрывается от поверхности. В аналогичных опытах с нефтью угленосной свиты, содержащей большое количество асфальтосмолистых веществ, пленка на стеклянной пластинке не разрывается. В опытах использовалась как пресная водопроводная вода, так и пластовая высоко -минерализованная жесткая вода, даже при оставлении пластинки в этих водах в течение многих суток.
При добавке к воде неионогенных ПАВ типа оксиэтилирован-ных алкилфенолов концентрацией 0,05% (ОП-10 и КАУФЭ14) пленка угленосной нефти на стеклянной пластинке разрывается. Разрыв сопровождается вначале постепенным неравномерным утончением пленки на поверхности стекла. Неравномерное утончение приводит к очаговым разрывам пленки на стекле и образованию на поверхности его капель различного размера.
(Следует отметить, что описанный выше механизм разрыва пленки нефти водой и растворами неионогенных ПАВ низкой концентрации характерен только для условий проведенных опытов и не может быть распространен на реальные пласты.)
Далее, в соответствии с теорией Бабаляна Г. А., отмытые от твердой поверхности пленки нефти продвигаются по пласту под действием приложенного градиента давления. В этом случае скорость вытеснения определяется только размерами капли. Чем меньше ее диаметр, тем с большей скоростью она перемещается в поровом пространстве и, в соответствии с этим, тем меньше скорость проскальзывания воды относительно капли и, следовательно, расход воды на вытеснение одного и того же количества диспергированной нефти.
Из изложенного следует, что для капель, размеры которых больше, чем размеры пор, при прочих равных условиях с уменьшением поверхностного натяжения (например, под действием добавок ПАВ):
37
а) уменьшается работа, необходимая для продвижения свободных капель нефти из поры в пору;
б) уменьшается критическая сила, необходимая для проталкивания этих капель через сужения пор;
в) увеличивается скорость вытеснения капель и уменьшается расход воды на их вытеснение;
г) увеличивается возможность вытеснения из пор большего количества дисперсной свободной нефти;
д) увеличивается относительная проницаемость пористой среды для свободной дисперсной нефти и воды.
Все то, что было сказано относительно вытеснения свободных капель нефти водой, в равной мере относится и к вытеснению свободных капель воды нефтью или капель нефти и воды газом и, наоборот, вытеснению пузырьков газа.
Приведенные выводы показывают, что для возможно более полного вытеснения свободных капель воды нефтью или свободных капель нефти водой и для ускорения процесса вытеснения целесообразно возможно больше снизить поверхностное натяжение на границе жидкостей.
Однако низкое поверхностное натяжение (по мнению Бабаляна и его учеников) будет приводить к образованию капель малых размеров, а прочность (высокая вязкость) структуры адсорбционных слоев, -обеспечивать полную стабилизацию малых капелек нефти в воде, т. е. их устойчивость по отношению к коалесценции и невозможность обращения фаз, что облегчит вытеснение нефти.
Таким образом, можно подобрать такие водорастворимые ПАВ, которые уменьшают размеры свободных и прилипших капель, прочность прилипания последних к твердой поверхности и капиллярное давление в каплях, а также способствуют разрыву пленки нефти водой и капиллярной пропитке ее в нефтенасыщенную пористую среду. Все это улучшает показатели процесса вытеснения нефти водой: уменьшаются время вытеснения и расход воды на вытеснение, и увеличивается нефтеотдача.
Как будет показано ниже, данная концепция весьма спорна. Она может относиться только к некоторым частным случаям и не имеет обобщенного характера
Последние выводы и умозаключения можно расценивать как чисто качественные условия эффективного вытеснения нефти из пористой среда. Согласно теории Бабаляна и его учеников, для
38
эффективного вытеснения нефти из пласта достаточно снизить межфазное натяжение "нефть - вытесняющая фаза" (например, раствор ПАВ) до нескольких единиц (3-5 дин/см). Однако количественные показатели этого процесса значительно сложнее и требуют снижения межфазного натяжения на границе "нефть -вытесняющая жидкость" по крайней мере до 103 дин/см.
Роль ПАВ в процессах вытеснения нефти заключается главным образом в изменении величины и характера капиллярных сил вследствие изменения условий смачиваемости и значений межфазного натяжения в системе "вода-нефть-порода". Кроме того, ПАВ могут воздействовать не только на процессы диспергирования, но и на процессы коалесценции в пористой среде, что приводит к изменению фазовых проницаемостей и структуры потока в целом.
Идея применения растворов ПАВ, прежде всего, предполагала изменение капиллярных сил на фронте вытеснения. Между тем, вследствие отставания фронта ПАВ от фронта вытеснения, обусловленного адсорбционными процессами и образованием вала погребенной воды, их действие может проявиться лишь на остаточной нефтенасыщенности. Богатый экспериментальный материал, полученный различными исследователями, показывает, что добавки ПАВ к закачиваемой воде при концентрации 0,05 - 1,0% приводят к незначительному уменьшению остаточной нефти в линейных моделях пласта. В большинстве случаев применение ПАВ увеличивает коэффициент вытеснения менее чем на 6% по сравнению с обычным заводнением.
В некоторых опытах нефтевытесняющая способность щелочных вод оказывается выше, чем для растворов ПАВ [65]. Относительно лучшие результаты получены при доотмыве остаточной нефти из гидрофобных пластов [38, 40, 165, 166]. Учитывая, что реальные пласты сохраняют гидрофильные свойства, трудно рассчитывать на значительное увеличение коэффициента вытеснения в реальных условиях применения ПАВ. Экспериментальные данные показывают, что движение остаточной нефти за фронтом вытеснения возможно лишь при очень низких значениях межфазного натяжения (меньше 10"3 дин/см.).
Нами были проведены опыты [74, 88] по вытеснению нефти водой и раствором ОП-10 концентрации 0,05% при постоянной скорости .фильтрации 5,37 х 10 * см/сек. Моделью пористой среды служил кварцевый песок. Средняя величина проницаемости составляла 5,2 мкм2. Среднее значение пористости было равно 0,375. Длина моделей
39
составляла 15,6; 35,0, 52,5; 70,0; 87,5 и 200,0 см. Скорость фильтрации была выбрана с учетом соблюдения гидродинамических критериев подобия Вытеснение во всех опытах производилось в автомодельной области
Безводная и конечная нефтеотдача во время опытов контролировалась объемным методом, а также определялась на аппаратах Закса В каждом случае для анализа отбиралась часть пористой среды непосредственно с входного и выходного концов и из середины моделей В табт 2 1. приведены усредненные результаты
Таблица 2 J
Вытесняющий агент Нефтеотдача-намеренная объемным методом Нефтеотдача, определенная на приборе Закса
безводная конечная вход середина Выход
Вода Раствор ОП-10 863 84,5 88,8 899 67,5 82,2 85,7 87,0 89.5 86,7
девяти опытов по вытеснению нефти 0,05%-ным раствором ОП-10 и пяти опытов по вытеснению водой
Опыты показали, что вытеснение нефти раствором ОГТ 10 приводит к увеличению конечной нефтеотдачи в среднем на 1,1% Нефтеотдача, определенная методом экстракции образцов, отобранных в средней части пласта, оказалась на 1,3% выше в случае применения ОП 10 по сравнению с вытеснением водой
Использование растворов ПАВ снимает концевые эффекты, что выражается в резком снижении остаточной нефтенасыщенности на входном конце образца и некотором увеличении на выходном Качественно аналогичный эффект влияния ПАВ на концевые эффекты отмечен также Мунганом [164-166]
Особенно велика роль капиллярных процессов при вытеснении нефти из неоднородных пластов (слоистых, с зональной неоднородностью и трещиновато-пористых) Результаты экспериментов [10, 44, 74] позволили установить, что процесс вытеснения нефти водой из неоднородной пористой среды может протекать в качественно отличных условиях вытеснения, зависящих от соотношения капиллярных и гидродинамических сил, которое характеризуется безразмерным параметром
40
.„^ t
» ц, (2Л)
где a - межфазное натяжение; -*1''-' ' -"" '
*' f(9) - некоторая функция краевого угла;
к2, m2 - проницаемость и пористость малопроницаемого слоя;
Немощность этого слоя;
V -средняя скорость фильтрации в пласте;
цн-вязкость нефти
Безводная нефтеотдача с ростом параметра тс0 вначале растет, при некотором оптимальном значении п0= л°о достигает максимальной величины, а затем падает В области малых значений параметра л0 преобладающее влияние оказывают гидродинамические силы Вода прорывается по высокопроницаемым слоям, оставляя целики нефти в низко- проницаемых прослоях и включениях При малых скоростях вытеснения (тсп= тс°и) возрастает роль капиллярных сил, что приводит к опережающему движению воды по малопроницаемым слоям.
В реальных условиях разработки месторождений чаще всего реализуется левая ветвь зависимости нефтеотдачи от параметра я0 Поэтому в промысловой практике чаше будет возникать необходимость интенсификации капиллярных процессов, особенно в пластах с нефтью высокой вязкости
Регулировать величину капиллярных сил можно поверхностно-активными веществами, которые добавляются к нагнетаемой в пласт воде Однако до настоящего времени отсутствуют критерии, позволяющие правильно подбирать концентрацию и тип ПАВ, способных изменить вечичину капиллярных процессов в нужном направлении
Результаты исследований по влиянию ПАВ на капиллярные процессы, освещенные в работах последних лет, носят противоречивый характер Некоторые исследователи изменение величины капиллярных сил ставят в прямую зависимость от изменения напряжения смачиваемости о Cos9, где 9-статический краевой угол и о - межфазное натяжение, замеренное также в статических условиях С целью увеличения капиллярных сил предлагается применять препараты, улучшающие смачиваемость системы "твердое -*тело - вода - нефть", не снижая сильно межфазного натяжения Между тем, эксперименты по капиллярной пропитке показывают,
41
что уменьшение о Cos6 не всегда приводит к снижению скорости капиллярной пропитки. В некоторых случаях наблюдается даже интенсификация капиллярных процессов.
Нами проведены опыты по изучению влияния добавок ОП-10, сульфоната натрия и растворов этилового спирта на противоточные капиллярные процессы.
Были проведены две серии опытов. Первая включала эксперименты, в которых в качестве углеводородной фазы использовался керосин. Погребенная вода в пористой среде отсутствовала. Во второй серии опыты проводились на моделях, содержащих различное количество погребенной воды и насыщенных нефтью.
Исследования показали, что добавка к дистиллированной воде ОП-10 в количестве 0,05% снизила межфазное натяжение на границе раздела керосин-вода с 38,7 до 9,0 дин/см, скорость же противоточной капиллярной пропитки сохранилась примерно такая же, как и при вытеснении керосина дистиллированной водой (кривые 1 и 2 на рис 1). Раствор этилового спирта в дистиллированной воде в соотношении 1:1 имел межфазное натяжение на границе с вытесняемым керосином 8,1 дин/см, при этом интенсивность капиллярных процессов замедлилась в 8 — 10 раз. На рис. 2 1 показано изменение нефтеотдачи во времени при капиллярном вытеснении керосина водой, растворами ОП-10 и спирта.
0.2
12 16
Время, час
Рис. 2 1 Изменение нефтеотдачи во времени при капиллярном вытеснении керосина водой, растворами ОП-10 и спирта
42
При капиллярном вытеснении неполярной углеводородной
жидкости из чисто гидрофильной пористой среды растворами ПАВ можно ожидать только ухудшения смачиваемости системы "кварц-вода-керосин" по сравнению с вытеснением водой.
Адсорбция ОП-10 на чистой кварцевой поверхности увеличивает статический краевой угол с 2-3 до 20-22°, поэтому добавка к вытесняющей воде может только снизить величину напряжения смачиваемости в гидрофильной пористой среде, насыщенной неполярной углеводородной жидкостью. Ускорение капиллярных процессов в случае применения ПАВ можно объяснить двумя причинами Во-первых, в результате адсорбционных и некоторых других процессов возможно пониженное содержание ПАВ на фронте вытеснения, а отсюда межфазное натяжение на границе раздела жидкостей оказывается несколько выше по сравнению со статическим межфазным натяжением при исходной концентрации реагента. Во-вторых, поверхностно-активные вещества способствуют более быстрому разрыву углеводородных пленок и подготовке поверхности твердого тела к ускоренному продвижению мениска в порах пласта. При капиллярном вытеснении естественных нефтей из пористой среды растворами некоторых ПАВ помимо указанных явлений происходит гидрофилизация поверхности, что приводит к дополнительной интенсификации капиллярных процессов.
Во второй серии опытов в качестве вытесняющих жидкостей использовали дистиллированную воду, растворы ОП-10 и сульфоната натрия Концентрация ОП-10 была 0,05%, а сульфоната - 0,5%. Количество погребенной воды в опытах менялось от 3,3 до 17,8%.
Ранее нами, а также авторами работ [5, 37] было установлено, что с ростом количества погребенной воды (до 20%) капиллярные процессы идут интенсивнее, поэтому сравнению подлежат только опыты, проведенные с примерно равным содержанием погребенной воды в пористой среде. Такое сравнение показывает, что капиллярное впитывание раствора ОП-10 происходит в 5-6 раз быстрее впитывания воды, несмотря на снижение межфазного натяжения на границе нефть - дистиллированная вода с 35,4 до 7,8 дин/см.
Капиллярное вытеснение нефти из пласта анионактивными ПАВ (например, нефтяными сульфонатами) существенно отличается от описанных выше.
Добавка сульфоната к вытесняющей воде очень сильно интенсифицирует начальную скорость капиллярной пропитки. Так,
43
в опыте с 5%-ным содержанием связанной воды за первые 10 час. было вытеснено 85% от общего количества извлеченной к концу опыта нефти, что составило 20% нефтеотдачи. Конечная нефтеотдача в этом опыте 23,5%. При капиллярной пропитке водой за первые 10 час нефтеотдача составила всего 8%, конечная же - 35% (кривая 1 на рис.2.2). Анализ экспериментальных данных показывает, что во всех опытах начальная скорость капиллярной пропитки раствором 0.7
10
12
2468 Время, сут
Рис. 2.2 Влияние поверхностно-активных веществ на противоточные капиллярные процессы. Система: "пористая среда - Ново-Запруднен-ская нефть - раствор ПАВ (вода)"
1 - без ПАВ, погребенной воды SB =3,3%,
2 - без ПАВ, погребенной воды SB =17,80%'
3 - ОП-10. С=0,05°/о, погребенной воды SB =3,3°/o;
4 - то же, погребенной воды SB =11%,
5 - сульфонат, С=0,5°/о, погребенной воды SB =5%,
6 - то же, погребенной воды SB=!0%
сульфоната намного превышает скорость пропитки водой, конечная же нефтеотдача в первом случае существенно ниже.
Наибольшая текущая и конечная нефтеотдача наблюдается при впитывании раствора ОП-10.
Замедление скорости пропитки и снижение конечной нефтеотдачи в случае применения сульфоната можно объяснить эмульгированием нефти в пористой среде, что приводит к преждевременному разрыву струй нефти при достаточно высокой нефтенасыщенности. Совершенно очевидно, что разрыв струи (шнурка) нефти при капиллярной пропитке неизбежно приведет к прекращению вытеснения
44
нефти. Эмульгирование нефти в пористой среде было установлено
наблюдениями под микроскопом на специально изготовленных прозрачных моделях. Кроме того, в опытах по капиллярному впитыванию раствора сульфоната выходящая из моделей продукция представляла собой мелкодисперсную, достаточно стойкую эмульсию типа "масло в воде". Дистиллированная вода и раствор ОП-10 с концентрацией 0,05% не приводят к эмульгированию, и нефтяная фаза сохраняет сплошность от фронта вытеснения до выхода из модели при противоточной пропитке.
При закачке в пласт поверхностно-активных веществ важную роль будет играть их адсорбция из растворов. Многочисленные теоретические и экспериментальные исследования неоспоримо доказывают, что вследствие адсорбции фронт ПАВ будет неизбежно отставать от фронта вытеснения. В результате перед фронтом ПАВ будет образовываться слой воды, потерявшей свои высокие отмывающие свойства.
Со временем величина этого слоя -«неактивной» воды будет нарастать, а фронт исходной концентрации все больше отставать от фронта вытеснения. Целесообразность применения тех или иных ПАВ при прочих равных условиях в значительной степени будет определяться их сорбционными характеристиками. Таким образом, важной задачей является определение положения фронта ПАВ при заданных объемах концентрации раствора и скорости его закачки.
Поставленная задача сводится к отысканию пространственно-временного распределения концентраций ПАВ в растворе, закачанном в пласт. Математическое решение задачи получено А.И.Тихоновым и А.А.Жуховицким [21] при условии пренебрежения конвективной диффузией. В главе 3 подробно исследовано данное решение применительно к неоднородному по проницаемости пласту.
Проведенные нами экспериментальные исследования преследовали цель установить возможность использования данного решения для описания динамики сорбции ПАВ в нефтенасыщенной пористой среде, а также оценить погрешность, вызываемую некоторыми допущениями и приближениями.
Опытами по динамической сорбции было установлено, что пренебрежение конвективной диффузией не всегда допустимо. В начальной стадии процесса конвективная диффузия играет существенную роль в формировании -«переходной зоны», но при значительном пути фильтрации (для достаточно больших значений
45
х и t) конвективная диффузия в конечном итоге подавляется сорбционными процессами, в результате чего реализуются условия режима параллельного переноса фронта концентрации
Опыты показали, что длина образца мало влияет на динамику адсорбции и ее величину, если эта длина достаточно велика При длине модели 1-2 м разница между фактической и расчетной величинами адсорбции оказывается меньше ошибки опыта. Вместе с тем было также установлено, что процесс формирования волны в двухметровой модели еще нельзя считать законченным. Волна оказалась несколько большей, чем следовало ожидать без учета конвективной диффузии. Однако это удлинение настолько незначительно, что в расчетах им можно пренебречь.
Методика проведения опытов заключалась в следующем. Модель пористой среды под вакуумом насыщалась дистиллированной водой, раствором NaCl или нефтью Жидкости, насыщающие пласт, затем вытеснялись растворами ПАВ при постоянной скорости. В процессе вытеснения замерялась концентрация ПАВ в выходящей продукции. При обработке результатов экспериментов мы пользовались нашей методикой, изложенной в работе [34]
Результаты обработки опытных данных по вытеснению нефти раствором ОП-10 с концентрацией 0,05% представлены в табл. 2.2.
Таблица 2 2
Длина пласта, см Адсорбция, мг/см
Фактическая Рассчитанная для линейной кинетики Рассчитанная для сорбции, отвечающей изотерме Лангмюра
15.6 0,138 0,125 0,107
35,0 0,127 0.113 ОД 06
52,5 0,Н2 0.095 0,087
70,0 0.098 0.090 0,096
87.5 0,065 0,068 0,065
200,0 0,095 0,080 0,096
46
Расчеты проводились для линейной кинетики сорбции и сорбции, отвечающей изотерме Лангмюра Для линейной кинетики отклонения расчетных значений от фактических составляют в среднем 10%, что вполне приемлемо для практических расчетов.
Результаты расчетов для изотермы Лангмюра показали, что для пластов длиной 70 еж и более расчетные значения адсорбции достаточно точно совпадают со значениями, полученными балансовым методом. Ошибка не превышает 1%.
Для небольших длин (менее 70 см) ошибка составляет примерно 20%, что объясняется, видимо, влиянием конвективной диффузии, а также тем, что данное решение является справедливым для больших значений х и t.
Для приближенных расчетов можно пользоваться решением для линейной кинетики сорбции, которое менее точно, но является более простым.
Опыты по вытеснению дистиллированной воды раствором ОП-10 проводились на трубках длиной 68,2 и 105 см. Среднее значение адсорбции по проведенным 5 опытам составило 0.017 мг/г, а расчетное значение - 0,0169 мг/г Погрешность в данной серии опытов оказалась менее 1 %.
Эти опыты отчетливо подтвердили высказанное выше утверждение о неправомерности пренебрежения процессами конвективной диффузии в начальной стадии процесса. Влияние ее проявляется в том, что при небольших длинах (менее двух метров) раствор ПАВ появляется на выходе раньше, чем вытеснится вся вода, ранее занимавшая поры пласта. Справедливость экспериментальных результатов подтверждается теоретическим решением В. М. Шестакова для случая линейной кинетики сорбции с учетом конвективной диффузии. Однако некоторые исследователи [42] результаты опытов на коротких образцах переносят на натурный пласт, ошибочно считая, что скорость продвижения фронта раствора больше скорости движения потока в целом при достаточно больших длинах пласта. Мало того, в случае образования по той или иной причине вала неактивной воды, этот вал в процессе фильтрации раствора ПАВ не возрастает (по мнению этих исследователей), а наоборот, уменьшается и исчезает.
Сравнивая результаты опытов по фильтрации раствора ОП-10 через пористую среду с остаточной нефтью и без нее, можно сделать вывод: величина адсорбции ОП-10 на гидрофобизованной нефтью
47
кварцевой поверхности в несколько раз выше по сравнению с адсорбцией на чистой кварцевой поверхности.
Основные результаты опытов по динамической адсорбции анионактивных ПАВ на кварцевой поверхности представлены в
табл. 2.3.
Таблица 2.3
з д 3 $ t-X 1 ? ™ «
а f" Вытесняемая жид- 1 °- S Ч s ^~ d> ?3 ^ i
5 G Анионное S < э s" So1 ^ 2 Q. да
с с- кость 5 s S о. т* S *^ а -©• <
о а ПАВ я ^ i P. 1 1 -& Е 5 5 s р
х О р X i *§ = ™ Ё> ? 5 я
^ S е u а. *
1 104,5 Раствор NaCl Сульфонат 0,272 0,0382 0,0247 0,0413 1,065
2 104,5 Раствор NaCl Сульфонат 0,266 0,0390 0,0247 0,0403 1,065
3 253,3 Раствор NaCl Сульфонат 0,235 0,0292 0,0230 0,0331 1,062
4 104,6 Нефть Сульфонат 0,233 0,285 0,220 0,315 1,760
5 68,5 Керосин Сульфонат 0,258 0,136 0,090 0,137 1,216
6 216,8 Модель нефти Алкилсульфат 0,477 0,167 0,0595 0,174 1,149
натрия
7 105,0 Дистиллированная Сульфонат на- 0,092 0,022 — — —
вода трия
Зависимость скорости движения фронта волны концентрации ПАВ от скорости вытеснения определялась по формуле:
Г/m-rj + l
(2.2)
где w - скорость движения фронта ПАВ; v- истинная скорость вытеснения; Т| - осредненное значение водонасыщенности. Это уравнение получено нами [34] для скорости движения точки концентрационной волны и=с/с=0.5.
Для всей волны эта зависимость справедлива только при режиме параллельного переноса фронта концентрации.
Опыты показывают, что адсорбция этих ПАВ на гидрофобизованной нефтью поверхности выше, чем на гидрофильной. В данном случае имеет место сорбция на гидрофоби-зованном нефтью песке и на самой нефти, контактирующей с раствором ПАВ.
48
Факт перехода ПАВ в нефть подтвердился замерами поверхностного натяжения вытесняемой нефти. Межфазное натяжение нефти, вытесняемой за безводный период, на границе с дистиллированной водой колебалось в пределах 32,0 — 32,5 дин/см. В водный период межфазное натяжение нефти снизилось до 26,6 дин/ см. При вытеснении нефти раствором сульфоната и алкилсульфата происходит десорбция асфальтенов, которые окрашивают раствор.
Экспериментами также установлено, что при вытеснении раствора этих ПАВ из пористой среды водой или раствором NaCI происходит почти полная их десорбция с поверхности кварцевого песка. Например, в опыте 3 при последующем вытеснении раствора сульфоната раствором NaCI после прокачки 1,5 порового объема десорбция составила 86%, при дальнейшей фильтрации наличия ПАВ в выходящем потоке не обнаружено. В опыте 7 при вытеснении сульфоната водой было профильтровано 2,5 объема пор. В результате получили полную десорбцию ПАВ.
Для оценки адсорбционных характеристик в реальных условиях была разработана методика построения изотермы адсорбции на естественных кернах. Все существующие методики связаны с разрушением кернового материала. Это, безусловно, резко искажает характер сорбционных процессов и величину предельной адсорбции.
Методика построения изотермы заключалась в следующем. Через образец многократно прокачивался определенный объем ПАВ концентрации С, затем С2, С3и т. д. В каждом случае подсчитывалась величина адсорбции, которая суммировалась с ранее найденным значением. В принципе, такая методика моделирует в виде дискретных величин динамику адсорбции при прохождении концентрационной волны через образец керна.
По описанной методике были построены изотермы адсорбции для алкилсульфата (рис. 2.3.) и сульфоната на естественном песчанике.
Величина предельной адсорбции на естественном песчанике с нефтью и без нее оказалась значительно выше адсорбции, полученной на кварцевом песке, причем последующая промывка водой в количестве 10 объемов порового пространства показала, что адсорбция совершенно необратима. Необратимый характер адсорбции, видимо, связан с химическим взаимодействием ПАВ с породой, т. е. в реальных условиях имеет место химическая сорбция.
49
0,1
Рис 2 3 Изотермы адсорбции алкилсульфата Na
1 - изотерма адсорбции на кварцевом песке с нефтью
2 -тоже, без нефти,
I' - адсорбция на естественном песчанике с нефтью, 2' - то же, без нефти
Вследствие отставания фронта ПАВ от фронта вытеснения, обусловленного адсорбцией ПАВ породой, действие их, по-видимому, может сказаться лишь на изменении остаточной нефтенасыщенности за фронтом вытеснения С этой точки зрения общепринятый критерий оценки эффективности ПАВ (увеличение коэффициента вытеснения по сравнению с водой) представляется нам неверным из-за неправомерного игнорирования влияния процесса динамической сорбции ПАВ на эффективность их действия.
Выбор типа и концентрации ПАВ должен основываться на результатах опытов, где нефть вначале вытесняется обычной водой до достижения полной обводненности потока, а затем проводится дополнительное вытеснение раствором ПАВ.
При выборе оптимальной концентрации ПАВ необходимо учитывать адсорбционную характеристику реагента и влияние ПАВ на капиллярную пропитку.
2.1.2. ПРИМЕНЕНИЕ МИЦЕЛЛЯРНЫХ РАСТВОРОВ (МР) ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
Механизм вытеснения нефти из пласта МР исследовался многими крупными зарубежными и отечественными учеными Но, несмотря на большую работу по изучению процесса извлечения нефти, 50
проделанную в лабораторных и полевых условиях, до сих пор далеко не ясны основы процесса и механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами и микроэмульсиями.
С точки зрения разработки нефтяных месторождений, технологии мицеллярного воздействия на пласт применяют при площадном и линейном однорядном заводнении. Многорядные системы расстановки скважин не пригодны для применения этого метода в силу нерационального расхода дорогостоящего вытесняющего агента. Основное назначение применения МР - повышение коэффициента вытеснения. Для повышения охвата пласта рекомендуется закачивать последовательно в пласт МР и полимерные растворы.
В механизме вытеснения нефти из однородного пласта велика роль трех параметров на границе раздела фаз: поверхностное натяжение; вязкость на границе раздела; заряд на границе раздела фаз Краевой угол смачивания играет не менее важную роль.
Как было отмечено в предыдущем разделе, для успешного осуществления процесса вытеснения нефти поверхностное натяжение на границе раздела должно быть порядка 103 дин/см Однако низкое значение межфазного натяжения еще не гарантирует высокую степень вытеснения нефти из пористой среды Определяющую роль в этих процессах играет соотношение капиллярных и гидродинамических сил при прохождении капли нефти через сужение пор. Для количественной оценки влияния этого соотношения было введено понятие "капиллярное число":
N-*L. (2-3)
<т- т
где: ц, - вязкость на границе раздела фаз;
V - линейная скорость фильтрации;
а -межфазное натяжение;
m - пористость породы.
Нетрудно заметить, что капиллярное число по своему физическому смыслу является обратной величиной параметра тс - уравнение (2.1 ) и представляет собой соотношение вязкостных и поверхностных сил.
Фостер [121], использовав капиллярное число Nc показал, что для эффективного вытеснения нефти нужно уменьшить поверхностное натяжение в несколько тысяч раз Такие низкие поверхностные натяжения приводят к уменьшению работы деформации, необходимой для выхода капелек нефти из узкой горловины
51
пор (рис. 2.4). Это нужно также для того, чтобь* ддаеснеаные капельки нефти, называемые нефтяными ганглиями, могли групшфо-
ваться (коагулировать) и .,-*.,
создавать нефтяную зону,
занимая группу пор. Для того,
чтобы такое слияние могло ПОТ<"У
произойти, желательна очень
низкая поверхностная вязкость.
Движущаяся зона слившихся капель нефти сливается с все
Рис. 2.4 Движение ганглей нефти через узкие отверстия пор
большим числом нефтяных ганглий, и происходит дальнейшее вытеснение остатка нефти по "шнурковым" каналам в направлении эксплуатационных скважин. Для получения гидродинамически стабильной системы (для предотвращения вязкостной неустойчивости) необходимо, чтобы вслед за мицеллярным раствором двигался раствор полимера с управляемой подвижностью.
Для условий вытеснения нефти из пласта водой величина капиллярного числа примерно равна 10"6. В этом случае капиллярные силы препятствуют продвижению капелек нефти через сужение пор.
Фостер исследовал зависимость полноты вытеснения нефти от величины капиллярного числа. Данная зависимость представлена на рис.2,5, из которого видно, что полное вытеснение нефти из керна
ш о
I а
Рис. 2
числа
1.Е-07
О 10 20 30 40 50 60
Остаточная нефть, % объема 5 Зависимость остаточной нефтенасыщенности от капиллярного
52
наблюдается при капиллярном числе 10' - 10~2. Анализ параметров, входящих в формулу капиллярного числа, показывает, что значительно увеличить гидродинамические силы в реальном пласте практически невозможно. Поэтому, чтобы добиться практически полного вытеснения нефти, необходимо снизить поверхностное натяжение на границе вытесняемой и вытесняющей фаз по крайней мере в 10000 раз.
Аналогичные исследования были проведены Taber J.J. с сотрудниками [187,188], который установил, что эффективное вытеснение нефти может происходить только при условии:
1
ДР
L-a Д-L'
(2.4)
где: АР - перепад давления на единицу длины защемленной
капли нефти;
L - длина капли нефти (рис. 2.4);
а- межфазное натяжение;
Д - диаметр сужения поры (рис. 2.4);
На рис.2.6 представлена зависимость критической величины ДР/icr.
Таким образом, нами показано, что закачка в пласт МР существенно повышает эффективность вытеснения нефти из пласта. Вместе с тем уместно показать физико-химическую и коллоидную основу действия МР в пласте. При растворении ПАВ в воде
О 500 1000 1500 2000
, Проницаемость по воздуху, мДарси
Рис. 2 6 Зависимость критической величины AP/Lcr для перемещения капельки нефти от проницаемости
53
происходит их адсорбция на поверхности раздела фаз. Вследствие адсорбции на поверхности раздела устанавливается более высокая концентрация ПАВ, чем в объеме раствора. Выше критической концентрации, зависящей от структуры молекул ПАВ и физико-химических условий, эти молекулы ПАВ образуют агрегаты, называемые мицеллами. Такую концентрацию называют критической концентрацией мицеллообразования (ККМ).
Критическая концентрация мицеллообразования (ККМ) -важнейший параметр мицеллярных растворов. Учитывая важность этой величины и встречающееся иногда неправильное ее толкование, мы обсудим этот вопрос более подробно. В целом рекомендации основаны на ранних работах Хартли, который сопоставил ряд противоречивых точек зрения. Многие исследователи отмечали, что образование мицелл начинается или становится заметным выше некоторой области концентрации.
Поверхностно-активные вещества в растворах часто образуют коллоидные ассоциаты, т.е. они имеют тенденцию образовывать мицеллы - агрегаты из длинноцепочечных дифильных молекул или ионов ПАВ, образующиеся самопроизвольно в их растворах при определенной концентрации, зависящей от природы полярной группы и особенно от длины цепи молекулы. Существует сравнительно узкая область концентраций, ниже которой мицеллы практически не образуются, тогда как при более высокой концентрации добавленное ПАВ образует мицеллы. ККМ, определяется как концентрация ПАВ, при которой в его растворе возникает большое число мицелл, находящихся в термодинамическом равновесии с молекулами (ионами) индивидуальных ПАВ. При концентрации ПАВ выше ККМ резко изменяется ряд свойств раствора.
ККМ - одна из наиболее легко определяемых и полезных количественных характеристик водных растворов ПАВ с гибкими цепями. Эта величина имеет ряд приложений в термодинамике мицеллообразования и используется при описании свойств мицеллярных растворов. Почти все эти приложения основаны на представлении о ККМ как критической, пороговой величине.
Одним из наиболее распространенных практических приложений ККМ является расчет концентраций мицелл н мономеров в растворе. Для многих случаев приближение, согласно которому ниже ККМ мицеллы отсутствуют, а выше ККМ изменения в концентрации мономера пренебрежимо малы, является вполне обоснованным. Так
54
как мицеллы обычно не обладают высокой поверхностной активностью, то принятое на практике приближение состоит в том, что это равновесная концентрация, при которой кончается химия поверхностных явлений и начинается коллоидная химия. В связи с этим многими исследованиями показано, что образование мицеллы -процесс, конкурирующий с другими процессами адсорбции или связывания, в которых участвуют мономеры.
Мицеллы представляют собой сферические агрегаты молекул ПАВ, содержащие от 20 до 100 молекул. Образование мицелл в водном растворе приводит к возникновению в водной фазе локальных неполярных сред. Любые растворимые в нефти вещества, такие, как краски, пигменты или неполярные масла, могут растворяться в мицеллах. Используя ионные и неионогенные ПАВ, можно получать смешанные мицеллы, которые часто больше по размерам и числу молекул в мицелле. Если раствор ПАВ содержит поверхностно-активный полимер, на поверхности раздела образуется смешанная адсорбционная пленка полимера и ПАВ. Взаимодействие полимер -ПАВ может происходить и на поверхности мицелл. Когда такие мицеллярные растворы нагнетаются в нефтяной пласт, происходит растворение нефти в мицачлах.
Молекулы ПАВ можно рассматривать как строительные блоки. Простым повышением концентрации ПАВ в воде можно получать различные типы структур из молекул ПАВ. Сферические мицеллы превращаются в цилиндрические. При дальнейшем повышении концентрации происходит сначала гексагональная упаковка цилиндров из молекул ПАВ, а потом образуются слоистые структуры. Если продолжить прибавление ПАВ, слоистые структуры превращаются в гексагональную упаковку цилиндров воды. Добавляя масло или спирт с короткой цепью, такие цилиндры, состоящие из молекул воды, можно превратить в микроэмульсию воды в масле. Переход одной структуры в другую можно вызвать, изменяя физико-химические условия, такие, как температура и рН, или прибавляя к раствору ПАВ одно- или двухвалентные катионы. Поведение композиций с участием ПАВ, содержащих такие структуры, при их пропускании через пористую среду, детально не исследовано.
Для двухфазной системы "минерализованная вода - нефть"
^установлено соотношение между поверхностным зарядом и
поверхностным натяжением. Найдено, что кривые
электрофоретической подвижности и поверхностного натяжения
55
являются зеркальными отображениями друг друга. Изучение поверхностного заряда системы "сырая нефть - водная фаза" наводит на мысль о том, что природа и величина зарядов на поверхности твердого тела - важный фактор эффективности процесса вытеснения нефти. Вагнер и Лич [192, 193] показали, что обращение : смачиваемости поверхности пористого тела (переход от гидрофобной 1 поверхности к гидрофильной) при заводнении приводит к повышению добычи нефти. Правильным выбором ПАВ можно селективно изменить краевой угол смачивания нефтью поверхности твердого тела и создать таким образом более благоприятные условия для вытеснения нефти. Мелроуз и Бранднер [198], атакже Морроу [196] пришли к заключению, что для оптимального извлечения оставшейся нефти с применением ПАВ при заводнении горная порода должна быть гидрофильной. Это дополнительно подтверждает выводы, сделанные нами в главе 1 о влиянии смачиваемости на эффективность вытеснения нефти из пласта. Таким образом, подводя итог сказанному выше можно утверждать: для успешного проведения процесса извлечения нефти капиллярное число (отношение вязкости к поверхностному натяжению) должно быть порядка 102. При обычном заводнении капиллярное число имеет порядок 10"6. Чтобы извлечь большее количество нефти и уменьшить остаток нефти до величины, близкой к нулю, требуется капиллярное число на 4 порядка выше указанного. Это может быть достигнуто практически лишь уменьшением межфазного натяжения на границе раздела. Проведенное исследование водных растворов нефтяных сульфонатов показывает, что такие низкие значения межфазного натяжения могут быть получены при относительно малых концентрациях ПАВ.
Показано, что наиболее эффективно понижают поверхностное натяжение нефтяные сульфонаты с эквивалентным распределением массы, близким или симметричным относительно среднего значения. Минимальное поверхностное натяжение может быть получено регулированием содержания электролита в водной фазе. Было показано, что в повышении поверхностной активности сульфонатов нефти хлорид натрия более эффективен, чем сульфат, карбонат или триполифосфат натрия. Отмечается, что для получения низких межфазных натяжений различные типы нефтей требуют различные оптимальные концентрации электролита и различных эквивалентных масс нефтяных сульфонатов.
56
2.1.3. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА РАСТВОРИТЕЛЯМИ
В предыдущих разделах нами было показано, что при фильтрации двух несмешивающихся жидкостей на границе раздела между ними возникают капиллярные силы. Эти силы препятствуют продвижению остаточной нефти вдоль пласта от нагнетательной к добывающим скважинам. Даже после многократной промывки пласта нагнетаемой водой в пористой среде остается практически значительное количество не извлеченной нефти. Поэтому внимание советских и зарубежных исследователей привлекали другие различные методы увеличения нефтеотдачи. Большое внимание в СССР и в США, уделялось исследованию вытеснения нефти смешивающимися с ней жидкостями.
Лабораторные эксперименты по вытеснению взаиморастворимых жидкостей различной вязкости, проведенные Забродиным П.И. и Раковским Н.Л. [22-24], показали, что при этом может быть достигнуто практически полное замещение нефти, первоначально насыщавшей пористые образцы, вытесняющей жидкостью.
Таким образом, при вытеснении нефти из однородной пористой среды растворителем коэффициент вытеснения будет близок к единице.
Достигнуть столь высоких значений коэффициента вытеснения можно потому, что физическая сущность процессов вытеснения взаиморастворимых жидкостей и вытеснения нефти водой различна.
Важнейшие отличительные особенности процесса вытеснения взаиморастворимых жидкостей: изменение физических свойств жидкостей в зоне их контакта; перемешивание жидкостей в системе пор, возникновение эффекта массопереноса под действием молекулярной диффузии.
Фильтрационное движение изовискозных жидкостей, смешивающихся между собой в любых отношениях, можно представить себе как движение в пористой среде однородной жидкости. Такое движение изучено довольно полно. Математическое описание этого процесса основано на осреднении параметров потока и не ставит целью изучить перемещение отдельных частиц жидкости.
При изучении механизма вытеснения любых жидкостей важно , выяснить их распределение в поровом пространстве и границы раздела между ними в различные моменты времени.
57
В процессе взаимного вытеснения двух смешивающихся жидкостей первоначальная граница раздела между ними постепенно размывается и превращается в зону перемешивания, где концентрация жидкостей непрерывно меняется.
Динамика образования зоны перемешивания двух взаиморастворимых жидкостей и изменения их концентрации обуславливается двумя процессами, одновременно происходящими в пористой среде: молекулярной диффузией и механическим перемешиванием жидкостей в перовых каналах (так как длина и кривизна этих каналов различны, пути движения отдельных частиц жидкости в них будут также неодинаковы).
Наиболее подходящими растворителями, которые могут найти практическое применение для вытеснения нефти из пластов, являются углеводородные жидкости, вязкость которых меньше вязкости нефти. Это сжиженные углеводородные газы, нестабильный газовый бензин, конденсат, широкие фракции легких углеводородов, получаемые при стабилизации и переработке нефти В связи с этим особый интерес для нефтепромысловой практики представляет изучение процессов вытеснения жидкости, первоначально насыщавшей пористую среду, другой жидкостью меньшей вязкости.
Рассеивание жидкостей в пористой среде в этом случае будет определяться разницей локальных скоростей отдельных частиц, которая обуславливается не только неоднородностью структуры поровых каналов, но и различием вязкости вытесняющей и вытесняемой жидкостей. Механическое рассеивание жидкости в каналах пористой среды способствует интенсивному образованию зоны перемешивания под действием молекулярной диффузии. В конечном счете, в пористой среде образуется зона перемешивания, где концентрация жидкостей непрерывно меняется Размер ее значительно превышает величину зоны перемешивания изовискозных взаиморастворимых жидкостей.
Рациональность любого метода увеличения нефтеотдачи должна устанавливаться методами экономического анализа. Следовательно и метод вытеснения нефти из пласта растворителями приемлем только при условии, что стоимость дополнительно добытой нефти превышает затраты на растворитель и все технологические операции, связанные с закачкой его в продуктивные горизонты Расчетами установлена экономическая нецелесообразность применения многих растворителей в качестве агентов, вытесняющих нефти. Таким
58
образом, целесообразность применения тех или иных растворителей для увеличения нефтеотдачи должна решаться в зависимости от реальных условий.
Однако эффективность этого метода в неоднородных пластах слабо изучена. Для исследования коэффициента охвата при закачке в неоднородные пласты разлтгчных вытесняющих агентов нами были сконструированы и изготовлены из оргстекла две объемно-прозрачные модели [74, 85].
Была проведена серия экспериментов по вытеснению модели нефти из прозрачной горизонтальной трехслойной модели пласта длиной 308 см, шириной 42 см и высотой 1 см (модель 1).
Герметичность в крышке создается с помощью резиновой прокладки или специальной замазки. Полиэтиленовая пленка прокладывается для создания гидрообжима пористой среды.
К тринадцати точкам модели пласта подсоединены пьезометры. В этих же точках может быть осуществлен отбор проб из пласта или же ввод в него жидкости. Во всех опытах на этой модели, результаты которых представлены в данной работе, пласт был трехслойным.
Двухслойная модель пласта II размером 117x26x1 см изготовлена также из оргстекла, но без гидрообжима.
Основные параметры моделей пласта представлены в таблице 2.1. Исследования проводились при постоянной скорости фильтрации.
Во всех опытах расход был 100 см3/час, при этом средняя скорость фильтрации составила в модели 1 - 2,38 см/час, в модели П - 3,85 см/час.
Вытесняющим агентом во всех опытах служил петролейный эфир (фракция 70- 100).
В процессе опытов проводились непрерывные замеры суммарного объема прокачанной жидкости, показания пьезометров, отбирались пробы выходящей продукции с целью определения процентного содержания масла и растворителя по показателю преломления.
Кроме того, периодически очерчивался контур продвижения фронта, и производилась фотосъемка. Для воспроизведения в ускоренном темпе картины продвижения вытесняющего агента по пласту осуществлялась покадровая киносъемка.
„ Помимо этого, в некоторых опытах отбирались пробы в различных точках модели для определения концентрации эфира в слоях по длине модели. Для определения скорости движения по каждому
59
из слоев и характера перетоков вводилась подкрашенная жидкость, вязкость которой строго соответствовала вязкости жидкости, находящейся в окрестности точки ввода. В качестве красителя использовался судам, который практически не адсорбируется на поверхности стекла.
В первом опыте на модели 1 смесь керосина с а-бромнафталином вязкостью 1,291 спз вытеснялась керосином, вязкость которого была 1,093 сиз.
В данном случае содержание вытесняемой и вытесняющей фаз в выходящей продукции не замерялось. Была определена нефтеотдача до прорыва и продвижение контура во времени. Визуальное наблюдение за продвижением вытесняющего агента показало наличие значительного перетока жидкости из высоко-проницаемого слоя, расположенного посредине, в низкопроницаемые. Величина поперечного перетока достигала 12 — 13 см.
Нефтеотдача до прорыва составила 40,7% при коэффициенте охвата л = 54,8% и коэффициенте вытеснения л =74,3%.
'ПИВ ' T*f "• 1ЕЬ1Т '
Сравнительно низкий коэффициент вытеснения при соотношении вязкостей 1,18 можно объяснить образованием зоны смеси в результате конвективной диффузии в продольном и поперечном направлениях.
Элементарные расчеты показывают, что даже при 100% коэффициенте вытеснения, но при условии послойного (без поперечных перетоков) движения изовискозных взаиморастворимых жидкостей, нефтеотдача до прорыва должна была бы составить всего 33,3%, а это почти на 7,5% ниже, чем в опыте.
Значительные поперечные перетоки наблюдались и во всех остальных опытах, основные результаты которых представлены в таблице 2.4.
Из представленных данных видно, что существенное влияние вязкость оказывает на нефтеотдачу, главным образом в области низких значений |io При более высоких соотношениях вязкостей нефтеотдача слабо зависит от этого параметра Однако коэффициент охвата непрерывно уменьшается почти по линейному закону. Поперечное проникновение эфира с возрастанием вязкости заметно уменьшается.
Особый интерес представляет зависимость коэффициента вытеснения от цо, полученная в опытах на модели I.
60
Таблица 2 4
№ опы та Вязкость нефти, сиз Соотношение вязкостей нефти и растворителя Нефтеотдача до прорыва, % Коэффициент охвата до прорыва, % Коэффициент вытеснения до прорыва, %
Модель I
1 1.291 1,18 40.7 54,8 74,3
2 1.48 3,47 27.2 40,5 67,2
3 2,86 6,70 19.7 36,9 53.5
4 4,11 9,63 14.0 33,0 42,5
5 6,55 15,30 11,5 30,9 37,4
6 9,70 22,70 11.5 27,4 42,0
7 13,05 30.60 10,8 23.6 45,7
Модель II
1 1,63 3,82 19,60 39,6 49,5
2 3,16 7,40 13,80 34,4 40,0
^ 7,51 17,60 7,25 29,0 25,0
В области низких значений вязкости (до цо=15,3) коэффициент вытеснения падает с ростом ц , однако при дальнейшем росте вязкости т\вь|т начинает расти. До прорыва, например, коэффициент вытеснения при [1о=30,6 равен "Пвьгт=45,7%, в то же время даже для ^о=9,бЗ, 7^=42,505% (см. табл.2^}.
По мере роста объема прокачанной жидкости влияние вязкости на коэффициент вытеснения уменьшается. Однако и в этом случае минимальный коэффициент вытеснения сохраняется при цо= 15,30.
Оценка возможных погрешностей эксперимента показала, что отмеченная точка-минимум на кривой зависимости ЛЕЬП^Дцо) не может быть объяснена ошибкой эксперимента.
Рост коэффициента вытеснения с возрастанием |io при больших значениях вязкости можно объяснить тем, что высоковязкая фаза ограничивает поперечное распространение и рассеивание растворителя. Кроме того, в данном случае ограничена подвижность самой вытесняемой фазы в поперечном направлении в сторону высокопроницаемого слоя.
На модели II подобный характер изменения коэффициента вытеснения в зависимости от вязкости не наблюдался, видимо, но двум причинам. Во-первых, на этой модели опыты были проведены в сравнительно узких пределах (io (от 3,82 до 17,6); во-вторых,
61
уменьшение длины модели может сдвинуть точку-минимум в сторону больших значений ji
В процессе экспериментов вполне отчетливо было установлено перемещение жидкости не только из высокопроницаемого слоя в низкопроницаемые, но и наоборот. Существование таких встречных потоков было обнаружено путем ввода подкрашенной жидкости в различные точки пласта. Кроме того, в результате прослеживания за движением красителя во времени построены эпюры скоростей. Скорость в высокопроницаемом слое возрастает от входа к выходу, а в низкопроницаемых падает. Это, прежде всего, говорит об ощутимом притоке жидкости к среднему высокопроницаемому слою. Многочисленные наблюдения в процессе исследования показали, что, в основном, линии тока направлены в сторону высокопроницаемого слоя. Отборы проб жидкости по слоям также указывают на приток вытесняемом фазы из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемый.
На основании исследований Забродина П.И. и Раковского Н.Л. [24] можно утверждать, что маслонасыщенность в высокопроницаемом слое должна быть значительно больше, чем концентрация ее в пробах.
Приведенные данные свидетельствуют о весьма сложном фильтрационном потоке в слоистом пласте.
Объяснить существующие перетоки только действием градиента давления в поперечном направлении в результате не совмещения эпюр давления, как это имеет место при послойном движении, невозможно. Действительно, до прорыва вытесняющего агента градиент давления, в основном, направлен в сторону низкопроницаемого слоя. После же прорыва направление градиента меняется, и в данном случае следовало бы ожидать движения жидкости только в сторону высокопроницаемого слоя. Однако, как уже указывалось, наблюдается движение жидкости и в противоположном направлении.
Очевидно, это является следствием целого ряда причин. В общих чертах картина процесса представляется следующим образом. Во все время фильтрации боковая неустойчивость на границе раздела слоев вызывает перемещение частичек жидкости из низкопроницаемого слоя в высокопроницаемый (движение по пути наименьшего сопротивления). Таким образом, создается тенденция к движению жидкости в сторону высокопроницаемого слоя, что приводит к увеличению скорости движения в нем от входа к выходу, в результате
62
чего возрастает градиент давления, а это может произойти только за
счет роста давления в высокопроницаемом слое. Естественно, что наступают моменты времени, когда в некоторых точках этого слоя давление может превысить окружающее.
Если же учесть высокую подвижность вытесняющей фазы (в подавляющем большинстве случаев вязкость растворителя в несколько раз меньше вязкости нефти), то даже незначительного градиента давления в сторону низкопроницаемого слоя достаточно для перетока.
Реальное существование описанных колебаний давления подтверждают замеры показаний пьезометров при фильтрации.
Таким образом, направление и величина перетока носят волновой характер. Степень перетока определяется не только вязкостью насыщающих фаз, соотношением проницаемостей слоев, их мощностями, протяженностью пласта, но и характером, конфигурацией границы раздела слоев. Ровная прямолинейная граница или же извилистая с взаимным проникновением слоев форма границы в значительной степени определит величину перетока и, в конечном счете, нефтеотдачу при смешивающемся вытеснении в слоисто-неоднородных пластах.
Образовавшиеся волны внедрившегося в низкопроницаемый слой эфира перемещаются вдоль модели, увеличиваясь постепенно в размерах. Через некоторое время эти волны сглаживаются, и продольная граница раздела фаз становится более или менее прямолинейной.
Подобная картина наблюдается и с образовавшимися языками продольной неустойчивости фронта в однородном пласте.
Это, видимо, можно объяснить образованием зоны смеси в процессе движения, что устраняет резкий скачок вязкостей при переходе от вытесняемой фазы к вытесняющей. Постепенный переход от высоковязкой жидкости к маловязкой создает благоприятные условия процессу вытеснения и уменьшает языкообразование.
Качественно картина процесса, происходящего в опытах на двух описанных моделях, совершенно идентична.
На основании представленных результатов экспериментов уже сейчас можно достаточно четко представить качественную сторону процесса вытеснения нефти растворителями из неоднородного 'пласта.
Результаты проведенных исследований по фильтрации взаиморастворимых жидкостей на слоисто-неоднородных моделях
63
пласта дают основание считать, что этот метод может быть более эффективным, чем это считалось до сих пор.
Проявление сил гравитации может внести определенные коррективы в процесс Их влияние следует также исследовать и учитывать при оценке эффективности метода.
2.2. ТЕХНОЛОГИИ, ПОВЫШАЮЩИЕ КОЭФФИЦИЕНТ ОХВАТА ПЛАСТА ВОЗДЕЙСТВИЕМ
2.2.1. ИССЛЕДОВАНИЯ ПЕНЫ КАК АГЕНТА, УЛУЧШАЮЩЕГО ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЗАВОДНЕНИЯ
Использование пены в качестве нефтевытесняющего агента предложено американским исследователем Фридом [123, 124].
Несмотря на большую и квалифицированную экспериментальную работу, проведенную Фридом, полученные им данные еще совершенно недостаточны для промышленного опробования этого метода Прежде всего, осталось невыясненным влияние свойств реальных нефтеи на эффективность применения пен, стабильность пены в различных условиях. Влияние неоднородности коллектора на эффективность метода Фридом не рассматривалось вообще.
В Советском Союзе Л В. Лютиным [39] были проведены экспериментальные исследования образования пены в пористой среде и вытеснения ею нефти- Результаты опытов показали, что закачка пены в пористую среду, содержащую нефть, приводит к резкому снижению проницаемости для раствора ПАВ. Им это объясняется тем, что при разрушении пены происходит диспергирование нефти с образованием необратимой высокодисперсной эмульсии.
Нами изучалось влияние пены на проницаемость пористой среды для газа и воды [83, 85], исследовалась нефтеотдача ПРИ вытеснении нефти из неоднородных пластов [79, 83], и рассматривались физико-химические процессы при фильтрации пенЫ и раствора пенообразователя в пористой среде.
Эксперименты по изучению фильтрационной характеристики пены проводились на линейных моделях пласта длиной 35 см. Проницаемость пористой среды в опытах менялась от 0,57 до 3,7 мкм . В качестве пенообразователя использовались препарат «Астра», алкилсульфат и сульфонат натрия. Исследования проводили при установившихся режимах фильтрации пены в пласте
64
В одних опытах фильтрация пены осуществлялась в пористой среде с остаточной нефтенасыщенностью, в других — пена закачивалась в пористую гидрофильную среду без остаточной нефтенасыщенности. Было установлено, что эти пенообразователи не позволяли получать стабильную пену в присутствии нефти в пористой среде.
Сравнивая результаты опытов по фильтрации пены в пористой среде с нефтью и без нее, можно сделать вывод о равенстве проницаемостей для раствора ПАВ в этих двух случаях при одной и той же водонасыщенности. Проницаемость же для газа в присутствии нефти в сотни раз выше, чем при фильтрации чистой пены. Это, прежде всего, свидетельствует о нестабильности используемой пены в присутствии нефти. Технология закачки в пласт стабильной пены и последующее вытеснение ее должно принципиально отличаться от технологии закачки малостойкой пены. Если в первом случае закачка пены малой влажности приводит к многократному увеличению фильтрационных сопротивлений (в 20 — 50 и более раз), то во втором случае пена влажностью 30 — 40% создает наибольшее фильтрационное сопротивление. При этом кажущаяся вязкость пены не будет превышать 10 спз.
В первом случае последующее вытеснение пены целесообразнее проводить газом, проницаемость для которого может оказаться в десятки и сотни раз ниже проницаемости для воды. Во втором случае последующая закачка газа малоэффективна, так как газ быстро прорывается по высокопроницаемым участкам пласта, не совершая в дальнейшем полезной работы. Здесь целесообразнее проводить вытеснение пены водой. Поэтому нами более детально исследовалось влияние пены на проницаемость пористой среды для воды. Опыты проводились на линейных пластах с несцементированной и сцементированной пористой средой проницаемостью 0,5 - 18,8 мкм-. Модели пласта насыщались нефтью, которая вытеснялась водой, затем закачивалась пена. После этого переходили на продолжительную закачку воды. Взвешивание образца давало возможность установить газонасыщенность пористой среды.
Данная серия опытов показала, что в результате закачки пены происходит снижение проницаемости для воды в 2 — 4 раза.
65
Рост фильтрационных сопротивлений обусловлен снижением
водонасыщенности пористой среды в результате появления третьей фазы (газа) и проявлением физико-химических процессов в пласте после закачки пены При закачке раствора ПАВ в пористую среду происходит гидрофилизация породы в результате десорбции асфальтенов, межфазное натяжение на границе нефть — раствор ПАВ снижается. Все это создает предпосылки к диспергированию нефти (образование эмульсии) и снижению проницаемости для воды. Появление газа в пористой среде приводит к более интенсивному эмульгированию нефти. В некоторых случаях вокруг газовых пузырей образуется нефтяная оболочка, стабилизирующая газовые включения
Последнее явление было установлено на прозрачных моделях пласта путем наблюдений под микроскопом [74, 87].
Опыты, проведенные в условиях вытеснения нефти минерализованной водой с последующей закачкой пены по общей для всех опытов технологии, показали, что присутствие минерализованной воды в пористой среде не ухудшает процесс.
Вязкость нефти не оказывает влияния на изменение фильтрационных сопротивлении в случае применения пен по описанной технологии.
Была проведена серия опытов, в которых изучалось влияние скорости фильтрации воды на степень снижения проницаемости после прокачки пены Скорость фильтрации менялась в пределах от 3,5-105 до 55,5-Ю4 см/сек. Параметры заг ерялись при установившейся фильтрации Установлено, что с увеличением скорости фильтрации в указанных пределах проницаемость для воды возрастает в 1,5 - 2 раза. Влияние скорости наблюдается в основном до 35•104 см/сек.
Проведена серия опытов но изучению влияния фактора времени и объема прокачанной воды через сцементированные образцы длиной 47 см и проницаемостью 0,43—3,1 мкм2 после закачки в них пены на степень снижения проницаемости для воды
В этих опытах продолжительность прокачки воды составила 2,5 — 3 месяца Было установлено, что со временем проницаемость для воды медленно, но неуклонно возрастает За три месяца фильтрации проницаемость для воды повысилась в двух опытах в 1,5 раза, однако она все же осталась в 2,4 раза ниже, чем до закачки пены.
66
Во время продолжительной прокачки воды было отмечено, что со временем газонасыщенность постепенно падала в среднем на 2—5%.
Для визуального наблюдения под микроскопом за механизмом вытеснения нефти различными агентами были изготовлены из стекла прозрачные плоские сетчатые модели. Сетка на поверхности стекла создавалась протравливанием плавиковой кислотой.
В опытах использовались нефти Сызранского, Арланского и Ново-Запрудненского месторождений. В качестве вытесняющих агентов применялись: дистиллированная вода, растворы сулъфоната, ОГМО и пена, полученная на основе этих же пенообразователей. В процессе проведения опытов производилась микро-фотосъемка.
Закачка растворов ПАВ после вытеснения нефти водой приводит к незначительному эмульгированию остаточной нефти. Заметного влияния на свойства нефти при этом не обнаружено. Последующая закачка пены резко меняет характер течения в модели.
Характер распределения фаз в порах модели во время закачки пены во многом зависит от свойств нефти и пенообразователя. При вытеснении Арланской нефти пеной на базе сульфоната и алкилсульфата, а также при вытеснении Сызранской нефти раствором ОП-10 и воздухом образуется нестойкая эмульсия типа «масло в воде». Вытеснение Арланской нефти раствором ОП-10 и Сызранской нефти пеной на базе сульфоната и алкилсульфата приводит к образованию эмульсии типа «вода в масле». Почти все газовые пузыри при этом оконтурены довольно прочной нефтяной пленкой. Разрыв пленки приводит к дополнительному диспергированию раствора. При вытеснении Ново-Запрудненской нефти пеной эмульгирование почти не наблюдается. Во всех опытах после продолжительной прокачки воды вслед за пеной в модели остается довольно много защемленного газа, который выключает отдельные каналы.
Для исследования условий эффективного применения пены в неоднородных пластах были поставлены лабораторные эксперименты на плоских прозрачных моделях, изготовленных из оргстекла. Размер моделей 1160x230x10 мм. Для уплотнения пористой среды, представленной несцементированным кварцевым песком, создавался гидрообжим. В большинстве опытов использовалась двухслойная модель пласта. Средняя проницаемость пласта составляла 2—9 мкм?, соотношение проницаемостей слоев менялось в пределах от 3 до 12.
67
В опытах использовалась нефть пласта Д1 Ново-Запрудненского и пласта Б., Сызранского месторождений вязкостью 3,3 — 6,1 спз.
Исследования проводились следующим образом. Нефть вытеснялась водой, затем закачивалась оторочка пенообразователя. В качестве пенообразователя использовался 0,5%-ный раствор сульфоната или алкилсульфата. Закачка жидкостей в процессе всего опыта проводилась при постоянном расходе. Вслед за оторочкой раствора ПАВ закачивалась пена, которая создавалась путем одновременной подачи раствора ПАВ при постоянном расходе и газа при постоянном давлении.
Анализ полученных данных показывает, что при прочих равных условиях наибольший эффект наблюдается при закачке пен на ранней стадии заводнения. Эффективность метода сильно зависит от степени неоднородности пласта и вязкости нефти С ростом неоднородности и вязкости эффективность возрастает. В однородных пластах увеличения нефтеотдачи не наблюдается вообще.
Увеличение нефтеотдачи в результате применения пен происходит всецело за счет коэффициента охвата. Охват пласта процессом резко возрастает после применения пен и последующей закачки воды. Исследования показали, что во всех случаях имел место прирост нефтеотдачи, колебавшийся от 9,5 до 24,5% Во всех опытах наблюдалось снижение обводненности продукции после закачки пены в среднем на 19 — 20%.
В опытах менялись объемы оторочек растворов ПАВ и количество подаваемой в пласт пены. Объем прокачанного раствора за один цикл менялся от 10 до 40% от объема порового пространства.
Однако увеличение объема оторочки ПАВ в указанных пределах увеличивало эффективность процесса.
В некоторых опытах перед закачкой раствора пенообразователя в пласт подавался воздух. Последующая закачка воды приводила к небольшому снижению обводненности продукции. Однако эффективность попеременной закачки воды и газа была значительно ниже эффективности применения пен.
В двух опытах изучалась эффективность метода увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов при закачке раствора ПАВ с растворенным в нем газом Методика проведения опытов была следующей.
Модель неоднородного пласта насыщалась нефтью, которая вытеснялась водой до определенной обводненности, затем закачивался
68
раствор пенообразователя, в котором предварительно в бомбе PVT растворялся СО2. По мере продвижения раствора по модели пласта из него выделялся СО2, что приводило к рост}' фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемом слое.
После закачки раствора пенообразователя с СО2 нефтеотдача увеличилась в одном опыте на 17%, в другом - на 21%.
Результаты экспериментальных исследований позволили приступить к подготовке и осуществлению промышленного эксперимента по закачке пены в пласт. В качестве объекта был выбран участок пласта Б2 Сызранского месторождения.
Выбор опытного участка на данном месторождении обусловлен следующими соображениями.
1. Пласт на последней стадии разработки, обводненность продукции скважин 90-98%
2. Низкий коэффициент конечной нефтеотдачи при благоприятном водонапорном режиме (40%)
3. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 30 спз.
4. Высокая плотность сетки скважин, позволяющая в короткие сроки осуществить проверку метода; расстояния между скважинами - 200 м.
5. Высокое значение средней проницаемости 1—2 мкм2.
6. Небольшая глубина залегания пласта (1050 м), позволяющая технически легко осуществить процесс.
7. Пласт сложен песчаником с низким содержанием карбонатного цемента, что исключает высокую степень адсорбции ПАВ.
8. Песчаники пласта в значительной мере расчленены слабопроницаемыми глинистыми пропластками с характерным выклиниванием их от скважины к скважине.
Опытный участок включает шесть скважин. 5 эксплуатационных и одну нагнетательную.
Эксперимент был проведен по схеме:
1) закачка воды в количестве 0,3 — 0,5 от объема пор участка пласта;
2) закачка раствора пенообразователя в количестве 52 тыс.л*3, что составляет 0,1 объема пор участка пласта;
3) закачка воздуха в объеме 1,114 млн. м3 (половина расчетного объема пенообразователя будет закачана с воздухом);
4) продолжительная закачка воды.
69
В качестве пенообразователя использовался 0,25%-ный раствор сульфоната с добавкой триполифосфата натрия.
Предварительная закачка воды в нагнетательную скважину имела цель выявить эффективность площадной закачки с тем, чтобы исключить влияние изменения кинематики потока на определение эффективности намечаемого процесса
Помимо повышения нефтеотдачи, пена успешно может быть использована как интенсифицирующий агент при воздействии на призабойную скважину. Промысловая практика показала, что пена способствует очистке призабойной зоны от различных механических примесей, смол, асфальтенов, парафина и т. д
2.2.2. ПРИМЕНЕНИЕ РАСТВОРОВ ПОЛИМЕРОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
В главе 1 нами представлен анализ влияния некоторых факторов на эффективность разработки нефтяных месторождений. Было показано, что нефтеотдача продуктивных пластов определяется совокупностью целого ряда факторов, из которых отношение подвижностеи воды и нефти (А?о) является одним из наиболее важных.
Для большинства залежей нефти М>\. Такое отношение подвижностеи оказывается неблагоприятным: наблюдается прорыв воды на сравнительно ранней стадии разработки, а нефтеотдача при достижении экономического предела добычи получается низкой.
В макрооднородном пласте неблагоприятное отношение подвижностеи приводит к «вязкостной неустойчивости» фронта вытеснения, что вызывает уменьшение коэффициента вытеснения. В макронеоднородных пластах по мере внедрения воды в тот или иной пропласток скорость ее продвижения при неблагоприятном отношении подвижностеи возрастает с увеличением расстояния, на которое вода вторглась в данный пропласток Это приводит к резко неоднородному профилю вытеснения.
Теоретический анализ процессов нефтеотдачи, анализ лабораторных и промысловых данных однозначно убеждают в целесообразности изменения отношений подвижностеи, что практически может быть реализовано применением загущающих добавок к воде.
Американскими исследователями предложено в качестве загустителя использовать водорастворимый полимер - частично
70
гидролизованный полиакриламид (ПАА). Оригинальной
особенностью ПАА является способность снижать подвижность в порисюй среде в большей степени, чем следовало бы ожидать при вязкости раствора, замеренной стандартным методом. Это означает, что для существенного снижения подвижности закачиваемой воды требуется лишь небольшая добавка полимера. Именно это свойство полиакриламидных соединений оказалось решающим при выборе загустителей для увеличения нефтеотдачи.
Первые результаты систематических исследований применения водорастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи были опубликованы в зарубежной печати в 1964 г. С тех пор в литературе появилось значительное число работ, подтверждающих и развивающих эту идею. Особенно интенсивно теоретические, экспериментальные и промысловые исследования проводились до начала 70-х гг. К этому времени было реализовано более семидесяти проектов заводнения с применением водорастворимых полимеров. В первых теоретических и экспериментальных работах на метод полимерного заводнения возлагали большие надежды и его возможности оценивали весьма оптимистично. Под полимерным заводнением в данном случае понимается закачка в пласт оторочки раствора полимера. Объем оторочки менялся от 5% до 30% в зависимости от геологического строения пласта и вязкости нефти. Концентрация полимера в растворе варьировалась от 0,03% до 0,15%. Область эффективного применения метода представлялась весьма широкой. Отмечалось всего несколько геолого-физических параметров, ограничивающих эффективное использование полимерного заводнения: наличие большой газовой шапки, сильно развитая трещиноватость и наличие активной подошвенной воды. Однако последующее детальное изучение полимерного заводнения, особенно в промысловых условиях, позволило более реально подойти к оценке возможностей метода, установить его недостатки, слабые стороны. Анализ промысловых экспериментов показал, что отрицательные результаты связаны с неудачным выбором объектов для проведения опытно-промышленных испытаний и с неправильно осуществленной технологией (закачка в пласт растворов полимеров очень низкой концентрации).
На основе обобщения результатов исследований были более объективно разработаны критерии выбора объектов, установлена
71
область рентабельного применения метода, отработана технология осуществления процесса, что существенно снизило степень риска.
В некоторых случаях низкая эффективность определялась свойствами используемого раствора полимера. Установлено, что полимеры в определенных условиях подвергаются значительной деструкции. На эффективность полимерного заводнения существенное влияние оказывают воды, используемые для приготовления раствора полимера. Снижение степени риска в результате приобретенного опыта, а также экономическое стимулирование крупномасштабного внедрения метода вновь повысило к нему интерес, и с середины 70-х гг. резко возросло число публикаций на эту тему в зарубежной печати, а также количество полевых испытаний.
В настоящее время закачка растворов полимеров в нефтяные пласты рассматривается не только как средство снижения отношения подвижностей вытесняющего агента и нефти, но и как эффективный метод выравнивания неоднородности пористой среды. В связи с этим многими исследователями полимерное заводнение рассматривается не в чистом виде, а в сочетании с закачкой других нефтевытесняюших агентов: мицеллярных растворов, ПАВ, щелочей, С02 и др.
Анализ результатов опытно-промышленных работ с использованием добавок ПАА, проведенных в США, показал, что этот метод практически вышел за рамки экспериментов и находит все более широкое промышленное применение.
Промышленный продукт ПАА, выпускаемый отечественными заводами в виде 7-8% геля, представляет собой полиме/ акриламида с акриловой кислотой и ее солями.
Кроме относительного содержания амидных, акрилатных и амидиниевых групп технические продукты отличаются по молекулярному весу, строению макромолекул, содержанию неорганических примесей и т. д., что обусловлено недостаточным контролем над технологией полимеризации. Это обстоятельство весьма затрудняет изучение физико-химических свойств ПАА, но именно оно заставляет внимательно разобраться в физико-химических свойствах ПАА с тем, чтобы можно было выдать рекомендации по совершенствованию качества технических продуктов и синтезу новых полимеров-загустителей со свойствами, необходимыми для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи.
72
Изучение вязкостных свойств ПАА показало, что степень его эффективности определяется совокупностью ряда факторов и, в первую очередь, свойствами растворителя, степенью гидролиза, молекулярным весом и структурой макромолекул. Эффективным методом увеличения стандартной вязкости ПАА является дополнительный гидролиз щелочью, оптимальные условия которого нами определены экспериментально. Однако этот метод, видимо, целесообразно применять лишь для растворов в слабоминерализованных водах.
Адсорбция ПАА пористой средой является весьма важным параметром, поскольку этот процесс приводит к отставанию фронта раствора ПАА от фронта вытеснения.
Проведенная нами серия опытов показала, что адсорбция известкового ПАА в статических условиях на кварцевом песке составляет 0,1—0,2 мг/г, а на песчанике и известняке - 0,45-0,55 мг/г. Адсорбция имеет преимущественно необратимый характер.
Исследование поверхностных свойств растворов ПАА в системе "раствор - нефть - кварц" показало гидрофилизующее действие ПАА, уменьшающее отступающий краевой угол на 20-30°. Кроме того, при контакте раствора ПАА с полярной углеводородной жидкостью происходят физико-химические процессы, приводящие к некоторому снижению межфазного натяжения.
Исследование фильтрационных характеристик растворов ПАА проводилось нами на образцах естественного песчаника и искусственных модельных средах, сцементированных и несцементированных.
В процессе фильтрации при постоянной скорости фиксировалось давление перед входом в образец и в промежуточных точках вдоль пути фильтрации. Эпюры давления имеют прямолинейный вид вдоль длины моделей пластов с аномальным скачком перед входом, т. е, происходит закупоривание входного сечения образца. Эффект закупоривания вызывается наличием в растворе частично сшитых макромолекул, образующих значительные по величине комплексы. Основная часть молекул ПАА и микрогелевых частиц проходит через пористую среду, что подтверждается замерами давлений в промежуточных точках и вязкости вытекающей жидкости.
Образование сшитых микрогелевых комплексов на стадии синтеза полимера способствует повышению эффективности полимерного заводнения. Это обстоятельство было подтверждено
73
опытно-промышленным испытанием известкового ПАА
отечественного производства на Орлянском месторождении в Куйбышевской области. Полиакриламид содержал в своем составе трудно растворимые, но сильно набухающие микрогелевые частицы. Удельная эффективность применения раствора ПАА на этом месторождении составила более 1800 тонн нефти на тонну закачанного ПАА.
Опытами установлено, что фильтрация растворов ПАА в слабоминерализованных водах без затухания достигается предварительным его гидролизом. В результате гидролиза происходит разрушение имидпых связей, которые являются причиной сшивки макромолекул.
"Фактор сопротивления" при фильтрации гидролизованного ПАА проявляется в большей степени, чем для негидролизованного ПАА. Наиболее вероятной причиной проявления "фактора сопротивления" является адсорбция и механическое улавливание макромолекул ПАА пористой средой, причем адсорбция необратима.
Это подтверждается тем, что после фильтрации раствора последующая промывка водой (более 100 пор) не приводит к восстановлению проницаемости кернов. Подвижность воды, фильтрующейся за раствором ПАА, снижается примерно в 1,5 — 2 раза. Последующая закачка раствора NaCI приводит только к частичному восстановлению проницаемости. Другая причина проявления "фактора сопротивления" заключается в неньтоновском поведении растворов ПАА.
Значительный объем наших исследований был п ..священ изучению характера проявления "фактора сопротивления" в различных условиях. Установлено' при использовании минерализованного растворителя «фактор сопротивления» проявляется в меньшей степени, чем в бессолевом растворе. В кислой среде величина «фактора сопротивления» меньше, чем в нейтральной или щелочной средах. "Фактор сопротивления" в интервале концентраций ПАА 0,05 — 0,5% практически не зависит от концентрации. При концентрациях меньших, чем 0,05% "фактор сопротивления" увеличивается. Гидрофобизация пористой среды также снижает эффект "фактора сопротиь тения".
Фильтрация растворов ПАА в жестких водах сопровождается отложением на торце керна корочки, которая может легко удаляться обработкой торца 8— 12%-ным раствором соляной кислоты.
74
Установлено, что свободная фильтрация растворов ПАА в жестких водах осуществляется лишь в кислой среде при рН<7, однако «фактор сопротивления» в этом случае значительно уменьшается.
Следует отметить, что эффект быстрой и прочной закупорки входного сечения может найти практическое применение для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в случае, когда пласт состоит из изолированных по простиранию пропластков. Для этой цели рекомендуются растворы ПАА в жесткой воде с концентрацией не ниже 0,1 %.
Изучению влияния добавок ПАА на нефтеотдачу посвящено много лабораторных исследований. Они проводились, в основном, на макрооднородных линейных и плоских моделях с различной системой расстановки скважин. Эффект перераспределения проницаемости исследовался на спаренных моделях, имитирующих пласт с разобщенными пропластками. Большинство опытов проводилось без моделирования связанной воды.
Нами были проведены аналогичные опыты с погребенной водой и без нее. Показано, что эффективность ПАА в присутствии погребенной воды несколько уменьшается за счет образования подвижного вала, но нефтеотдача во всех случаях оказалась значительно выше, чем при вытеснении обычной водой.
Эти результаты согласуются с данными Мунгана, Смита и Томпсона [162], а также Келли и Коудла [146].
Совершенно не исследована была эффективность действия добавок ПАА в макронеоднородных пластах, в которых пропластки и включения с проницаемостью, отличной от основной массы пласта, гидродинамически взаимосвязаны. Между тем существует опасение, что эффективность ПАА в таких пластах может быть несколько снижена вследствие уменьшения скорости капиллярной пропитки.
Изучение влияния неоднородности и анизотропии пласта проводилось нами на плоских прозрачных моделях пласта с различным характером и степенью неоднородности. В качестве моделей нефти использовались сырые нефти или смеси их с трансформаторным маслом. В ряде опытов создавалась связанная вода. Как вытесняющая фаза использовались дистиллированная вода и растворы ПАА разного типа и концентрации. Движение фронта вытеснения фиксировалось кадровой киносъемкой и фотосъемкой. Эксперименты проводились при объемной постоянной скорости,
75
которая подбиралась в соответствии с критериями подобия. Закачка
оторочки раствора ПАА проводилась на разной стадии заводнения.
Эффект увеличения неиртеотдачи, обусловленный применением ПАА в таких пластах, оказался очень большим. Если коэффициент вытеснения увеличивался на 5-10%, то в неоднородных моделях прирост нефтеотдачи, как правило, превышал 20% от объема пор, а для высоковязких нефтей даже -40%
Резюмируя результаты опытов по вытеснению нефти, можно констатировать, что загущение воды ПАА приводит к увеличению безводной и конечной нефтеотдачи. При равных объемах закачки нефтеотдача при вытеснении раствором ПАА существенно выше, чем при вытеснении водой. Наибольший эффект от применения данного метода следует ожидать для резко неоднородных пластов, содержащих высоковязкую нефть. Лучшие результаты получены с известковым полиакриламидом.
Для повышения эффективности полимерного заводнения в настоящее время используются, в основном, два типа полимеров: синтетический полимер на основе акриламида (полиакриламид) и полимеры, получаемые биологическим путем, объединяющие большую группу полисахаридов (биополимеров), к которым относятся и ксантановые смолы В настоящее время полиакриламиды в значительной степени доминируют при полимерном заводнении, биополимеры играют незначительную роль. Однако можно ожидать существенного роста применения полисахаридов по мере дальнейшего развития метода и последующего крупномасштабного внедрения растворов полимеров как самостоятельно, так и в сочетании с другими нефтевытесняющими агентами
2.2.3.СШИТЫЕ ПОЛИМЕРНЫЕ СИСТЕМЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЗАВОДНЕНИЯ.
Лабораторными исследованиями установлено, что при фильтрации в пористой среде растворов полимеров на их реологические характеристики существенное влияние оказывает исходная проницаемость пористой среды. С увеличением этого параметра фактор и остаточный фактор сопротивления снижаются по экспоненциальному закону, причем в керне с проницаемостью более 2 мкм2 они практически достигают своего минимального значения. С целью повысить эффективность полимерного заводнения, а также для выравнивания неоднородности пласта при обычном заводнении
76
предложено несколько методов с использованием высокомолекулярных водорастворимых полимеров. Наибольшее распространение на практике и отражение в литературе получил метод применения сшитых полимерных систем, образующихся в результате взаимодействия водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов. В работе [82] нами описаны современные представления о составах, физико-химических свойствах и применении СПС. Предложено множество различных рецептур и технологий их применения.
Роутсон и Грик (Пат. 3687200 и 3701384 США) предложили в растворе полимера создавать коллоидные, водо-нерастворимые неорганические соединения, которые при взаимодействии с макромолекулами полимера способны образовать малоподвижные в пористой среде гелеобразные системы Для получения указанной композиции предложено использовать любой синтетический органический полиэлектролит высокой молекулярной массы, предпочтение отдается высокомолекулярному полиакриламиду (молекулярная масса - свыше 2 млн). Коллоидное неорганическое соединение может быть получено в растворе полимера реакциями окисления или восстановления, а также изменением рН раствора соли поливалентного металла.
На практике в промысловых условиях для приготовления раствора полимера можно использовать высокоминерализованные пластовые воды, содержащие растворичые сульфид-ионы. К. раствору полиакриламида в пластовой воде добавляют при интенсивном перемешивании разбавленный раствор соли поливалентного металла. В результате в растворе образуется нерастворимый коллоидный сульфид металла. Важную роль в предлагаемой технологии играет способ совмещения растворов полимера и осадителя. Раствор осадителя необходимо добавлять постепенно при достаточно интенсивном перемешивании для предотвращения локальных чрезмерных концентраций ионов металла в смеси. В промысловых условиях рекомендуется раствор осадителя закачивать в поток раствора полимера, который движется через трубопровод, где обеспечивается хорошая их смесимость при естественной или принудительной турбулизации потока. Предложенный способ регулирования распределения потока закачиваемой ' жидкости в неоднородные пласты Роутсон и Грик проверили серией лабораторных экспериментов и промысловых испытаний на двух
77
месторождениях США и Канады. Оказалось, что этот метод успешен только в трещиноватых пластах.
Предпочтительнее оказался метод .предложенный фирмой Phillips Petroleum Co. (Пат. 3638729; 3727687; 3848673 и 3926258 США), согласно которому в пласт закачивают раствор частично сшитого полимера, регулирующего проницаемость неоднородного пласта. В качестве водорастворимого полимера используют полиакрил амиды, полиметакриламиды или сополимеры акриламида с другими этиленонасыщенными мономерами. При растворении полимера в минерализованных пластовых водах с концентрацией солей более 60 г/л содержание карбоксильных групп полимера должно находиться в пределах 0,1...14 %, желательно не более 12%.
Экспериментально установлено, что при степени гидролиза полиакриламида более 15 % после добавки сшивающих агентов эффективное загущение раствора полимера не происходит. При закачке такого полимера в пористую среду со сшивателями остаточный фактор сопротивления примерно такой, как и после фильтрации обычного раствора полимера. Желательно, чтобы молекулярная масса полимера была не ниже 0,1 -10fi, верхний предел молекулярной массы не лимитируется, важно сохранить растворимость полимера, массовое содержание которого в растворе может меняться от 0,0025 до 5 %, желательно - от 0,25 до 0,4 %. Для образования частично сшитого полимера предлагается использовать водорастворимые соединения поливалентных металлов, в которых металл способен уменьшать свою валентность в присутствии водорастворимого восстановителя В качестве сшивающего агента могут быть использованы: марганцевокислый калий, перманганат натрия, хромат аммония, бихромат аммония, хроматы и бихроматы щелочных металлов. Из экономических соображений предпочтение отдается бихромату натрия и калия. Массовое содержание сшивающего агента подбирается, исходя из конкретных условий в пределах 0,05-..60 %, но лучше 0,5...30 % количества используемого полимера. В конечном растворе должно быть не менее 3 • 106 грамм-атомов поливалентного металла на грамм полимера, но и не более 2-Ю3 грамм-атомов на грамм полимера. Восстановителями могут служить серосодержащие соединения, например, сульфит, бисульфит, гидросульфит, сульфид, тиосульфат натрия, сульфит и пиросульфит калия, сульфат железа, сероводород и др., а также не содержащие серу соединения, такие, как гидрохинин,
78
хлорид железа, бихлорид гидрозина и др. В настоящее время предпочтение отдается гидросульфиту натрия или калия. Количество восстановителя устанавливается, исходя из концентрации сшивающего агента в растворе полимера. Обычно массовое содержание восстановителя 0,1---150 %, лучше 200 % стехиометри-ческого количества, необходимого для восстановления поливалентного металла до более низкой валентности. Последовательность смешения всех компонентов принципиального значения не имеет, однако предпочтение отдается следующей технологии: к раствору полимера добавляют восстановитель и при интенсивном перемешивании дозируется раствор металлосодержащего соединения. В тех случаях, когда в пласте содержится сероводород, добавка восстановителя не обязательна. В этом случае в пласт закачивается раствор полимера с металлосодержащим соединением и при контакте с пластовым сероводородом происходит снижение валентности металла, что приводит к гелеобразованию.
Опытами установлено, что разбавленные гели готовить труднее, поэтому, когда требуется жидкий подвижный гель, желательно сначала приготовить концентрированный гель, а затем разбавить его до требуемой рабочей концентрации. Другое преимущество такого способа заключается в том, что требуется меньше гелеобразующих агентов. Определенное влияние на прочность геля и скорость его образования оказывают рН среды, желательно, чтобы конечный раствор имел рН= 6. Более высокие значения этого параметра замедляют скорость гелеобразования. При необходимости можно отрегулировать рН путем добавления кислоты.
Приготовленная описанным выше способом композиция закачивается в неоднородные пласты на расстояние 3...300 м (лучше 20 м - 250 м) от нагнетательной скважины. Естественно, глубина проникновения геля в пропластки разной проницаемости будет различной, что создает предпосылку к саморегулированию. Большое значение имеет степень анизотропии пласта: чем больше коэффициент анизотропии пласта, тем на меньшую глубину можно закачивать композицию. В монолитных изотропных пластах малый объем оторочки может оказаться не только бесполезным, но часто приводит к негативным последствиям.
Закачанная оторочка геля полимера вытесняется затем водой. Возможна и попеременная закачка оторочки сшитого полимера и воды. Рассмотренная рецептура с успехом может быть использована
79
для ограничения водопритока в обводнявшихся добывающих скважинах.
Два описанных выше способа выравнивания проницаемости неоднородных пластов предусматривают получение сшитых полимерных структур на поверхности и закачку в пласты почти готовых гелеобразных композиций, которые были названы американской фирмой Dow Chemical Co. Чаннеблок (Пат. 3687200 и 3701384 США). С начала 70-х гг. эта фирма начала выпускать реагенты для регулирования проницаемости и ограничения водопритока в скважинах под указанным торговым названием. Для получения гелеобразного продукта фирма Dow Chemical Co поставляет два реагента: Чаннеблок Р и Чаннеблок С. При смешении их водных растворов в определенных пропорциях образуется готовый к закачке гелеобразный высоковязкий состав. Чаннеблок Р представляет собой высокомолекулярный полиакриламид и поставляется в виде мелкодисперсного хорошо растворимого в воде порошка. Чаннеблок С - это водный раствор сшивающих агентов, состав которых подробно рассмотрен выше.
Несколько иной способ снижения проницаемости высокопроницаемых зон нефтяного пласта был предложен Дж. Галлом (Пат. 3762476; 3833061 и 4018286 США). Технология предусматривает последовательную закачку оторочек растворов полимера и солеи поливалентных металлов. При смешении в пласте этих двух растворов происходит сшивка полимера через поливалентный катион с образованием трехмерного геля. Последовательность закачки оторочек принципиального значения не имеет, однако предпочтение отдается предварительной закачке первой оторочки раствора полимера, за которой в пласт подается комплексообразующий ионный раствор поливалентных катионов и анионов-ингибиторов, затем закачивается вторая оторочка раствора полимера.
Для приготовления растворов полимеров могут быть использованы: полиакриламид, полисахариды, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), поливиниловый спирт и полистиролсульфонат. Предпочтение отдается полиакриламиду молекулярной массы более 2 млн. Концентрация полимера в растворе подбирается в зависимости от его молекулярной массы, свойств пласта и желаемой подвижности образующегося геля. Она может находиться в пределах от 0,02 до 1%. Объем оторочки полимера зависит от конкретных условий, но желательно закачать 150..-500 м3 раствора. Комплексообразующий
80
ионный раствор содержит катионы поливалентных металлов от 25 до 10000 мг/л и такое же количество анионов-ингибиторов, таких, как ацетат, нитрилотриацетат, тартрат, цитрат и фосфат.
В промысловых условиях возможно использование высокоминерализованных пластовых вод, в этом случае дополнительная добавка солей поливалентных металлов, естественно, не обязательна.
Многочисленными исследованиями установлено, что образовавшийся гель не всегда удается закачать в отдаленные от призабойной зоны участки пласта. Часто время от совмещения всех компонентов системы до начала образования геля в пласте не достаточно, чтобы обработать глубинные зоны пласта, поэтому было предложено несколько технологических приемов устранения этого недостатка. Например, Сандифордом (Пат. 4009755 США) предложено последовательно закачивать в пласт оторочки раствора полимера, раствора сшивающего агента и водной буферной оторочки между ними. Смешение закачанных жидкостей и гелеобразование происходят в отдаленных от призабойной зоны нагнетательной скважины участках пласта. Размер неактивной буферной оторочки воды рассчитывается таким образом, чтобы гель образовывался в нужной части пласта. Р.Сиданск (Пат. 4494606 США) считает, что последовательная закачка водного раствора высокомолекулярного полимера, углеводородной оторочки и второго водного раствора, содержащего сшивающий агент, позволяет более равномерно распределить по пласту сшитую полимерную систему. По мнению автора, углеводородная буферная оторочка создает условия более эффективного перемешивания в пласте двух реагирующих между собой реагентов. В качестве полимера могут быть использованы полисахариды, гидроксиэтилцеллюлоза или синтетические полимеры. Предпочтение отдается полиакриламиду.
Сшивающим агентом должен быть поливалентный катион, например, ион хрома, алюминия или железа. С полимерным раствором можно использовать инертные добавки органического и неорганического происхождения. Примером неорганических твердых добавок могут быть кремнезем или алюмосиликаты и другие наполнители, которые включаются в сетчатую структуру геля и повышают его .прочность. Объем закачиваемой углеводородной промежуточной оторочки рассчитывается таким образом, чтобы предотвратить смешение водных растворов реагентов в трубопроводе, стволе
81
скважины и призабойной зоне пласта. Желательно, чтобы объем углеводородной оторочки был приблизительно равен объему первоначально закачанного водного раствора первого реагента.
В начале 70-х гг. начаты лабораторные исследования по изучению совместного применения анионных и катионных полиакриламидов. Процесс начинался с закачки оторочки катионного полиакриламида (КП) с последующей закачкой оторочки АП. В связи с тем, что макромолекула КП несет на себе положительный ионный заряд, адсорбция этого полимера в большинстве нефтеносных пластов значительно больше, чем анионного. Кроме того, эти два полимера с противоположными ионными зарядами способны к взаимодействию, поэтому адсорбированный катионный полиакриламид является своего рода "якорем" для анионного. Это приводит к дополнительному наращиванию адсорбированного ПАА, что в свою очередь приводит к снижению подвижности воды после последовательной закачки оторочек полимеров. Лабораторные опыты, проведенные на керне с проницаемостью по воде, равной 0,4 мкм2, показали высокую эффективность данной технологии.
Другой метод регулирования времени гелеобразования, а отсюда и глубины проникновения геля в пласт заключается в двухступенчатости реакции сшивки. Наибольшее развитие получила система, содержащая полимер - сшивающий поливалентный катион и окислительно-восстановительный агент. Сшивающий катион вводят в раствор полимера в наивысшей валентности, например СгЧ Образование геля задерживается до тех пор, пок" окислительно-восстановительная реакция не снизит в пласте валентность хрома до трех, далее медленно протекающий лигандный обмен приводит к сшивке полимера.
Регулирование времени гелеобразования возможно путем использования комплексных соединений, например, цитрата алюминия, при вводе которого в раствор полимера алюминий освобождается из комплекса и сшивает полимер. Р.Терри с соавторами (1981 г.) исследовал кинетику процесса гелеобразования при взаимодействии полиакриламида с ионами хрома. Отмечено, что после введения восстановителя в раствор полиакриламида и Сг наблюдается увеличение вязкости во времени при установившемся сдвиге в вискозиметре Брукфильда. Время гелеобразования определялось как время, необходимое для увеличения сдвиговой вязкости до произвольной величины.
82
Исследовалось влияние типа и концентрации полимера, концентрации хрома, а также типа и концентрации восстановителя. Для заданной системы "полимер - восстановитель" установлена линейная зависимость между величиной, обратной времени гелеобразования, и величиной, обратной концентрации полимера. Время гелеобразования уменьшается с увеличением концентрации полимера и хрома.
В работе [203] представлены результаты исследования кинетики реакции сшивания полиакриламида хромом в водном растворе. В опытах использовали полимеры фирмы Cyanamid (США) марки Суперфлок молекулярной массой от 7 до 15 млн. со степенью гидролиза от 0 (неионный полимер) до 35 %.
Ион хрома вводился в раствор в виде бихромата натрия, а в качестве восстановителя использовали бисульфит натрия, содержание соли NaCl в растворе менялось от 0 до 5,0 %.
Исследованиями установлено, что с увеличением концентрации полимера, хрома и восстановителя скорость гелеобразования возрастает. Многочисленные исследования достоверно показали, что сшивающим агентом молекул полимера является Сг4"3, однако структура этой сшивки и механизм, посредством которого она образуется, остаются невыясненными.
В наших работах описаны результаты опытов, которые устанавливают связь между формой существования трехвалентного хрома в растворе полимера и кинетикой гелеобразования. Показано, что в водном растворе при небольшом значении рН Сг"1"3 может существовать как в коллоидной, так и в дискретной молекулярной форме. При низком значении рН в растворе преобладает Сг(Н2О)6+3, однако при рН выше 3 находится в равновесии с моно-, ди- и тригидроокисями. При рН от 4 до 8 образуются коллоидные осадки нерастворимого тригидрата Сг(ОН)3(Н2О)б. Кроме того, моно-, дигидроокиси взаимодействуют необратимо в течение нескольких часов или больше (в зависимости от рН, концентрации Сг+3 и температуры), образуя димеры и олигомеры высшего порядка. Некоторые авторы предполагают, что эти олигомеры обуславливают образование сшивок.
Таким образом, показано, что рН-среды оказывают существенное влияние на форму существования хрома в растворе полимера. Однако результаты опытов свидетельствуют, что рН растворов ПАА-Сг+3 с течением времени существенно меняются. Нестабильность
83
рН и трудность точного определения величины этого параметра у частично или полностью сшитого геля отчасти объясняют противоречивые данные в литературе о влиянии рН на реакцию гелеобразования. Специально разработанная методика позволила поддерживать на постоянном уровне величину рН и определять ее с высокой степенью точности даже в полностью сшитом геле.
Опытами установлено, что верхний предел рН для гелеобразования в полимерном растворе указанного состава равен 6,6±0,2. Этот результат подвергает сомнению достоверность данных работы [205], где указывается, что предпочтительный диапазон рН для гелей, сшитых Сг3, находится в пределах 7-11.
Стабильность образовавшегося в пласте геля зависит не только от присутствия комплексообразующих агентов, но и от целого ряда причин. Вместе с тем, время жизни геля в пласте играет исключительно важную роль и определяет эффективность технологии. Поэтому изучению стабильности образовавшихся сшитых полимерных систем уделяется немалое внимание.
Используемые в нефтедобыче гели могут подвергаться явлению синерезиса (отделение от геля растворителя в результате его усадки) либо набухать при длительном контакте с избыточным количеством воды. Синерезис геля может существенно уменьшать его объем, привести к разрушению межмолекулярных связей и, в конечном счете, к потере изолирующих свойств К таким же негативным последствиям может привести и набухание геля, т.е. поглощение им воды. Исследовалось влияние на стабильность геля температуры окружающей среды, содержания ионов двухвалентных металлов и рН воды, контактирующей с гелем. Изучалась зависимость набухания и синерезиса, связанных между собой общим законом подобия, от структуры геля, представленной двумя параметрами: плотностью хрома и плотностью эффективного сшивания. Плотность хрома является критерием количества сшивателя в геле и определяется числом грамм-молекул иона хрома, связанных с полимерной сеткой, на единицу объема полимера и характеризует химическую структуру гелевой сетки. Плотность эффективного сшивания является мерой числа сшивок в геле, отвечающих за упругость сетки, характеризует физическую структуру геля и определяется числом грамм-молекул упруго - эффективных сшивок в гелевой сетке на единицу объема полимера.
84
Тематическая направленность данной работы ограничивает
рассмотрение механизма образования и структуру гелей простейшей схемой. Известно, что реакция иона хрома с полимером приводит к образованию трех типов связей.
Первый тип связи - сшивание нескольких полимерных цепей -называется межмолекулярной или межцепной сшивкой. Сшивки этого типа удерживают полимерные цепи вместе и ответственны за образование полимерной сетки, являющейся основой геля. Когда к сетке прикладывается внешнее напряжение, межмолекулярные сшивки ограничивают деформацию геля и управляют упругостью сетки, поэтому называются упруго-эффективными. Плотность эффективного сшивания является критерием плотности таких сшивок в гелевой сетке.
Второй тип связи называют дальнодействующей внутримолекулярной сшивкой, при нем происходит сшивание двух полимерных сегментов, находящихся на некотором расстоянии друг от друга, но на одной макромолекуле полимера. Сшивки этого типа мало влияют на упругость геля и не ведут к образованию сетки, но заставляют гибкую полимерную цепь принимать более компактную конформацию. Когда гель, полученный на основе полимера с гибкими цепеобразными макромолекулами, подвергается воздействию внешних напряжений, то могут быть разрушены межмолекулярные упруго-эффективные сшивки, но не внутримолекулярные, которые не "чувствуют" внешнего напряжения. После снятия внешнего механического воздействия возможно повторное образование межмолекулярной сшивки разрушенного геля. После каждого последовательного цикла вероятность восстановления геля снижается, так как в этом случае внутримолекулярные связи приводят к образованию разрозненных, меньшего размера и более компактных участков геля, которые не соединяются между собой. При использовании полимера с жесткой макромолекулой (например, ксантановые смолы) влияние внутримолекулярных сшивок невелико, видимо, в этом причина способности ксантанового геля восстанавливаться после механической деструкции.
Третий тип связи - ионы хрома взаимодействуют только с одним звеном полимерной макромолекулы - не вносит своего вклада в образование сшивок. Однако, если гибкость или подвижность цепей возрастает вследствие изменений внешних условий (повышения
температуры), у связанного хрома может возникнуть возможность реагировать с другими цепями, образуя сшивку.
Следует отметить, что не все растворы полимеров способны образовывать объемный гель. Для гелеобразования по всему объему необходимы: 1) концентрация полимера в растворе выше некоторого критического значения для обеспечения соприкосновения отдельных макромолекул между собой (в первом приближении критическая концентрация обратно пропорциональна характеристической вязкости полимера), 2) достаточно высокая плотность сшивок Если число сшивок небольшое - относительно числа полимерных цепей - то в растворе образуются отдельные сгустки сшитых макромолекул вместо объемного геля. Образование геля по всему объему зависит от относительных концентраций хрома и полимера в растворе.
Влияние температуры на поведение геля во времени весьма неоднозначно и зависит в значительной степени от типа полимера и прочих условий. В данной работе не представляется возможным детально останавливаться на описании влияния этого параметра, однако следует отметить, что температура оказывает очень сильное влияние на стабильность геля.
Известен способ повышения эффективности разработки неоднородных пластов при заводнении путем закачки в пласт состава из смеси водных растворов анионного полимера и соли поливалентного катиона. При закачке в пласт такой композиции через некоторое время (индукционный период) в пористой среде происходит сшивка полимера. Сшивка полимера идет через поливалентный катион с образованием или трехмерного геля i/i всем объеме, занимаемом раствором полимера или с образованием высокодисперсных гель-частиц
Описанные выше способы получения сшитых полимерных систем получили широкое распространение в промысловой практике, которая доказала высокую их эффективность при воздействии на нефтяные пласты Однако этот способ может оказаться не достаточно эффективным в случае применения его в резко неоднородных пластах, имеющих пропластки высокой проницаемости (возможно трещиноватых). Известно, что с увеличением проницаемости пористой среды реологические свойства данной композиции резко ухудшаются: фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный (предельный) градиент давления снижаются по экспоненциальному закону с ростом проницаемости В пропластках с проницаемостью
86
выше 2 мкм2 эти свойства практически достигают своего минимального значения В этих условиях требуется повышать концентрацию полимера и сшивателя в растворе, что приводит к существенному снижению рентабельности применения полимеров при заводнении.
В связи с этим последнее время получил широкое распространение способ добычи нефти путем закачки в пласт полимер-дисперсных систем, где в качестве дисперсной фазы предлагается применять глину, древесную муку, а дисперсионной средой служит раствор полимера.
По мнению авторов этого способа увеличения добычи нефти и ограничения притока воды, эффект следует ожидать за счет осаждения глинистых частиц или древесной муки в призабойной зоне пласта, а в случае наличия трещин - за счет кольматации примыкающей к ним пористой среды. Однако многочисленные лабораторные эксперименты и промысловая практика показывают, что закачка в нагнетательные скважины кольматирующей суспензии во многих случаях не только не улучшает процесс заводнения, но и может привести к негативным последствиям.
Ниже нами подробно описан механизм кольматации. Показано, что глинистая суспензия или древесная мука проникают не только в обводнившиеся высокопроницаемые пласты, но и снижают приемистость нефтенасыщенных пропластков в результате кольматирующих эффектов, причем этот процесс практически необратим. Кроме того, что немаловажно, полимер - дисперсными системами невозможно воздействовать на глубинные участки пласта, так как глинистые частицы или древесная мука осаждаются в непосредственной близости к призабойной зоне нагнетательной скважины
В связи с изложенным, нами предложен метод повышения эффективности разработки неоднородного пласта за счет улучшения реологических и фильтрационных свойств полимерных систем, глубоко проникающих в пласт и обладающих селективным действием Этот способ обеспечивает более полную изоляцию обводнявшихся высокопроницаемых пропластков, не снижая при этом проницаемость нефтенасыщенной части пласта. Кроме того, предлагаемый способ позволяет существенно снизить расход дорогостоящих реагентов
87
Указанная цель достигается путем закачки в пласт состава из смеси водного раствора анионного полимера, содержащего предварительно сшитые, сильно набухающие, но не растворимые в воде дисперсии гель-частицы и соли поливалентного катиона.
Для приготовления растворов полимеров могут быть использованы полиакриламиды, полисахариды и производные целлюлозы Предпочтение отдается полиакриламиду молекулярной массы более 3 млн., верхний предел молекулярной массы не лимитируется, важно сохранить хорошую растворимость полимера.
В качестве солей поливалентных катионов могут быть использованы: ацетаты, нитрилотриацетаты, тартраты, хромат и дихромат аммония, хроматы и дихроматы щелочных металлов, хромовые и алюмокалиевые квасцы.
Дисперсии гель-частиц, набухающие в 100-5000 раз в водах различной минерализации, могут дыть получены в заводских условиях путем сопо.тимеризации. Например, получение сополимеров акрилатных мономеров с применением макромолекулярных, полифункциональных кросс-агентов, в качестве которых могут быть использованы водорастворимые непредельные эфиры целлюлозы, метиленбисакриламид и другие полифункциональные мономеры. Такие кросс-агенты обладают чрезвычайно высокой разветвляющей способностью в процессах радикальной трехмерной полимеризации акриловых мономеров и позволяют синтезировать сильно набухающие, но не растворимые в воде сополимеры, которые обладают хорошими деформационно-прочностными характеристиками. Возможен синтез и других сополимеров, способных при набухании поглощать воду.
Смешение раствора анионного полимера и соли поливалентного катиона вызывает реакцию взаимодействия катиона с полимером. Реакция приводит к образованию трех типов связей, которые подробно рассмотрены выше.
В данном случае происходит первый тип сшивки. Сшивки этого типа удерживают полимерные цепи вместе и ответственны за образование полимерной сетки, являющейся основой геля. Для гелеобразования по всем}' одъему необходимо, чтобы концентрация полимера в растворе была выше некоторого критического значения для обеспечения соприкосновения отдельных макромолекул между собой. Концентрация полимера подбирается в зависимости от его молекулярной массы, степени гидролиза, свойств растворителя (воды)
88
свойств пласта и желаемой подвижности образующегося геля. Когда к сетке прикладывается внешнее напряжение, межмолекулярные сшивки ограничивают деформацию геля и управляют упругостью сетки, поэтому эти системы называются вязкоупругими. Число эффективных сшивок определяет прочность геля. В пористой среде прочность сетки будет определять величину начального (предельного) градиента давления, ниже которого фильтрация жидкости в пласте отсутствует. Только при градиентах давления выше предельного происходит разрушение гелевой сетки и создаются предпосылки фильтрации воды через область пласта, занятой гелем.
Вязкоупругие свойства геля полимера и реализация начального градиента давления определяют его селективность при закачке в неоднородные по проницаемости пласты. Очевидно, что в пропластки с большей проницаемостью полимер внедрится на большую глубину, чем в малопроницаемые. Кроме того, следует учесть, что при радиальной фильтрации градиент давления обратно пропорционален расстоянию от скважины. Поэтому можно утверждать: при внедрении раствора в высокопроницаемые зоны пласта на определенную глубину после процесса сшивки фильтрация в этом пропластке может быть существенно снижена, а при определенном заданном объеме закачки раствора и прочности образовавшегося геля фильтрация может быть вообще прекращена на длительное время. В то же время в пропластках с пониженной проницаемостью, если даже в них и проникнет раствор, происходит движение жидкости после образования в них геля. Чем ближе к забою скважины, тем вьппе градиент давления и, следовательно, ниже сопротивления, которые оказывает гель течению воды, фильтрующейся вслед за ним: остаточный фактор сопротивления подчиняется псевдопластическому характеру течения.
Эффективность применения сшитых полимерных систем для повышения нефтеотдачи определяется: прочностью гелей, образованных первым типом связей, проницаемостью, структурой пористой среды и степенью неоднородности пласта.
Данное техническое решение отличается тем, что для улучшения реологических характеристик гидрогелей и повышения эффективности их применения в неоднородных пластах используются ^дисперсии гель-частиц сильно набухающих, но не растворимых в воде. Данная технология особенно эффективна в пластах с высокой проницаемостью и наличием развитой системой трещин.
89
Предлагаемый способ добычи нефти предполагает закачку в пласт композиции, состоящей из водных растворов анионного полимера соли поливалентного катиона и дисперсии гель-частиц, набухающих в воде. Данная композиция содержит компоненты в следующем соотношении, % (мае.):
анионный полимер 0,1 - 1,0;
соль поливалентного катиона 0,001 -0,5;
дисперсии гель-частиц 0,001 - 0,1.
Оценку эффективности и преимущества предлагаемого способа по сравнению с известными и описанными выше проводили в лабораторных условиях. Определялись следующие показатели: фактор и остаточный фактор сопротивления, величина начального (предельного) градиента давления в пористой среде и в трещинах пласта, прирост нефтеотдачи в сопоставлении с обычным заводнением и с традиционными методами в случае применения композиций в слоисто-неоднородных и трещиноватых пластах.
Нижеприведенные результаты лабораторных исследований иллюстрируют преимущества предлагаемого способа по сравнению с существующими.
В первой серии опытов исследовались фильтрационные и реологические характеристики рассматриваемых композиций при течении их в пористой среде. Использовалась модель пласта длиной 0,72 м и диаметром 0,026 м, представленная кварцевым песком. В начале модель насыщалась водой, которая вытеснялась нефтью вязкостью 20 спз. Тем самым в пористой среде создавалась связанная вода. Конструкция моделей пласта предусматривала возможность измерения давления в двух точках вдоль пути фильтрации. Замеры давления на входном участке модели пласта позволяли определять способность композиции проникать в пористую среду. Опыты проводились при постоянной скорости фильтрации. В этих опытах определялись фактор, остаточный фактор сопротивления и начальный (предельный) градиент давления по замерам в промежуточных точках.
В опытах использовался полиакриламид молекулярной массы 15-Ю6 и степенью гидролиза 4%. К раствору полимера добавлялся порошок сополимера, который набухал в 300-500 раз. но не растворялся в воде. В процессе опыта через модель прокачивали композицию в объеме 1,5 объема пор пласта, при этом определяли фактор сопротивления. Затем модель выдерживалась несколько
90
суток для образования в пласте сшитой полимерной системы. Предлагаемые композиции достаточно хорошо проникают в пористую среду. При фильтрации полимер-дисперсных систем происходит забивка входного участка пористой среды в результате кольматации нерастворимыми в воде дисперсными частицами глины или древесной муки, а фактор и остаточный фактор сопротивления остаются на очень низком уровне, начальный градиент давления при этом равен нулю. После чего в модель закачивалась вода, фильтрация которой наступала только при превышении градиента давления выше предельного. В процессе фильтрации воды при установившемся режиме определялся остаточный фактор сопротивления. В опытах по фильтрации полимер-дисперсных систем с добавкой глины замерить фактор сопротивления не представлялось возможным. В процессе фильтрации наблюдался непрерывный рост давления на входном участке керна, при прокачке около одного порового объема воды давление на входе возрастало в 100 и более раз, а в промежуточных точках при этом давление практически оставалось неизменным.
Во второй серии опытов использовалась блочная модель трещиновато-пористого пласта, которая получена путем спекания кварцевого песка со стеклянным порошком. Размер блока: 0,3x0,04x0,01л. Проницаемость порового блока составляла 8 мкм?, раскрытие трещины - 85-250 мк. Модель пласта позволяла осуществлять замер расхода жидкостей в пористом блоке и в трещине раздельно.
Результаты опытов по фильтрации композиций через трещиновато-пористую среду показывают еще большее его преимущество. При закачке полимерно-дисперсных систем с глиной или древесной мукой процесс вытеснения и выравнивания неоднородности пласта не только не улучшается, но пласт становится еще более неоднородным, так как проницаемость пористой среды в блоке снижается в значительно большей степени, чем проницаемость трещины.
Дополнительно проведены две серии опытов, в которых эффективность предлагаемого способа и традиционных сравнивались по приросту нефтеотдачи неоднородных по проницаемости моделей пласта.
В первой серии опытов моделировался неоднородный линейный двухслойный пласт, состоящий из двух параллельных цилиндрических трубок длиной 1,34 м и внутренним диаметром каждой трубки 0,026 м.
91
Трубки имели общий вход для ввода жидкостей и раздельные выходы, что позволяло контролировать изменение расходов во времени по слоям и эффективность вытеснения нефти из каждого слоя. Насыщение моделей нефтью производилось так же, как и в предыдущих опытах.
Во второй серии моделировался элемент пятиточечного пласта. Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами составляло 0,7 м, толщина каждого из двух слоев - 0,01 м.
Анализ результатов опытов неоспоримо доказывает преимущество предлагаемого способа: прирост нефтеотдачи составил 14,1 - 24,8% по сравнению с обычным заводнением. При закачке полимер-дисперсных систем прирост нефтеотдачи не превышал 6%.
2.2.4. ВЫБОР РЕАГЕНТОВ ДЛЯ ПОЛУЧЕНИЯ СПС
Для получения сшитых полимеров с требуемыми свойствами необходим выбор самого полимера, сшивателя, подбор их композиций с учетом состава растворителя.
Выбор полиакриламида из всего многообразия промышленных образцов, производимых различными фирмами для нефтеотдачи, осуществляется на основе комплексного исследования свойств полимеров и их растворов. При выборе реагентов необходимо установить соответствие этих свойств технологическим требованиям, предъявляемым к полимерам.
В табл. 2.5 даны технические требования к полимерам, устанавливающие допустимые диапазоны в грьирования молекулярных характеристик полимеров, их стабильности, времени растворения и фильтрационных свойств.
В таблице 2.6 дан перечень фирм и выпускаемых ими полимеров.
Выбор конкретных марок полимеров предопределяется технологиями их применения, свойствами растворителя, стоимостью полимера и уточняется при подготовке технологических схем или регламентов, составляемых по каждо>гу объекту перед началом работ по реализации рекомендуемых технологий.
В данном разделе представлены данные по маркам рекомендуемых полимеров, перечисленных в таблице 2.6. Эти данные приведены в таблице 2.7. Рекомендации учитывают специфику вод, используемых в качестве растворителя на объектах внедрения Западной Сибири и вид технологий полимерного воздействия.
92
Дальнейшее уточнение марок полимеров осуществляется путем исследования и анализа данных по характеристикам процесса гелеобразования в растворах полимеров в присутствии различных реагентов - сшивателей.
В табл.2.8 представлены основные параметры рекомендуемых реагентов для получения наиболее эффективных СПС. В этой же таблице представлены основные данные времени гелеобразования и оптимальный диапазон концентраций реагентов.
Время гелеобразования - технологический параметр, который тесно связан с временем закачки композиции в пласт.
При концентрации полимера ниже минимально допустимой нормы образования геля с требуемыми технологическими свойствами не происходит.
Как видно из таблицы 2.8, рекомендуемые композиции СПС позволяют регулировать время гелеобразования в пределах от 0,1 часа до 1500 часа, а минимальная концентрация полимера (критическая концентрация гелеобразования) лежит в диапазоне 0,1-0,4 г/дл
Регулирование указанных свойств СПС обеспечивается выбором типа полимера, сшивателя и диапазона их концентраций.
В таблице 2.9 дано полное название и технические условия рекомендуемых сшивателей.
Из всего перечня сшивателей наиболее широко испытаны в промышленных масштабах ацетат хрома (АХ) и хромокалиевые квасцы (ХКК) Нитрат хрома является аналогом ХКК. Система на основе бихромата натрия и тиомочевины более сложна в использовании, так как содержит два компонента. Уротропин (гексаметилентетрамин) -органическое соединение - требует тонкого регулирования рН раствора путем добавления кислот; этот сшиватель является перспективным реагентом для обработки высокотемпературных пластов композициями СПС.
Технологические требования к СПС для обработки пласта и призабойной зоны представлены в таблице 2.10.
Анализ лабораторных исследований и данных промышленного применения СПС показывает, что системы на основе ацетата хрома могут быть использованы, как для обработки глубинных областей пласта, так для воздействия на призабойную зону.
Системы на основе хромокалиевых квасцов рекомендуются для обработки призабойной зоны. Эта рекомендация основана на том,
93
что, во-первых, время гелеобразования СПС на основе ХКК меньше
а, во-вторых, СПС на основе ХКК обладают высокими прочностными характеристиками. Требование высокой прочности СПС для обработки призабойной зоны играет определяющую роль из-за высоких скоростей фильтрации и, следовательно, градиентов давления в призабойной зоне. Предельные градиенты давления для СПС на основе ХКК - 10 мПа/м, для систем на основе АХ - 1-5 мПа/м. Однако применять малообъемные оторочки изолирующих композиций целесообразно только в предельно анизотропных пластах.
В таблице 2.11 представлены рекомендации по маркам полимеров, сшивателей и составам для технологий воздействия на пласт сшитыми полимерами.
Приведенные рекомендации могут уточняться в процессе реализации технологии. Одна из причин необходимости уточнения рекомендаций связана со стабильностью полимеров и, соответственно, сшитых полимеров. Под стабильностью в данном случае понимается способность СПС сохранять во времени технологические свойства после гелеобразования в пласте.
Стабильность полимеров определяется многими факторами и связана с разрушением (деструкцией) полимерных цепей.
Исследования показывают, что к химическим факторам, влияющим на стабильность полимеров и СПС можно отнести наличие растворенных в воде кислорода, сероводорода, двухвалентного железа. К физическим факторам относятся температура пласта, скорости фильтрации (или градиент давления) при закачке кот> позиции в пласт или последующей за этим закачкой воды в обработ .иные пласты. Химические факторы в сочетании с температурой пласта обуславливают протекание термоокислительной деструкции, которая приводит к снижению остаточного фактора сопротивления.
94
Технические требования к ПАА, рекомендуемого для воздействия
Таблица 2.5 полимерного
Nn/n Показатели* Норма
1 Товарная форма Порошок
2 Дисперсность порошка:
- фракции размер ом менее 0.25мм — Не более 10%
размером более 1.0 мм Не более 10%
3 Содержание основного вещества Не менее 90%
4 Содержание акриламида Не более 0.1%
5 Характеристическая вязкость "* "™~ 15-20 дл/г
6 Содержание карбоксильных групп 5-30% (моль)
7 Время растворения
- в пресной воде Не более 60 мин
в минерализованной воде Не более 240 мин
S Нерастворимый остаток Не более 0.3%
9 Фильтруемость раствора в пористой среде Хорошая
10 Фактор сопротивления механически дсст- Не менее 5
руктированного раствора ПАА
11 Остаточный фактор сопротивления Не менее 2
12 Коэффициент стойкости к термоокисли- Не менее O.S
теяьной деструкции
13 Срок хранения Не менее 12мес.
Таблица 2.6
Фирмы производители и марки эффективных полиакриламидов для композиций СПС
Nn/n Фирма Страна Марка полимера для СПС
1 Мицуи Цианамид Япония Accotrol-8622 Mylock-310
PDA- 1041
2 Нитто Кемикал Япония PDA- 1 004
PDA-4000
CS-131
3 Санье Кемикал Япония CS-141
GS-1
95
Физико-химические характеристики промышленных реагентов
Таблица 2 7
NnAi Характеристики Accotrol-S622 MylQCk-310 PDA- 1041 PDA- 1004 PDA -4 000 GS-1 CS-131 CS-141
1 Товарная форма Порошок Порошок Порошок Порошок Порошок Порошок Порошок Порошок
Количество фракций с размером
2 чзстиц менее 0 25мм,%мас 42 187 6 305 162 46 1 9 22
3 Содержание основного вещества, % 908 929 900 91 01 908 900 90 2 90 I
мае
4 Молекулярная масса, млн 157 30 130 9S 102 50 133 10 6
5 Содержание кар 5 оке ил ьны я групп. 152 45 62 46 4 S 24 159 184
% моль
Время растворения, мин
6 в пресной воде О 32 г/л 30 60 130 70 175 60 62 39
- в минерализованной воде 1 1 0 г/л 130 210 300 210 210 230 190 165
Коэффициент стойкости ктермо-
7 окислительной деструкции
1 -в пресной водеО 32 г/л 084 080 QS3 06 07 086 089
- в минерализованной во де 1 1 0 г/л 0 92 030 047 09 09 089 088
Коэффициент стойкости кмехнни-
чежой деструкции
8 в пресной воде 0 32 г/л 026 020 029
-в минерализованной воде НО г/л 028 029 039
Количество нерастворимого остатка,
%мас
- в поесной вопе 0 32 г/л 022 017 006 0 1 02 022 0 19 0 17
в минерализованной воде НО г/л 0 16 0 19 015 0 1 025 032 028 027
ч
J
Таблица 2.8
Кинетические характеристики процесса гелеобразования систем "полимер-сшиватель1
Физико-химические ха-
N п/п рактеристики полимера Сшиватель Концентрация полимера, г/дл Концентрация сшивателя, г/дл Минерализация растворителя, г/л Время гелеобразования, час Минимально допустимая концентрация полимера, г/дл
Молекулярная масса, млн Степень гидролиза, %
1 1-13 5-26 Ацетат хрома 02-07 001-05 1- 100 07-1500 0 1 - 0 35
2 1- 13 6-26 Хромокалиевые квасцы 01 -08 001S-0 13 1-100 0 1 -16 01 -04
3 1- 13 6-26 Нитрат хрома 02-08 001-05 1-100 02-1200 01-035 :
4 13 152 Бнхромат натрия / тиомочевина 0 15-03 0 12/006 048/024 1-100 1-300 00$ -025 f
5 13 15 Гексаметилеитет-рамин (уротропин) 0 15-01 -3 0 1 -04 1-100 72 - 504 003-022 -
Область температур для использования перечисленных составов 10-90"С
Перечень сшивателей для композиции СПС
Таблица 2.9
N Название реагента, химическая формула ГОСТ, ТУ
1 Нитрат хрома Сг\ЪЮз)з*9Н2О ГОСТ 447 1-78
2 Хромокалиевые квасцы KCr(S04)2*12H20 ГОСТ 4 162-79
3 Ацетат хрома Сг(СНзСОО)з ГОСТ 583 1-77
4 Натрий бихроматКа2Сг2О7*2Н20 ГОСТ 4237-76
5 Тиомочевина (тиокарбамид) CS(NH2)2 ГОСТ 6344-73
6 Гексаметилен- тетрамин (уротропин) СбН1гМ4 ТУ-6-09-09-3 53-74
Таблица 2.10
Технологические требования к сшитым полимерным системам для воздействия на пласт и призабойную зону скважин
Показатели Размерность Уровень
Фильтруемость композиции СПС до начала сшивки Безразмерная величина более 5
Фактор сопротивления при закачке исходной композиции СПС Безразмерная величина не более 50
Остаточный фактор сопротивления Безразмерная величина 10-1000
Время гелеобразования (период сшивания) Сут 05- 10
Коэффициент стабильности Безразмерная величина 08"'
Период сохранения технологических свойств в пластовых условиях Сут 250
Начальный градиент давления сдвига МПа/м 1-50
" Фильтруемость Ф=Т*Носн/ДЛвх, где Т - период фильтрации, ДКвх -изменение фактора сопротивления на входном участке модели пласта за период Т (в стандартных условиях Т= 1 час), ROCH - фактор сопротивления на основном участке модели пласта. При отсутствии забивки входного участка керна ДКвх^О и Ф-^« - фильтруемость оценивается как отличная. Фильтруемость оценивается как хорошая при Ф>5 и удовлетворительная, если 5>Ф> 1. При Ф " Давление закачки не должно превышать 0,8 горного давления и давления безопасной эксплуатации обсадной колонки
*" Данный уровень коэффициента стабильности должен сохраняться при 80"С в течение 120 суток
Таблица 2.11
Рекомендации по маркам полимеров, типу сшивателей и составов полимерных композиций для месторождений Западной Сибири
NNn/n Марка полимера Тип сшивателя Концентрация, %
Полимера Сшивателя
I Accotrol S622 AX, XKK 03-07 003-0.1
2 My lock 310 AX 03-10 0 03 - 0 1
3 PDA 1041 AX 03-10 003-0-1
4 PDA 1004 AX, XKK 025-0.8 003-0.1
5 PDA 4000 AX, XKK 0 25 - 0 8 003-0.1
6 CS 131 AX, XKK 03-07 0.03-0.1
7 CS 141 AX, XKK 03-07 003-0.1
8 GS-1 AX, XKK 04-10 003-0.1
Примечание: АХ - ацетат хрома, ХКК - хромокалиевые квасцы.
При подборе оптимальной композиции СПС применительно к конкретным геолого-физическим условиям необходимо учитывать совокупность свойств образующегося в пласте геля. Основные критерии подбора оптимальной композиции: время гелеобразования, механическая прочность геля на сдвиг (величина начального градиента давления), стабильность технологических свойств геля во времени в пластовых условиях. Последний фактор особенно важен при закачке СПС в высокотемпературные пласты. Поэтому необходимо подбирать термостабильные композиции с учетом свойств растворителя и закачиваемой в пласт воды (минерализация, рН, присутствие солей железа и т. д.). Важными параметрами СПС являются адсорбционные характеристики реагентов, входящих в состав композиции, а также реологические свойства геля. Желательно, чтобы вода, фильтрующаяся в области созревшего геля, обладала дилатантным характером течения.
Таким образом, достоинством гелей на основе СПС при правильном подборе состава композиции является низкая 'подвижность, высокий начальный градиент давления, вязкоупругие свойства геля, определяющие уровни фильтрационных сопротивлений в зоне фиксации геля.
99
В настоящее время в ТПП "Когалымнефтегаз" и ТПП
"Лангеласнефтегаз" испытаны и внедряются несколько технологий на основе СПС.
Технологии СПС (1-5)
В данных технологиях в качестве реагентов используются ПАЛ и так называемые "кислые сшиватели". Рекомендуется использование практически любых марок промышленных полимеров. "Кислые сшиватели" представляют собой сложные составы, содержащие трехвалентный хром (Сг4"3) с добавлением минеральной кислоты для создания рН в композиции на уровне ~ 1-2.
В качестве источника Сг*3 используются два типа реагентов: хромокалиевые квасцы КСг(5О^)2 и окислительно-восстановительные составы, включающие бихромат (натрия или калия) R2Cr3O_, и восстановитель.
В последнем случае "сшиватель" Сг1"3 образуется в результате окислительно-восстановительной реакции перехода шестивалентного хрома (Сг4*) в Сг4"3. Для протекания данной реакции необходим еще один компонент - восстановитель. В технологии СПС (1-5) в качестве восстановителя используется полигликоль. Реакция получения Сг43 осуществляется предварительно до введения сшивателя в раствор полимера.
Исследования СПС с использованием в качестве сшивателя окислительно-восстановительных систем требует проведения этой реакции с полным расходованием окислителя (бихромата). В противном случае при совмещении сшивателя с полимером происходит деструкция полимера и становится невозможным образование геля, либо разрушается образующийся гель.
Отсутствие контроля за полнотой восстановления бихромата в данной технологии может приводить к описанным выше негативным последствиям.
Добавление кислоты для снижения рН в технологии связано с необходимостью замедления гелеобразования. Для используемых сшивателей время гелеобразования в отсутствие кислоты составляет 5-30 мин, что делает невозможным закачку больших объемов СПС в пласт.
Снижение рН решает задачу замедления гелеобразования, однако порождает другие проблемы: при рН<3 полиакрнламндные загустители с содержанием карбоксильных групп более 20%
100
(например, Alcoflood -1275) не растворимы в водах с минерализацией больше 10 г/л, что необходимо учитывать при подборе полимера.
Для данных композиций СПС повышение рН до значений больше 5 приводит к резкому увеличению скорости гелеобразования (5-30 мин) и наоборот, сохранение значений рН на уровне исходных (1-2) приводит к тому, что в композиции СПС не образуется гель.
Из сказанного следует, что для создания оптимальных значений рН необходим учет скорости изменения рН при закачке композиции в пласт, а в отсутствие таких данных повышается вероятность неэффективной закачки СПС.
Еще один прием работы с композицией СПС (1-5) заключается в технологии раздельной закачки растворов полимера и сшивателя. Такая технология может быть использована для введения в пласт быстро реагирующих композиций СПС.
Однако в этом случае требуется расчет (или экспериментальное определение) объема оторочек реагентов, их числа, объема буфера воды, геометрии потока реагентов в пласте для реализации возможности гелеобразования в требуемом участке пласта. Применение универсального подхода к использованию объемов оторочек, их числу приводит к неэффективному воздействию на пласт. Расход реагентов на одну скважину (для скважин с приемистостью 500 - 800 м3/сугп): полиакриламид - 2,5 т, бихромат калия - 0,1 т, соляная кислота (техническая) ~ 1,5V (дорН 1-2), полигликоль - 5 ж3, объем закачки - 500 м3 на скважину. В случае использования хромокалиевых квасцов их расход составляет 0,25 m на 500 м3 СПС.
Технология СПС 6
В технологии СПС б используется композиция на основе полиакриламида и сшивателя - ацетата хрома.
Достоинства композиции: простой двухкомпонентный состав, возможность регулирования времени гелеобразования от 0,5 часов до 10000 часов путем изменения концентрации полимера и ацетата хрома, подбора марки полимера.
Подбор состава композиции СПС в данной технологии
осуществляется с учетом кол лекторских свойств пласта, свойств
жидкостей насыщающих пласт и реологических характеристик СПС
(связи остаточного фактора сопротивления со скоростью фильтрации
-* и проницаемостью породы).
Технология закачки предполагает закачку программируемой оторочки композиции с изменяющимися характеристиками СПС.
101
Первая часть оторочки с максимальным временем гелеобразования и минимальной прочностью геля, последняя часть - с минимальным временем гелеобразования (-10 часов) и максимальной прочностью геля. Число оторочек, их объем и состав рассчитывается исходя из индивидуальных характеристик объекта.
Средний расход реагентов на 500 м3 композиции: полимера - 2,0 т, ацетат хрома - 0,2 т, объем закачки - 500 м3.
2.2.5.СТРУКТУРООБРАЗУЮЩИЕ СОСТАВЫ
Еще один класс гелеобразугощих составов связан с использованием полимеров биологического происхождения - водорастворимых полимеров производных целлюлозы и биополимеров (продуктов жизнедеятельности бактерий). В этих технологиях используется способность растворов данных полимеров к гелеобразованию при повышении температуры (термотропные гели).
Механизм гелеобразования в этом случае связан с ухудшением термодинамического качества растворителя при увеличении температуры.
Вследствие этого в растворе выделяется концентрированная фаза (полимер). При определенном объеме данной фазы в системе возникают структуры геля. Образующиеся гели имеют коагуляцией-ную структуру: взаимодействующая между собой дисперсная фаза (концентрированный раствор полимера) и удерживаемая в этой структуре дисперсионная среда (разбавленный раствор полимера).
Температура гелеобразования зависит от типа полимера, его концентрации, содержания и вида солей, добавок модификаторов, водородных связей и гидрофобных взаимодействий (типа карбамида). Варьирование этими параметрами дает возможность настройки нужной температуры гелеобразования.
Важным обстоятельством является то, что используемые полимеры характеризуются широким распределением по составу и молекулярной массе. Одна марка полимера содержит молекулы разной молекулярной массы и различного химического состава.
Таким образом, определяя температуру гелеобразования в макрообъеме, мы имеем среднюю температуру застудневания. В то время как отдельные компоненты полимера могут застудневать при других температурах. Закачка таких составов в пласт с увеличивающейся температурой в глубине пласта (высокотемпературные пласты заводняемые холодной водой) будет
102
приводить к обеднению (размазыванию) оторочки полимера по пути
ее движения. При достижении зоны обработки с температурой, равной средней температуре гелеобразования композиция будет иметь состав, сильно отличающийся от исходного и может потерять способность образовывать гели.
Очевидно, что использование таких технологий возможно при условии детального знания градиента температуры в пласте и свойств композиции.
В настоящее время используются три варианта технологий этого типа.
1. Технология закачки биополимера БП - продукт жизнедеятельности бактерий
Технология предполагает изоляцию водонасыщенных пластов. Изоляция достигается путем образования геля при определенной температуре в пласте.
Расход химреагентов на одну скважину: биополимер (БП-52) -4,6 т, крахмал - 0,9 т, средняя продолжительность работ - 70 часов, объем закачки ~ 50 м3.
2. Технология закачки модифицированной метил целлюлозы (ММЦ)
Технология изоляции водонасыщенных пропластков путем закачки растворов ММЦ, образующих гель при нагреве. Расход реагентов на одну скважину: ММЦ - 5 т, объем закачки - 500 м3.
3. Технология обработки пласта составами на основе мети л целлюлозы (ГОС "Метка")
Технология изоляции водопритока из водонасыщенных горизонтов путем закачки в пласт растворов метилцеллюлозы (марок МЦ-100) с добавлением карбамида как регулятора температуры гелеобразования.
Область применения технологии: пласты А, Б и Ю с пластовой температурой 50 - 90 °С, юрских меловых отложений. Расход химреагентов в среднем на одну скважину: МЦ100 - 1 т, карбамид - 5 т, объем закачки - 100 м3.
4. Неорганические структурообразующие составы. Силикат - полимерные гели
Еще одним направлением применения структурообразующих составов в технологиях повышения нефтеотдачи в Западной Сибири
103
являются технологии, основанные на образовании неорганических гелей
и осадкообразующие составы.
К первым относятся гели на основе силиката натрия (жидкого стекла). Промышленный силикат натри?! является продуктом неопределенного состава с общей химической формулой. Конкретный состав этого реагента зависит от используемого сырья и технологии варки. Водные растворы жидкого стекла имеют рН>13. В области рН<12 водные растворы жидкого стекла застудневают до образования геля. Время гелеобразования зависит от концентрации жидкого стекла, рН раствора, состава жидкого стекла, состава растворителя. При этом гелеобразование происходит в области концентраций силиката натрия больше 2%.
На рис.2.7 представлена зависимость времени гелеобразования от рН раствора для водного раствора с различным содержанием силиката натрия. С учетом требований технологии, время
an go юс 11 о по
рН-системы
Рис. 2.7 Зависимость времени гелеобразования от рН-систем при
различных концентрациях силиката
гелеобразования должно быть больше или равно 10 часам (для обеспечения закачки в пласт) и не превышать 48 часов (время остановки скважины на структурообразование).
Из рис.2.7 видно, что в зависимости от содержания силиката натрия нижняя граница рН может быть 9.7, 10.3 и 10.5 для концентраций силиката натрия 3%, 3.5% и 4% соответственно.
104
Верхняя граница рН должна быть для этих составов не выше 10,3, 10,5 и 10,7, так как при больших значениях рН быстро увеличивается время гелеобразования вплоть до очень больших значений, а следовательно появляется возможность размыва геля при переходе на закачку воды. Как видно из рис. 2.7, необходимо поддерживать рН в диапазоне не превышающем 0,2 - 0,5 единиц, что требует тщательности при приготовлении и закачке композиции.
Следует учитывать также возможность изменения рН при закачке как в стволе скважин, так и в пласте. Подбор состава композиции требует учитывать состав промышленного силиката натрия. В настоящее время используется одна технология с использованием жидкого стекла.
Технология селективной изоляции высокопроницаемых пропласт-ков и трещин за счет закачки составов, содержащих силикат натрия, воду, полиакриламид или пшан (шдролизованный полиакрило-нитрил) с регулированием рН-композиции. Механизм действия реагентов предполагает наличие перехода раствора в гель при повышенной температуре пласта. Область рабочих температур 30-50°С.
Расход реагентов (средний) на одну скважино-операцию (из расчета наЮО м3): силикат натрия (100%) - 2-10 т, полимер - 10-300 кг, соляная кислота (техническая 24% содержания НС1) - 0,8-37,5 т %.
Схема закачки предполагает наличие промежуточных подготовительных этапов, связанных с приготовлением разбавленных растворов реагентов. Далее их смешение при осуществлении закачки в требуемых пропорциях. В процессе закачки необходимо постоянно осуществлять контроль с целью предотвращения образования геля в поверхностных узлах и скважине. При необходимости должна существовать возможность осуществить закачку раствора щелочи для разрушения образовавшегося геля.
Схема закачки предполагает необходимость согласованных организационно-технических мероприятий при обработке скважины, включая решения по точной дозировке реагентов при их смешении.
Еще три технологии регулирования профиля приемистости и охвата паста заводнением проходят испытания на месторождениях Западной Сибири.
Эти технологии, базирующиеся на использовании растворов хлористого алюминия и либо карбамида, либо щелочных стоков производства канролактама.
105
'; Технология обработки пластов составами на основе ;' хлористого алюминия и карбамида (ГОС "ГАЛКА")
Технология базируется на использовании растворов хлористого алюминия и карбамида с целью изоляции промытых пропластков. Этот раствор предположительно образует в пласте неорганические гели и СО2 в течение 2-3 суток при повышенной температуре.
Б технологии используются как чистый хлористый алюминий, так и его отходы, содержащие до 20% А1С1,.
Недостатком первого варианта является сильный разогрев при приготовлении раствора хлористого алюминия (экзотермический процесс), сопровождающийся выделением в воздух паров НС1. Это нежелательно из-за высокой коррозийной активности НС1, а также опасности с точки зрения экологии и техники безопасности. В то же время разогрев способствует последующему растворению карбамида, происходящему с поглощением тепла (эндотермический процесс). Второй вариант требует нагрева на стадии растворения карбамида из-за сильного понижения температуры, препятствующего растворению карбамида.
Расход реагентов на 1 m композиции: алюминий хлористый - 200 кг, карбамид - 670 кг, время приготовления - 3-4 часа. При объеме закачки в 100 m композиции на скважину расход реагентов составляет: алюминий хлористый - 20 т, карбамид - 67 т.
При таких расходах крайне сложно реализовать промышленное использование данной технологии.
Возможным решением данной проблемы является создание товарной формы ГОС "ГАЛКА" в виде водного раствора комплекса хлористого алюминия и карбамида.
Технология обработки пластов путем последовательной
закачки в пласт растворов хлористого алюминия и щелочных стоков производства капролактама (ЩСПК)
Технология заключается в последовательной закачке в пласт растворов хлористого алюминия и щелочных стоков производства капролактама , образующих, по мнению авторов, гелеобразующий продукт с повышенной адсорбционной активностью по отношению к породе, слагающей пласт. За счет чего происходит перераспределение потоков в пласте.
Наиболее вероятным продуктом, образующимся при смешении оторочек должна быть нерастворимая в воде гидроокись алюминия.
106
При этом смешение возможно только в ограниченной зоне на фронте соприкосновения оторочек, что делает процесс
малоэффективным.
Расход реагентов на одну скважино-операцию: А1С13 - 60 т, ЩСПК - 90 т.
Технология воздействия на пласт с применением
гидролизованного полиакрилонитрильного волокна
("ГИВПАН")
Технология заключается в последовательной закачке в пласт раствора гидролизованного полиакрилонитрила и раствора хлористого кальция. При взаимодействии полимера с СаС12 происходит образование концентрированной фазы по полимеру (фазовое разделение). Выделившаяся фаза во времени после полного расслоения в системе обладает свойствами геля, по типу коагуляционных гелей метилцеллюлозы.
Однако известно, что объем такой фазы не превышает 10% от объема раствора, в котором происходит фазовое разделение. Кроме того, в случае чередующейся закачки этот процесс происходит на фронте соприкосновения оторочек, то есть в ограниченном объеме.
В связи с вышесказанным становится маловероятным создание условий для повышения фильтрационных сопротивлений при использовании технологии "ГИВПАН".
Расход реагентов на одну скважино-операцию: ГИВПАН - 9 т, СаС12 - 2,5 т, средняя продолжительность работ - 48 часов.
Гидрофобизирующие составы
В настоящее время на месторождениях НК "ЛУКойл" используются две технологии обработки призабойной зоны пласта реагентами, гидрофобизирующими породу. Цель обработок (по мнению авторов технологий) - снижение фазовой проницаемости для воды и, соответственно, повышение проницаемости для нефти. Однако многочисленные теоретические и экспериментальные исследования предсказывают обратную картину поведения воды и нефти при гидрофобизации гидрофильного пласта (или пласта с промежуточной смачиваемостью).
В главе 1 нами подробно описано влияние смачиваемости на относительные проницаемости в системе "вода — нефть". Было показано, что гидрофобизация пласта увеличивает относительную проницаемость для несмачивающей жидкости (воды) и снижает
107
относительную' проницаемость для нефти. Однако в некоторых случаях гидрофобизация поверхности коллектора в призабойной зоне добывающей скважины может способствовать увеличению притока нефти. Часто при вскрытии продуктивного пласта или при глушении добывающей скважины некачественными растворами, нефтенасыщенные пропластки обогащаются капиллярно удерживаемой водой. При высокой водонасыщенности фазовая проницаемость для нефти может значительно снизиться (иногда до нуля). В этом случае гидрофобизация породы способствует удалению капиллярно удерживаемой воды (снижению водонасыщенности). Это в свою очередь приводит к увеличению относительной проницаемости для нефти. Однако обязательным условием эффективности применяемой технологии в этом случае является одновременное повышение фильтрационных сопротивлений в пропластках, промытых водой. В противном случае можно ожидать рост обводнения добывающей скважины.
Используемые в настоящее время технологии обработки добывающих скважин с целью гидрофобизации пласта, основанные на закачке в пласт небольших объемов реагентов "ДОН-52"и '"Нефрас", не решают описанной проблемы и в этой связи не могут быть рекомендованы для повышения притока нефти.
Технологии интенсификации работы скважин
В настоящее время в НК "ЛУКойл" на месторождениях Западной Сибири для целей интенсификации работы скважин применяются технологии обработки пласта кислотными составами.
Осуществляется закачка солянокислотных составов с целью увеличения проницаемости коллектора за счет растворения компонентов породы. В то же время известно, что солянокислотные составы обладают большой растворяющей способностью карбонатов, однако не способны воздействовать на отдельные участки пласта из-за высокой скорости их расходования в призабойной зоне. Повторное использование солянокислотных обработок приводит к быстрому снижению их эффективности. Поэтому необходима замена чисто кислотных реагентов для повышения приемистости нагнетательных скважин на другие, более эффективные.
Разновидностью технологии СКС являются технологии СКО -солянокислотные обработки, ГКО - глинокислотные обработки пласта смесями соляной и фтористо-водородной кислот с добавлением бентонитовой глины, ПКВ - поверхностно-активные кислотные 108
воздействия с использованием соляной кислоты и смеси соляной и фтористо-водородной кислот с добавлением ПАВ.
Средние затраты времени на проведение обработок нагнетательных скважин кислотными составами: СКС -172 часа; СКО - 20 часов, ГКО - 20 часов, ПКВ - 40-65 часов.
2.2.6.КОЛЬМАТИРУЮЩИЕ СОСТАВЫ
Одно из направлений регулирования профиля приемистости и охвата пласта связано с закачкой в пласт суспензий, которые представляют собой взвеси твердых частиц в жидкости. В качестве дисперсной фазы используются различные вещества - глинопорошки, древесная мука, ил очистных сооружении, резиновая крошка, отходы переработки мукомольной промышленности и другие вещества.
В качестве дисперсионной среды (носителя дисперсной фазы) используются вода, водные растворы полимеров, эмульсионные составы на основе углеводородного сырья, растворы поверхностно-активных веществ.
В процессе закачки таких суспензий в скважины происходит отложение твердых частиц в призабойной зоне пласта с образованием фильтрационной корки.
Повышение фильтрационных сопротивлений при закачке в скважину дисперсных составов связано с наружной и внутренней кольматацией пористой среды. Наружная кольматация начинается с закупорки поровых каналов и далее образование корки дисперсного материала частично проницаемого для жидкости. Изучению процесса отложения твердых частиц (кольматация) посвящено много экспериментальных и теоретических работ, в частности [47,91,103,]. Анализ этих работ показывает, что скорость образования корки, ее проницаемость и пористость во многом зависят от строения пористой среды и свойств твердых частиц, находящихся в фильтрационном потоке- Эти факторы взаимно влияют друг на друга. Поэтог-гу в каждом конкретном случае необходимы специальные экспериментальные исследования процесса кольматации.
Нами проведены лабораторные исследования фильтрационной характеристики пористой среды в процессе фильтрации через нее малоконцентрированных суспензий (применительно к промысло-,*вым условиям нагнетания воды в пласт) [49]. По результатам экспериментов рассчитывалась проницаемость и толщина корки. Расче-
109
ты проводились в предположении, что происходит только наружная кольматация и фильтрационная корка и фильтрат несжимаемы.
Если обозначить на какой-то момент времени через q(t) объемный расход фильтрата, то за время dt приращение толщины слоя твердых частиц, отложившихся на поверхности керна, будет:
(2.4) -t
где F - площадь, на которой происходит отложение твердых частиц, см2;
mk - пористость корки; С — концентрация твердых частиц, мг/л; YT - удельный вес твердых частиц, г/см3. Ьл- толщина образующейся фильтрационной корки. Учитывая, что dQ=q(t)-dt, и интегрируя левую и правую часть уравнения (2.4) в пределах от 0 до 5я и от 0 до Q, получаем:
СО- КГ6
§ь=-п ,F (2-5)
(l-mK)Frr
где Q — накопленный объем профильтрованной жидкости, см3. Если фильтрация происходит при постоянном перепаде давления ДР, то закон Дарси может быть записан в виде
dQ
dt <2-6)
где /С, Кк — проницаемость керна и корки соответственно; N, - вязкость фильтрата; / — длина керна. Проницаемость корю! можно определить из уравнения
„ _ K-Q-C-W*
Здесь qo - начальный расход суспензии при ?=0.
Экспериментальные данные и расчеты по формуле (2.7) показывают, что с увеличением проницаемости пористой среды возрастает и проницаемость фильтрационной корки. Таким образом,
110
при закачке суспензии в неоднородный по проницаемости пласт существует тенденция более заметного снижения приемистости низко проницаемых пропластков. Очевидно, что это обстоятельство может крайне отрицательно влиять на процесс вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта. Вместе с тем, с увеличением проницаемости отдельных пропластков возрастает по ним и начальный расход суспензии. Ниже будет показано: снижение текущего расхода дисперсной системы зависит от суммарного объема прокачанной жидкости. Следовательно, учитывая взаимосвязь абсолютной проницаемости пористой среды, степени снижения расхода в результате кольматации и объемом прокачанной суспензии, трудно заранее предсказать изменение распределения потоков закачиваемой жидкости в слоисто-неоднородном пласте.
Зависимость между суммарным объем отфильтрованной суспензии Q и временем t нетрудно получить из уравнения (2.6). Для этого достаточно проинтегрировать выражение (2.6), учитывая, что при t=Q Q=0. Окончательно будем иметь
к
С-НГ- К
Проницаемость корки рассчитывалась по формуле (2.4). Параметры, входящие в эту формулу, определялись в процессе экспериментов, которые проводились на естественных и искусственно сцементированных образцах породы с начальными скоростями фильтрации 5,5 — 23 см/мин, близкими к условиям призабойной зоны нагнетательных скважин при открытом забое и при отсутствии в пласте трещин.
Фильтрация суспензии проводилась при непрерывном перемешивании ее мешалкой, что обеспечивало постоянную концентрацию механических примесей в фильтрате. В процессе опытов мерным цилиндром непрерывно замерялся расход жидкости. Фильтрация суспензии прекращалась, когда в результате образования корки расход ее снижался примерно в 100 раз.
Всего было проведено три серии опытов. В первой серии в качестве пористой среды использовались искусственно сцементированные керны. В двух других опытах - естественные керны. Во всех опытах
111
для приготовления суспензии использовалась глина Мухановского
карьера (минимальный размер частиц 4 мк, максимальный - 46 мк).
В первой серии опытов суспензия готовилась на 1 н. раствора NaCI в дистиллированной воде.
Проницаемость корки определялась по раствору NaCI без взвешивания после окончания фильтрации суспензии.
В опытах использовался раствор NaCI, так как в естественных кернах фильтрация пресной воды приводит к разбуханию глин, в результате чего их проницаемость резко затухает. Влияние разбухания глин на фильтрационную характеристику породы должно быть предметом специального исследования. В настоящей работе явление кольматации изучалось в чистом виде без наложения посторонних факторов, поэтому были приняты все меры, чтобы получить установившееся течение жидкости через исследуемые керны до фильтрации суспензии. Для этого перед опытом керны тщательно насыщались под вакуумом раствором NaCI, который предварительно вакуумировался и пропускался через тонкий фильтр. Опыты по кольматации проводились только с теми кернами, проницаемость которых для воды была близка к проницаемости для воздуха [6, 13].
На основании целого ряда работ по изучению фильтрации различных вод в естественных пористых средах можно сделать вывод, что фильтрация 1 н. раствора NaCI не приводит к разбуханию глинистого материала керна и снижению его проницаемости. Для того, чтобы опыты по кольматации, проведенные на искусственных кернах, можно было сравнивать с опытами на естественном керновом материале, в первой их серии, несмотря на то, что керны представляли собой искусственно сцементированную пористую среду, использовался раствор NaCI.
Как уже указывалось, принятые меры позволили добиться установившегося течения жидкости до фильтрации суспензии- В процессе закачки суспензии расход жидкости постепенно падал во времени. Однако изменение ее расхода во времени только с качественной стороны может характеризовать процесс кольматации, так как скорость затухания зависит не только от концентрации твердых частиц в суспензии, но и от таких параметров, как площадь фильтрации, начальный расход, абсолютная проницаемость пористой среды. Поэтому наиболее общий характер имеет зависимость относительного расхода суспензии от количества твердых частиц,
112
отложившихся на единице фильтрационной поверхности керна.
Рассчитывается этот параметр по формуле:
г C-^Q /2 /, ОЛ
о = -------—мг/см (2.9)
Проведенные эксперименты показывают, что скорость затухания фильтрации в основном зависит от количества твердых частиц, отложившихся на единице фильтрационной поверхности, при условии незначительного изменения от опыта к опыту таких параметров, как проницаемость керна, давление нагнетания, а также физико-химических свойств прокачиваемой суспензии. Здесь имеется в виду дисперсность и стойкость суспензии. В какой-то мере форма твердых частиц также может повлиять на процесс кольматации.
В первой серии опытов давление нагнетания и свойства суспензии были постоянны. Незначительно менялась и абсолютная проницаемость кернов, поэтому результаты опытов хорошо совпадают и экспериментальные точки лежат вблизи осредненной кривой зависимости q = q (G).
С учетом полученных данных по формуле (2.7) рассчитывалась проницаемость фильтрационной корки. Как и следовало ожидать, при равенстве всех прочих условии проницаемость корки зависит только от параметра G. Величина К особенно сильно меняется в начале фильтрации суспензии, в период формирования корки, при G>10 мг/см3 она меняется незначительно. В конце опытов К становится равной 0,1 —0,2 мД.
Расчет толщины корки по формуле (2.5) показал, что при фильтрации малоконцентрированных суспензий отложившийся на поверхности породы слой твердых частиц можно называть «фильтрационной коркой» только условно, так как толщина этого слоя зачастую не превышает 150 — 200 мк. Так, при уменьшении расхода жидкости в результате прокачки суспензии в 100 раз толщина корки составляет всего 170 мк. Причем эти расчеты проводились в предположении, что происходит только наружная кольматация, в то время как проникновение твердых частиц в поры пласта и отложение их там имеют место почти во всех случаях закачки в нагнетательные скважины воды, содержащей механические примеси. В наших опытах частицы размером 8 мк и менее составляют 50% при среднем размере пор 11-15 мк. Правда, присутствие электролитов в растворе в указанных количествах способствует коагуляции
ИЗ
Рис 2 8 Зависимость относительного расхода суспензии от количества твердых частиц Фильтрат-1 н раствор Nad; искусственно
О 5 м г/л
х 10 мг/л 50 мг/л
4 100 М Г/Л
о 200 мг/л
Рис. 2.9 Зависимость относительного расхода суспензии от количества твердых частиц. Фильтрат-сточная вода
114
суспенаии, что приводит к укрупнению отдельных агрегатов и к значительному уменьшению внутренней кольматации
В тех случаях, когда количество твердых частиц, отложившихся на единице фильтрационной поверхности, меньше 10 мг/см2, толщина корки не превышает 50 — 60 мк Поэтому падение расхода в процессе фильтрации мало концентрированной суспензии (особенно в начале), видимо, не связано с образованием корки весьма малой проницаемости (как это имеет место, например, при фильтрации глинистого раствора), а является следствием закупорки отдельных перовых каналов твердыми частицами Только после длительной прокачки мало концентрированной суспензии формируется фильтрационная корка, проницаемость которой зависит от количества отложившихся частиц, давления нагнетания, размера пор и мех примесей.
Чтобы оценить величину проницаемости корки после прекращения фильтрации суспензии, в конце опыта через образец прокачивался раствор NaCI без взвешенных частиц. При установившемся расходе рассчитывалась проницаемость корки При фильтрации через образец жидкости без твердых частиц проницаемость образовавшейся корки в конце опыта оказывается в 1,5 — 2 раза выше проницаемости ее в конце закачки суспензии Подобное явление наблюдалось в некоторых опытах при остановках и последующем продолжении закачки суспензии Остановка фильтрации суспензии приводила к росту ее расхода на непродолжительное время, однако в дальнейшем устанавливалась общая закономерность процесса Объяснить это можно тем, что при остановках фильтрации и при прокачке воды без дисперсной фазы происходит разрыхление корки. А это приводит к увеличению расхода.
В двух других сериях опытов в качестве фильтрата использовалась сточная вода Мухановского нефтепромысла, предварительно тщательно очищенная от механических примесей и нефти Так же, как и в первой серии опытов, суспензия готовилась искусственно из глины Мухановского карьера Все прочие условия экспериментов аналогичны описанным выше. Удельный вес воды
Ув- 1,11 г/см3. Межфазное натяжение на границе "вода—нефть" 18 — 20 дин/см, что объясняется присутствием дисольвана в количестве 30 г/т жидкости
Проведенные опыты показали, что свойства фильтрата могут играть существенную роль в процессах кольматации Если сравнивать опыты первой и второй серий, то следует отметить качественное
115
различие в результатах проведенных экспериментов Оно заключается, прежде всего, в том, что во второй серии опытов при чалых концентрациях твердых частиц в суспензии скорость затухания фитьтрации значительно меньше
В первой серии опытов скорость изменения относительного расхода зависит, в основном, от количества твердых частиц, отложившихся на единице фильтрационной поверхности.
Во второй серии опытов использовалась сточная вода и естественные керны средней проницаемостью (К. =1 82 мкм.1). В этом случае процесс кольматации неустойчив, и однозначная зависимость q=q (G) отсутствует
При больших значениях С (С>10 мг/л) проницаемость корки слабо меняется во времени: почти во всех опытах ее величина составляет 0,3 — 0,5 мд, что в 2 — 2,5 раза превышает величину проницаемости корки в опытах первой серии
Прокачка сточной воды после прекращения фильтрации суспензии так же, как и в первом случае, приводит к незначительному росту проницаемости корки.
Неустойчивость процесса кольматации в случае применения сточной воды и естественных кернов можно объяснить сложным взаимодействием глинистых частиц с ионами и поверхностно-активными веществами, находящимися в растворе В зависимости от относительного количества твердых частиц, ионов и поверхностно-активных веществ суспензии могут обладать различной степенью агрегативной устойчивости Одной из причин устойчивости дисперсных систем является сольватация минеральных частиц дисперсной фазы Сольватные оболочки препятствуют сцеплению частиц, что приводит к стабилизации разбавленных суспензий
Степень агрегативной устойчивости дисперсных систем зависит также от заряда частиц, образующегося вследствие ионной или дипольной адсорбции и других электрических явлений на поверхности частицы Образовавшийся вокруг частиц двойной электрический слой оказывает стабилизирующее действие в результате возникшего между частицами электростатического отталкивания. Степень агрегативной устойчивости в этом случае зависит от того, насколько электростатические силы отталкивания преобладают над силами притяжения частиц
Современная электрическая теория коагуляции основана на учете изменений двойного электрического слоя дисперсной системы
116
Рис 2 10 Зависимость проницаемости фильтрационной корки количества твердых частиц.
о 5 мг/л х 1 о м г/л
» 30 мг/л л 50 м г/л о 100 м г/л п 200 мг/л
Рис 211 Зависимость проницаемости фильтрационной корки от количества твердых частиц
117
Проблеме стабилизации дисперсных систем поверхностно-активными веществами посвящены некоторые работы Ребиндера П. А. [61, 62], который показал, что адсорбционно-сольватные оболочки, окружающие частицы, ослабляют молекулярные силы сцепления, препятствуют коагуляционному сцеплению или непосредственному срастанию элементов структуры.
Однако при добавлении стабилизатора в небольших количествах может понизиться устойчивость системы. Объяснение этого эффекта, по Пескову [58], сводится к тому, что при недостатке стабилизатора часть поверхности коллоидных частиц оказывается непокрытой, и некоторое количество диффузных ионов этих частиц адсорбируется на стабилизаторе.
Описанный механизм взаимодействия твердых частиц в суспензии между собой и этих же частиц с поверхностью пористой среды (керна) одинаков. С одной стороны происходит чисто механическое задержание движущихся взвешенных частиц. Помимо этого на внешней поверхности пористой среды и в ее порах возникают физико-химические связи между частицами и твердой поверхностью скелета породы, что приводит к адсорбции взвешенных частиц на поверхности породы. Величина адсорбции будет определяться теми же силами, что и процесс коагуляции,
Кроме вышеизложенных факторов, на скорость коагуляции влияют механическое перемешивание (особенно в начальной момент) и концентрация дисперсной системы, прежде всего потому, что скорость коагуляции зависит от первоначального числа частиц в суспензии. Кроме того, от концентрации частиц зависит доля электролитов и поверхностно-активных веществ, приходящаяся на единиц}' поверхности дисперсной фазы, что, видимо, оказывает решающее воздействие на свойства суспензии при различных концентрациях частиц в сточной воде. При малых концентрациях частиц (5 — 10 мг/л) присутствие ПАВ в растворе оказывает большее стабилизирующее действие на агрегативную устойчивость системы. Поэтому при фильтрации суспензии с малым содержанием частиц возникает вероятность проникновения их внутрь поровых каналов (по сравнению с фильтрацией более концентрированной суспензии).
Третья серия опытов проводилась с естественными кернами средней проницаемостью Кс =0,363 мкм2. По результатам экспериментов построен график зависимости относительного расхода
118
суспензии от количества твердых частиц, отложившихся на единице фильтрационной поверхности.
Результаты опытов этой серии во многом совпадают с результатами опытов второй серии, однако проницаемость фильтрационной корки в третьем опыте оказалась в 3 — 5 раз ниже, что объясняется более низкой проницаемостью породы по сравнению с кернами второй серии опытов.
Зависимость проницаемости корки от количества отложившихся твердых частиц представлена на рис. 2.И.
Известно, что большинство водорастворимых полимеров являются эффективными флокулянтами. Поэтому использование в качестве дисперсионной среды растворов полимеров может привести к значительному укрупнению дисперсных частиц с образованием крупных агрегатов, что затруднит их проникновение в глубинные участки пласта даже в трещиноватых коллекторах.
Описанный выше механизм кольматации терригенных пористых коллекторов в отсутствии трещин в призабойной зоне свидетельствует о сложности и неоднозначности явлений, происходящих при закачке в них дисперсных систем. Поэтому применение их в качестве агента, выравнивающего профиль приемистости нагнетательных скважин, должно осуществляться с определенной осторожностью. При этом в обязательном порядке необходимы предварительные исследования скважины, планируемой под закачку дисперсии. Необходимо снять профиль приемистости, кривую падения давления и некоторые другие доступные виды исследования пласта и скважины. Эффективность применения дисперсных систем во многом зависит от степени анизотропии пласта. Понятно, что этот метод совершенно не приемлем в изотропных пластах.
Фильтрация дисперсных систем в трещиновато - пористых коллекторах осложнена наличием трещин. В случае вертикальной трещиноватости при закачке дисперсных систем возникает вероятность снижения охвата пласта заводнением.
Исследованию процесса фильтрации суспензий через трещиновато-пористую среду посвящены работы Редькина И.И. [63, 64].
В этих работах представлены результаты исследования процесса
фильтрации суспензий через модель трещиновато-пористой среды.
^ДТоровый блок был изготовлен методом спекания из стеклянного
порошка и являлся проводящей стенкой модели. Раскрытие трещины
- 200 мк, длина 212 мм, ширина 39 мм. Модель позволяла осуществлять
119
переток жидкости из трещины через проницаемый поровый блок и исследовать влияние проницаемой стенки трещины на процесс фильтрации загрязненной сточной воды через трещиновато-пористую среду
Дисперсионной средой служил раствор NaCl плотностью 1,030-1,031 г/см* В качестве дисперсной фазы в опытах применялась суспензия сернистого железа (FeS), являющегося преобладающим компонентом в составе твердых взвешенных веществ, загрязняющих сточные воды месторождений Среднего Поволжья
В результате экспериментов установлены два периода кольматации трещины начальный и основной Начальный период характеризуется тем, что частицы сернистого железа перемещаются вдоль поверхности перового блока, который еще не загрязнен слоем частиц и имеет максимальную проницаемость Под действием гидродинамических сил отдельные частицы увлекаются к поверхности порового блока, прижимаются к ней и закупоривают входы в поровые каналы В вертикальной трещине после фильтрации через модель пласта воды в количестве 1600 объемов трещины вся поверхность порового блока оказывается покрытой тонким слоем частиц В горизонтальной трещине начальный период заканчивался после фильтрации через модель пласта воды в количестве 2100 — 2200 объемов трещины Основной период кольматации характеризуется резким снижением проницаемости пористых блоков
Опыты показали, что проницаемость трещины в начальный период снизилась вдвое после прохождения через модель суспензии в количестве 1300 объемов трещины При этом через модель прошло менее б г сернистого железа К концу опыта через модель была профильтрована вода в количестве 7300 объемов трещины Вместе с ней прошло 70 г сернистого железа, что привело к снижению проницаемости трещины на 90%
Проницаемость пористого блока изменялась более стремительно и снизилась на 99%, после фильтрации через модель суспензии в количестве 2000 объемов трещины (около 10 г сернистого железа), а к концу опыта — на 99,5%
Приведенные выше результаты экспериментальных исследований убедительно показали сложность явлений, происходящих в пористой среде при фильтрации через них дисперсных систем Поэтому применяться они должны с определенной степенью осторожности При выборе объекта воздействия обязательным условием является
120
анизотропия пласта В изотропных пластах применение кольматирую-щих составов вне зависимости от их рецептуры может привести только к отрицательным последствиям, что и было подтверждено промысло выми работами
В настоящее время в ТПП "Когалымнефтегаз" и "Лангепаснефтегаз" применяются приведенные ниже кольмати-рующие составы
Кольматирующие дисперсные системы (КДС)
Технология предусматривает ограничение водопритока путем повышения фильтрационных сопротивлений в высокопроницаемых, промытых зонах пласта путем закачки в них составов на основе полиоксиэтилена (ПЭО) и бентонитовой глины Рекомендуется к применению на поздней стадии разработки месторождений, представленных неоднородными по проницаемости коллекторами
Расход реагентов на 1 скв операцию бентонитовая глина 64 т, ПЭО 0,8 т, объем закачки (средний) ~ 10000 м3 (3 цикла по 3300 м3), средняя продолжительность операции 308 бригадо/часов
Дисперсный состав "Ил-полимер"
Технология выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции путем закачки составов, содержащих полиакриламид и избыточный ил очистных сооружений (дисперсная фаза)
Расход реагентов на 1 скв операцию ил - 7,8 т, потиакрил амид - 0,23 т, объем закачки - 200-500 м3, средняя продолжительность операции - 167 бригадо/часов
Карбокси метил целлюлоза - глиносодержащие составы
(КГС)
Технология, по мнению ее авторов, направлена на перераспределение фильтрационных потоков за счет изоляции водопромытых зон вследствие закачки в них оторочек водной суспензии бентонитовой глины, раствора карбоксиметилцеллюлозы и суспензии бентонитовой глины с поверхностно-активным веществом.
Продвижение оторочек в пласт должно обеспечиваться при
переходе на нагнетание воды Технология предусматривает
'Кратковременную остановку закачки воды, во время которой, по
мнению авторов, происходит образование флокуояционно -
121
коагуляционных структур (частицы глины, полимер, ПАВ), связанных с породой, слагающей пласт.
Расход реагентов: бентонитовая глина - 325 т, карбоксиметилцеллюлоза 39 кг, объем закачки ~ 600 м3, продолжительность операции - 360 бригадо/часов.
Полимер-дисперсная система (ПДС)
Сущность технологии - выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах, регулирование охвата пласта за счет закачки глинистой суспензии бентонитовой глины в растворе полиакриламида.
Расход реагентов на 1 скв. операцию: бентонитовая глина - 64 т, ПАА - 0,8 т, объем закачки - 2000 м3, средняя продолжительность операции - 320 бригадо /часов.
Эмульсионно-суспензионный состав (ЭСС)
Технология воздействия на пласт с целью подключения в разработку трудно извлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью. Механизм воздействия, по мнению ее авторов, предполагает увеличение сопротивления в пласте за счет повышения вязкости эмульсии вследствие поглощения воды.
Кроме того, предполагается гидрофобизация породы, сопровождающаяся снижением фазовой проницаемости по воде при ее закачке вслед за закачкой ЭСС.
Что касается повышения вязкости эмульсии при ее закачке в пласт за счет поглощения (солюбилизации) воды, то это действительно может быть реализовано в пористой среде при закачке обратных эмульсий, вязкость которых растет при увеличении содержания воды, при условии очень низких значений межфазных натяжений (ст<10"2 дм/м). Что касается снижения фазовой проницаемости по воде вследствие гидрофобизации гидрофильной поверхности, то это весьма спорное утверждение авторов технологии.
В главе 1 данной работы убедительно было показано, что при переходе от гидрофильной к гидрофобной смачиваемости фазовая проницаемость для воды существенно возрастает. Гидрофобизация обводненных пропластков в нагнетательной скважине может привести только к негативным последствиям.
Расход реагентов на 1 скв операцию: бентонитовая глина - 0,5 т, СаС13 -1,7т, нефрол - 2 т, нефгенол -1,3 т, объем закачки ~2000 м3, продолжительность операции - 72 бртадо/часа.
122
Волокнисто-дисперсионные составы (ВДС)
Технология направлена на выравнивание неоднородности пласта по проницаемости путем чередующейся закачки оторочек глины и волокнисто-дисперсного состава (суспензия древесной муки). Расход реагентов на одну скважину: глинопорошок - 14 т, древесная мука 3 т, объем закачки 200-500 м3, продолжительность скважин -операции - 72 бршадо/часа.
Представленное выше описание кольматирующих составов показывает, что в них используются различные дисперсные фазы. В основном это бентонитовая глина, за исключением технологий, где используется ил очистных сооружений и ВДС - где используется древесная мука в сочетании с глинопорошком.
Из всех дисперсных фаз наиболее изученным является глинопорошок на основе бентонитовой глины. Бентонитовая глина способна набухать в воде, ее водные суспензии склонны к структурированию. В составах, содержащих полимер, бентонитовая глина может выступать в качестве "сшивателя" и, при определенных соотношениях полимер-глина, в них образуются гели с регулируемой прочностью. Образовавшиеся на поверхности или в скважине структурированные системы практически не способны проникать в поры пласта. Происходит интенсивная кольматация призабойной зоны скважины.
Произвольная замена бентонитовой глины на глинопорошок из так называемых карьерных глин абсолютно не допустима, так как в большинстве случаев эти глины являются крупнодисперсньгми, слабо набухающими и не позволяют получать устойчивых дисперсий, что необходимо для эффективной обработки пласта.
По аналогии с карьерными глинами, практически не набухающими являются ил очистных сооружений и древесная мука Суспензии на их основе неустойчивы, что делает крайне сложной или невозможной доведение их до пласта в виде устойчивой суспензии.
Для целей повышения устойчивости дисперсных составов используются добавки различных полимеров: полиакриламидные загустители, полиоксиэтилен и карбоксиметилцеллюлоза.
Наиболее технологичными являются полиакриламиды, обладающие высокой загущающей способностью, адсорбционно-активные по отношению к дисперсной фазе, растворяющиеся в водах различного •состава с достаточно высокой скоростью.
Полиоксиэтилен и карбоксиметилцеллюлоза требуют использования специальных приемов для приготовления растворов и
123
растворяются в течение длительного времени, что делает технически сложной задачу их использования в промысловых условиях. Кроме того, их загущающая способность намного ниже, что снижает эффект стабилизации суспензии.
Из всего вышесказанного следует, что в практике регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины в исключительных случаях могут использоваться кольматирующие составы на основе бентонитовой глины и полиакриламида. Однако их применение требует тщательного выбора объекта и точно рассчитанного объема. Совершенно не допустимо применение кольматирующих составов в изотропных пластах.
2.2.7. РЕЗУЛЬТАТЫ ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННЫХ ИСПЫТАНИЙ КОЛЬМАТИРУЮЩИХ СОСТАВОВ НА ДРУЖНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Массовые обработки нагнетательных скважин кольматирующими составами были проведены на тринадцати участках по трем наиболее крупным пластам: БС^ , БС2ши БС2П .
К пласту БС'10 приурочены основные запасы нефти и составляют 37,8% от общих запасов месторождения. Проектный коэффициент нефтеотдачи - 57%. На 1.01.2000 г. нефтеотдача составила 17,9% при средней обводненности скважин 86,6%. Строение пласта характеризуется невысокой степенью расчлененности пропластков. Средняя проницаемость — 0,138 мкм2, максимальная -0,360 мкм2.Средняя величина песчанистости составляет 0,66, а коэффициент расчлененности - 2,5. По величинам приведенных данных о строении пласта можно сделать предположение: коэффициент анизотропии пласта невысокий. Можно считать пласт изотропным. Точное определение степени анизотропии пласта не представляется возможным из-за отсутствия геолого-промысловых данных.
Пласт БС2]0по своему геологическому строению близок к пласту БС' - Средняя проницаемость коллектора составляет 0.127 мкм2, а максимальная - 0,38 мкм2. К этому пласту приурочено 20,1 % запасов нефти месторождения. По состоянию на 1.01.2000 г. нефтеотдача достигла 21,2% при обводненности продукции скважин - 89,7%. О степени анизотропии пласта сказать что-либо определенное невозможно. Видимо, этот параметр близок к анизотропии пласта БС'Ш.
124
К пласту БС2П приурочено 17,9% запасов нефти месторождения.
Текущая нефтеотдача составляет 9,7% при средней обводненности продукции скважин - 76%.
На рис.2.12 -2.23 представлена динамика показателей разработки всех тринадцати участков, на которых проводились работы по закачке кольматирующих составов в нагнетательные скважины. Оценка эффективности и расчет дополнительной добычи нефти осуществлялись с использованием нашей адаптационной модели.
Массовые обработки скважин проводились в период с 1993 -95 гг., поэтому можно проследить динамику эффективности и определить продолжительность эффекта (если он был получен).
На участке №20 первые обработки были проведены в 93 г. по пласту БС110. В результате обводненность окружающих добывающих скважин возросла за 5 месяцев с 67,0% до 78, 8%, в то время как до обработки обводненность в течение года колебалась от 64% до 67%. (рис.2.12).
Сопоставление расчетных и фактических показателей разработки показал, что рост обводненности привел к потере добычи нефти. К середине 95 г. эта потеря составила 85 тыс.т нефти.
В апреле - августе 95 г дополнительно было обработано еще 4 скважины, в результате обводненность продукции окружающих добывающих скважин стабилизировалась в течение года на уровне 71 - 74%, что привело к некоторому положительному результату. Негативные последствия первых обработок были ликвидированы только к июлю 96 г. (через год после повторных обработок). С этого периода наблюдается рост дополнительной добьтчи нефти.
В августе 95 г. была осуществлена закачка ВДС на участке №22 (рис.2.14) в три нагнетательные скважины в пласт БС2|0. За год дополнительно было добыто около 2,5 тыс. т нефти. С февраля 1999 г. накопленная дополнительная добыча нефти стала снижаться и в июне 2000 г. она оказалась равной 5 тыс. т.
Аналогичная динамика дополнительной добычи нефти наблюдалась и по другим участкам - „4° 26, 32 и 33: в первые месяцы накопленная дополнительная добыча нефти растет, а затем начинает снижаться. Особенно показательными являются участки 32 и 33: среднемесячная дополнительная добыча неётги первые два года росла, д затем резко стала снижаться. К середине 2000 г. на участке № 32 фактически добыто на 90 тыс. т нефти меньше прогнозируемой, а на
125
участке 33 фактическая добыча нефти оказалась меньше прогнозируемой на 15 тыс. т.
На участках №№ 26, 28, 30, 31 и 34 реакция окружающих добывающих скважин на закачку ВДС в нагнетательные скважины была отрицательной в течении 1 - 2,5 лет обводненность или не изменилась или несколько возросла по сравнению с периодом, предшествующим обработкам. Отдаленный эффект требует более тщательного анализа данных по разработке этих участков с целью выявления истинной причины более благоприятного состояния разработки по сравнению с прогнозируемыми показателями
Закачка ВДС на участках №23, 24 и 25 совпала с ростом обводненности реагирующих добывающих скважин, что привело к ухудшению состоянию разработки и к потери добычи нефти (рис 2 15,2 16и2 17)
Таким образом, из тринадцати участков, находящихся под воздействием кольматирующих составов, только на трех участках получен достоверный эффект На остальных эффективность применения ВДС или явно отрицательна или вызывает сомнения ввиду значительной отдаленности положительной реакции добывающих скважин (снижения обводненности)
Анализ результатов применения кольматирующих составов на месторождении Дружном подтверждает вывод о значительной степени риска в случае применения этого метода без тщательного выбора объекта воздействия.
126
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БС110, участок 20
янв S3 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 нна 9В янв 99 янв 00 янв 01
-Накопленная фактическая добыча нефти --------Накопленная базовая добыча нефти
-Обводненность фактическая ———Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС1^, участок 20
270 1
-15
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв 93 янв 99 янв 00 янв 01
-Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс т -Дополнительная добыча нефти за период тыс т
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 2 12 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 20
127
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БСа10, участок 21
1700 п
31600-
S1000-,
900
т 100
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 яив 98 яне 99 янв 00 янв 01
•Накопленная фактическая добыча чефтл--------Накопленная базовая добыча нефти
• Обводненность фактическая —"^Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС210, участок 21
-20 --
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв 98 янв 99 янв 00 янв D1
-Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс т -Дополнительная добыча нефти за период, тыс т
О " воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.13 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 21 128
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, 3, месторождение Дружное, пласт БСг!0, участок 22
1900 т------
1200
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 яне 9В янв 99 янв 00 янв 01
— Накопленная фактическая добыча нефти
— Обводненность фактическая
- Накопленная базовая добыча нефти
- Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС210, участок 22
- -3
----.1 _д
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв 98 янв 99 янв 00 янв 01
•Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс т •Дополнительная добыча нефти за период, тыс т
О - воздействие на пласт ПНП
*
Рис. 2.14 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 22
129
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БСгп, участок 23
150
янв 94. янв 95 янв 96 я не 97 янв
О янв 99 янв 00 чнв 01
-Накопленная фактическая добыча нефти • Обводненность фактическая
- Накопленная базовая добыча нефти -Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС2,,, участок 23
20 т-
15 •
- -045
--1 -О.Б янв 94 янв 96 янв 96 янв 97 янв 98 янв 99 дне 00 янв 01
- Накопленная дополнительная добыча нефт и, тыс т. -Дополнительная добыча нефти за период, тыс т
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.15 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 23 130
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БС' участок 24
1100 1-------------•-
т 100
янв 93 яне94 яне95 ян в 96 янв 97 ян
янв 99 янв 00 янв 01
•Накопленная фактическая добыча нефти •Обводненность фактическая
-Накопленная Базовая добыча нефти -Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС1^, участок 24
-40 ->— янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв !
янв 99 янв 00 янв 01
- Накопленная дополнительная добыча нефт и, т ыс т -Дополнительная добыча нефти за период.тыс т
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.16 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 24
131
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БС', участок 25
1200
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 яне 97 те 98 янв 99 яив 00 янв 01
•Накопленная фактическая добыча нефти-------Накопленная базовая добыча нефти
Обводненность фактическая ——— Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС'Ш, участок 25
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв 98 янв 39 янв 00 янв 01
-Накопленная дополнительная добыча нефти.тыпт -Дополнительнаядобыча нефти за период, тыст
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.17 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 25 132
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции,
месторождение Дружное, пласт БС',0, участок 26
33 т---
-г 100
якзЗЗ янв 94 янв95 янв 96 яке 97 янв 98 янв 99 янвОО янв 01
-------- Накопленная фактическая добыча не — 1 — Обводненность фактическая i. LJ-, С С J,
------- Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 26
-2 •
-Накопленная дополнительная добыча нефти, т ыс.т - Дополнительная добыча нефти за период, тыс г
-0.8
янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв 98 янв 99 янв 00 янв 01
О • воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.18 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 26
133
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 28
яне 93 янв 94 яив 96 янв 96 янв 97 яне 98 те 99 яне 00 янв 01
•Накопленная фактическая добыча чефтн — Накопленная базовая добыча нефти Обводненность фактическая -------Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период) месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 28
-2.54
-ю J-
янеЭЗ янв 94 янв 95 ячв 96 янв 97 янв 93 янв 99 янв 00 янв 01
- Накопленная Дополнительная добыча нефти, тыс-
- Дополнительная добыча нефти за период, т ыс.т
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.19 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 28 134
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 30
о
нв92 янвЭЗ янвЭД янв 95 янв 96 янв 97 янв 98 янв99 янв 00 янв 01
•Накопленная фактическая добыча нефти • Обводненность фактическая
• Накопленная базовая добыча нефти -Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 30
янв 92 янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 я не 97 янв 98 янв 99 янв 00 янв 01
•Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс т -Дополнительная добыча нефти за период, тыс т
О • воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.20 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 30
135
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции, месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 31
1200т -
а нею-•
1000-•
—т 100
янв 93 янв 94 янв 95 ян в 96 дне 97 янв 98 янв 99 ян в 00 янв 01
•Накопленная фактическзя дэбычз нефти Обводненность фактическая
•Накопленная базовая добыча нефти -Обводненность базовая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС1^, участок 31
50 п
93 яна94 янв 95 янв 96 ян
99 янв 00 янв 01
-Накопленная дополнительная добыча нефти, тыс т -Дополнительная добыча нефти за период, тыс т
О - воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.21 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 31 136
Динамика накопленной добычи нефти и обводненности продукции,
месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 32
2200т-
о 2000 --
1800 •-
.Й 1600-
1400
12DO--
1000
янв 92 янвЭЗ нне94 ян в 95 янв 96 янв 97 янв 9В янвЭЭ ян в 00 янв01
•Накопленная фактическая добыча нефти • Обводненность фактическая
- Накопленная базов ая добыча нефт и
- Обв одненност ь бззов ая
Динамика дополнительной добычи нефти (накопленной за период), месторождение Дружное, пласт БС'10, участок 32
90 т
-------L _7
! 92 янв 93 янв 94 янв 95 янв 96 янв 97 янв 98 янв 99 янв 00 янв 01
-Накопленная дополнительная добыча нефти.тыс т. •Дополнительная добыча нефти за период, тыс т
О • воздействие на пласт ПНП
Рис. 2.22 Динамика добычи нефти, месторождение Дружное, участок 32
137
Список литературы
J Абрамов В Н , Кукин В В , Лозовой С Д , Меркулов В П , ПачиЙ П А , Сочяков Ю В , Швецов И А Опытно-промышленное заводнение Орлянского месторождения с применением ПАА 3-й симпозиум по применению неньютоновских систем е нефтедобыче (Тезисы докладов) М , 1972-С 21 23
2 Андреев И Б , Гавура В Е . Горбатова А Н , Кукин В В , Лисин А В , Меркулов
В П , Палий П А , Швецов И А Предварительные результаты опытно-промышленной закачки раствора полиакритамида на Орлянском месторождении Куйбышевской области / / Нефтяное хозяйство - № 4 -1971 - С 45 49
3 Арзуманов Г В , Горбатова А Н , Григоращенко Г И , Жуков Д М , Меркулов
В П , Швецов И А Результаты опытно-промыш ченной очаговой закачки воды и пены в тает Б Сызранского нефтяного месторождения // Нефтяное хозяйство - jNb т - 1972 - С 50-53
4 Асланов Р Т , Боксерман А А , Желтое Ю П , Оганджанянц В Г Фильтрация
несмегдивающихся жидкостей в слоистых пористых средах //Нефтяное хозяйство - 1965 - Л° 5
5 Бабалян Г А , Кравченко И И , Мархасин И Л , Рудаков Г В Физико-химические основы применения ПАВ при разработке нефтяных пластов -М ,1962
6 Бабалян Г А , Мархасин И Л , Рудаков Г В Влияние асфальтово смолистых компонентов нефти на ее фильтрацию / /Тр УфНИИ Вып 7 М Гостоптехиздат, 1961
7 Бабатян Г А , Мовсесян С Г , Мархасин И Л О вытеснении нефти из двухслойного грунта //Нефтяное хозяйство -1954 -,V° 4 С 36
8 Бабалян ГА , Рзабеков 3 Ф О капитлярной пропитке воды в нефтенасыщенный грунт//Тр АзНИИ вып УП//Вопросы технологии добычи нефти Азнефтеиздат, 1958
9 БабатянГЛ Вопросы механизма нефтеотдачи Баку, 19j5
10 Бан А , Богомолова А Ф , Максимов В А , Николаевский В Ь , Оганджанянц В Г , Рыжик В М Влияние свойств горных пород на движение в них жидкости М Гостоптехиздат, 1962
11 Баранов Ю В и др Применение технологии на основе древесной муки для повышения нефтеотдачи и изоляции притока воды //Нефтяное хозяйство -1998 - №2
12 Баранов и др Технология применения волокнисто-дисперсной системы — новое перспективное средство повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с трудно извлекаемыми запасами нефти //Нефтепромысловое дело-1995-№ 2-3
13 Вахитов Г Г Фаткуллин А X , Сайфуллин 3 Г Некоторые результаты экспериментов на модели по заводнению слоисто-неоднородного пласта / /Тр>;»гТатНИИ Вып XII Л Недра-1968-С 241-252
14 Гиматудинов Ш К Нефтеотдача колтекторов -М Недра, 1970
15 Гиматудинов Ш К О роли капил 1Ярных сил при вытеснении нефти водой из пористых сред Известия высших учебных заведений / /Нефть и газ -1961
138
16 Горбатова Л Н , Соляков Ю В , Швецов И А Влияние пены на про щщаемость пористой среды для воды //Труды КНИИНП - Вып 35 -Куйбышевское кн изд во, 1966 - С 90-97
17 Григоращенко Г И , Швецов И А Кукин В В , Соляков Ю В , Меркулов Б П Увеличение нефтеотдачи с помощью водорастворимых полимеров / / Нефтяное хозяйство -1975 № 2 -С 30-33
18 Дунайский А В Гидрофильность коллоидов и связанная вода — Известия АН СССР Химическая серия -1937 - № 5
19 Думанский А В Учение о коллоидах - М Госхимиздат, 1948
20 Желтов Ю В , Кисиленко Б Е , Аванесов И Г , Якубович И А , Вилянский М П О возможности повышения нефтеотдачи пластов путем закачки загущенной воды //Нефтепромысловое дело -1966 - Noll
21 Жушвицкий А А , Забежинский Я Л , Тихонов А Н //Физическая химия -1945 XIX-Коб
22 Забродин П И , Кундин С А , Курбанов А К Исследование вытеснения нефти оторочкой загущенной воды //Теория и практика добычи нефти -Ежегодник М ВНИИ, 1966
23 Забродин П И , Ваковский Н Л Экспериментальное изучение фильтрации взаиморастворимых жидкостей с применением радиационного метода измерений М Гостоптехиздат, I960
24 Забродин П И , Раковский Н Л , Розенберг М Д Движение взаиморастворимых жидкостей разной вязкости в линейной модели однородного пласта //Тр ВНИИ -1963 Вып 40
25 Каргин В А , Бакеев Н Ф Форма молекул и структурообразование в растворах полиакрилатов //Коллоидный журнал -1957 JsP> 2 -Т XIX
26 Каргин В А , Слонимский Г Л Краткие очерки по фшикохимии полимеров -М Химия, 1967
27 Крейг Ф Ф Разработка нефтяных месторождений при заводнении -М Недра, 1974
28 Кузькин С Ф, Небера В П Синтетические флокуляиты в процессах обезвоживания - М , 1963
29 Кукин В В , Горбатова А Н , Меркулов В П , Швецов И А , Палий П А , Новоселов Б А //ННТ - Серия текущей информации -1967 -Вып 19
30 Кукин В В , Горбатова А Н , Меркулов В П , Швецов И А , Палий П А , Новоселов Б А //ННТ - Серия текущей информации 1967 -Вып 18
31 Кукин В В , Горбатова А Н , Швецов И А , Меркулов В П , Перышкина Т Н Фильтрационные характеристики растворов потиакриламида (ПАА) / /Труды КНИИНП -Вып 38 Куйбышев, 1968 С 21-33
32 Кукин В В , Меркулов В П , Палий ПА и др Регулирование разработки нефтяных месторождений с помощью водорастворимых полимеров / / Пути дальнейшего совершенствования систем разработки нефтяных месторождений с заводнением -Альметьевск, 1976
33 Кукин В Б , MepKj лов В П , Палий П А , Швецов И Л , Гавура В Е , Лозоаой С Д , Зайцев Ю В Опытно-промышленное заводнение Орлянского месторождения с применением полиакриламида //Нефтяное хозяйство -1973 -Mb 8- С 35-38
34 Кукин В В , Меркулов В П , Швецов И А //Тр КНИИНП - 1966 -Вып 33
139
35 Кукин Б В , Перышкина Т Н , Швецов И А Физико-химические свойства загустителя воды полиакри^амида/ /Труды КНИИНП -1968 Вып 38 С 34-41
36 Кукин В В , Швецов И А , Горбатова А Н , Меркулов В П О выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин//Нефтепромысловое дело Текущая информация 1967 -Вып 18
37 Кусаков М М , Гиматудинов Ш К //Тр МНИ Вып 22 - М Гос-топтехиздат, 1968
38 Кусаков М М , Кошелева И М Применение поверхностно-активных веществ в нефтяной промышленности//Тр Первого совещания, -М , 1961
39 Лютин Л В Исследование поведения пен в пористой среде и опреде тение путей их использования для увеличения нефтеотдачи Вопросы интенсификации разработки и увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений СССР М ЦНИИТЭнефтегаз, 1964
40 Максимович Г К Вытеснение нефти из пласта пеной//Нефтяное хозяйство - 1963 ЛГ9 1
41 Малышева Л Н Исследования фильтрации водных растворов и водопроницаемости терригенных пород (на примере Арланского месторож дения) Дисс канд геолог минер н Уфа, 1966
42 Малышева Л Н , Рабинович А Б , Кравченко И И , Дмитриева Н Н Адсорбция полиакриламида (ПАА) из растворов на твердой поверхности //Нефтепромысловое дело-Научно технич сб ВНИИОЭНГ - 1969-№ 6
43 Мартынцев О Ф , Рыжик В М Нес чедовання процессов вытеснения нефти водой из неоднородных пластов//Изв АН СССР Механика -1965 N° 5
44 Мархасин И Л , Бабалян Г А , Целиковский О И О влиянии добавок поверхностно-активных веществ на коэффициент охвата водой пористой среды Применение ПАВ в нефтяной промышленности Труды Второго совещания Москва, 1963
45 Методы исследования некоторых физико-химических свойств поверхностно-активных веществ и по in акрил амидов (Временное методическое р> ководство) - Уфа ОНТИ, 1971
46 Орнатский Н В , Сергеев Е М , Шехтман Ю М Исс чедование процесса кольматации песков М Изд во МГУ, 1955
47 Оганджанянц В Г , Потищук А М Об отставании фронта полимера от несущей жидкости при фильтрации раствора полимера через пористую среду//Изв АН СССР, МЖГ 1976 - .V 4 - С 149 153 " |
48 Палий П А , Швецов И А Исследование фильтрации ма сконцентрированных суспензий через пористые среды//Тр Гипровостокнефть -1975 - Вып 22 - С 65 75
49 Пат США № 2731414 Кл 252-8 55 Заявлено 5 02 1952 Авторы Binder G G , West Jr R С , Anderson К Н
50 Пат СПИ № 2771138 Кл 1669 Заявлено 13 6 1955 Опублн-ковано 20 9 1956 Автор Beeson D М
51 Пат США №2827964 Кл 166-9 Заявлено 11 06 1956 Опубликовано 25 марта 1958 г Авторы Sandiford В В ,Keller H Фирма Union Oil Company of California
140
52 Пат США JV> 2842492 Кл 252-855 Заявлено 2 03 1955 Опубликовано 8 б 1958 Авторы Engelhardt W V , Tronunsdorff Turin W
53 Пат США > 3020207 Кл 195-31 Заявчено 27051960 Автор - Patton JT
54 Пат ФРГХ° 1082208 Кл 5а, 41 Заявчено 31 121958 Опубликовано 25 05 I960 Авторы Kiesewetter A .Kurze W Wagner С
55 Пат США № 2341500 Кл 166-21 Заявчено 10 01 1942 Автор-Detlmg Kenneth D
56 Пат США №2533546 Кл НКИ 166 21 Заявчено 08 03 1948 Автор -Albaugh Fredenk
57 Песков Н П , Александров А П , Рейс Е М Курс ксплоидной химии -М Госхимиздат, 1948
58 Применение полимеров в добыче нефти -М Недра 1978
59 Применение полимеров в нефтедобывающей промыппенности (обзор зар>бежной литературы) Серия добыча Автор обзора Мартос В Н М ВНИИОЭНГ, 1974
60 Ребиндер П А Исследования по физикохимии технических суспензий -М ,1933
61 Ребиндер П А , Поспелова К А Конспект общего курса коллоидной химии -М Изд во МГУ, 1950
62 Редькин И И Исследование процесса фильтрации загрязненной воды через модель трещины с проницаемой стенкой //Тр Гипровостокнефть /-1974/-Вып 22-Стр 53-65
63 Редькин И И Лабораторные и промысловые исследования процесса кольматации проводящих каналов порово-трещинных нефтяных коллекторов //Тр Гипровостокнефть - Куйбышев, 1984 - Стр 70-77
64 Рчабеков 3 Ф , Аванесов Б Т , Бондарев К В Исследования по разработке нефтяных и газовых месторождений в Азербайджане/ / Тр АзНИИ ДН -1964 - Вып XII
65 Савицкая М Н , Холодова Ю Д Полиакриламид -Киев Техника, 1969
66 Сафаров И А Механизм вытеснения нефти в двухслойных пластах //ПМТО 1961 -М. 5
67 Скечл Г У , Щурц Д Ф Использование полимеров в процессе добычи нефти / / Инженер-нефтяник -1966 - .ЫЬ 2
68 Слоат Бен Выбор месторождений для заводнения с применением полимеров //Инженер нефтяник - 1971 №5
69 Сэндифорд и др Пат США № 2827964 Класс 166-9 Фирма Юнион Ойл Компани оф Калифорния Вторичный способ добычи нефти -25 03 1958
70 Тагер А А Физико-химия полимеров -М Госхимиздат, 1963
71 Требин Г Ф Фильтрация жидкостей и газов в пористых средах - М Гостоптехиздат, 1959
72 Уркаев К Г , Швецов И А , Соляков И В Влияние проницаемости пористой среды на фп чьтрационные свойства растворов полимеров / / Нефтепромысловое дело - 1976 - № 7 С 17-19
73 Швецов И А Исследование процессов вытеснения нефти из неоднородных пластов Дисс канд геолог-минер н М Фонды ВНИИнефть, 1966
141
74 Швецов И А , Кукин В В Моделирование динамики сорбции при фильтрации в пористой среде //Труды КНИИНП -Куйбышев - 1966 -Вып 33 С 69-73
75 Швецов И А, Горбатова А Н //Тр КНИИНП - 1966 -Вып 33
76 Швецов И Л//Тр КНИИНП - 1966 - Вып 33
77 Швецов И А Влияние реологических свойств растворов полимеров на эффективность полимерного заводнения //Тр Гипровостокнефть -Куйбышев Кн изд во, 1978 - Вып 29
78 Швецов И А Исследование нефтеотдачи на неоднородных моделях пласта при закачке пены //НТО "По добыче нефти" ВНИИнефть - Недра 1968 -Вып 33 - С 110 115
79 Швецов И А Исследование нефтеотдачи на неоднородных моделях пластов при закачке пены //Тр КНИИНП - Вып 35 - Куйбышев гш изд-во, 1966- С 6777
80 Швецов И А Исследование реологических свойств растворов полимеров при их фильтрации в пористой среде //Реология (полимеры и нефть) Новосибирск, 1977 С 163192
81 Швецов И А Моделирование процессов вытеснения нефти водой из неоднородной пористой среды //Тр КНИИНП Вып 38 - Куйбышев, 1968 - С 55-71
82 Швецов И А Пути совершенствования полимерного заводнения // Нефтяная промышленность - Вып 21(41), М ВНИИОЭНГ, 1989
83 Швецов И А , Горбатова А Н Лабораторные исследования нефтеотдачи при закачке пены в счоисто неоднородные пласты //Тр КНИИНП -Куйбышев, 1966 - Вып 33 С 37-49
84 Швецов И А , Горбатова А Н , Меркулов В П Повышение нефтеотдачи при закачке в слоисто-неоднородные пласты раствора ПАВ с растворенным в нем газом //Тр КНИИНП Куйбышев, 1966 - Вып, 35 С 78-82
85 Швецов И А Исследование нефтеотдачи при фильтрации взаиморастворимых жидкостей в слоисто-неоднородны1 моделях пласта //Тр КНИИНП-Куйбышев, 1964 Вып 33
86 Швецов И А , Горбатова А Н , Соляков Ю В Исследование фильтрационной характеристики пены при ее фильтрации в пористой среде //НТО "По добыче нефти", ВНИИнефть - М Недра, 1968 Вып 32 - С 83-87
87 Швецов И А , Горбатова А Н , Тимофеева Б В Исследование пены как агента, улучшающего эффективность заводнения //Тр КНИИНП -Куйбышев, 1968-Вып 38 С 42-54
88 Швецов И А , Кукин В В , Горбатова А Н , Мерку <юв В П , Дудин Ю Д Исследование методов, повышающих эффективность заводнения нефтяных пластов//Тр КНИИНП - Куйбышев, 1968-Вып 40 С 216-241
89 Швецов И А , Соляков Ю В , Кукин В В Некоторые особенности фильтрации растворов полимеров 3-й симпозиум по применению ненькьоновских систем в нефтедобыче (Тезисы докладов) - М , 1972 С 37
90 Швецов И Л , Уркаев К Г , Соляков Ю В , Кукин В В Влияние реологических характеристик на фильтрационные свойства растворов полимеров в пористой среде //Тр Гипровостокнефть Куйбышев Кн изд во, 1975 -Выл 26 - С 184 190
142
91 Шехтман Ю М Фильтрация малоконцентрированных суспензий -М Изд-воАНСССР, 1961
92 Шестаков В М //Физическая химия -1961 -М° 10 - т XXXV
93 Эфрос Д А , Оноприенко В П Моделирование линейного вытеснения нефти водой//Тр ВНИИ-1958 Вып 12
94 Abdo М R US Patent №841343, 1968
95 Agneue H Jerry Here's how 55 polymer oil-recovery projects shape up // Oil and Gas J May 1 1972 - V 70 - N 18 - P 109-112
96 Anderson S R , Schurz G P Increasing Fiood Performance by Decreasing Water Mobility the Polymer Method //Petroleum Equipment & Services -May/June 1966 P 25-28
97 Armstrong Ted A Polymer Floods Attacking Recovery Gap //Oil and Gas J - 1967 -65-N4 -P 46-47
98 Barnes A L The Use of a Viscous Slug to Improve Waterflood Efficiency m a Reservoir Partially Invaded by Bottom//Water J of Petrol Techno! October, 1962
99 Bernard G G , Holm L W Soc Petrol Eng J 1964, N4
100 Bernard G G , Holm L W , lacobs W L Soc of Petrol Eng J p 4, 1965.
101 Bernard GG Holm LW Effect of Foam on Permeability of Porous Medea to Gas //Soc Petrol Eng J - 1964 - N 4
102 Bernard George G , Holm L W , Jacobs W L Effect of Foam on Trapped Gas Saturation and on Permeability of Porous Media to Water //Society of Petrol Engm J - December, 1965 - V 5 N4
103 BmkleyO W., DumbaundV K, Col 1ms R E Factors affecting the rate of deposition of cement in unfractured perforations during squeeze-cementing operations //Trans A G M E -1958 - V 213 -№ 5
104 Bruce С and Sh \varz W Rheological Properties of Ionic and Nomonic Polyacnlamide Solutions//J of Polymer Scmee, Part A R, 1969 V 7
105 Burcik E and Ferrer Jose The Mechanism of Pseudodilatant Flow // Producers Monthly - 1968 - V 52 - N 5
106 Burcik E Microgel m PolyacnSamide Solutions and its Role in Mobility Control //Producers Monthly -1968 - N 9
107 Burcik E S A note on the flow behavior of Polyacnlamide solutions m porous media //Producers Monthly - 1965 V 29 - N 6 - P 14 16
108 Burcik Emil J The Mechanism of Microgel Formation m Pattially Hydrolyzed Polyacrilamide // J Petrol Technol -1969 -V 21 - N 4
109 Chuoke R L , van Meurs P , van der Poel С The Instability of Slow Immiscible Viscous Liquid Displacement m Permeable Media Trans // AIME-1959- V 216
110 Clegg M W Secondary Recovery Method Today and Tomorrow //World Petrol-1967-V 38 N4-P 82,84,86
111 Conley F R , Dubrow M H , Coffer H H Evaluation and Development Oil and Gas Reservoirs // Inst Pet Rev 1965 - V 17 - N 200
112 Dauben В L , Menzi D E Flow of Polymer Solutions through porous media //J Petrol Tech - August - 1967
113 Dawson R , R Lantz R Inaccessible Pore Volume in Polymer Flooding //Soc Pet Eng J - Oct - 1972
143
114 DeGrootM Пат США №1823439, 1929
115 DeGrootM Пат США №1823440, 1930
116 Denton R Wieland Polymer Squeeze Cuts Water//Oil Ratios "Petr Eng" 1973- I-V45 N 1 - P 52
117 Desremaux L etc Comportment des solutions de polymers en milieu poreux //Revue de i'mstitut francais du petrole, 1971 - N 6
118 Dever С D Chemical Control of Mobility - a Ne\v Dimension in Water flooding //Producers Monthly - 1964 - V 28 -N 10 P 15
119 Douglas J ,Peaceman D W , Rechford H H A method for Calculating Multi Dimensional Immiscible Displacement // Trans AIME -1959 V 216
120 Payers FJ Some theoretical results concerning the displacement of a viscous oil | by a hot fluid m a porous medium //J Fluid Mech - 1962 -V15-P 1
121 Foster WR.//J Pet Techn-1973 V 25 - P 205
122 Frank О Jones Influenceof chemical composition of water on clay blocking of permeability //Petrol Techn, April, 1964
123 Fried NN The foam-drive processor increasing The recovery of oil // Bureau of mines Reports of investigations -1961 - N 5966
124 Fried NN The foam-drive processor increasing The recovery of oil // Bureau of mines Reports of investigations -1961 - N 5966
125 Geertsma S , Croes G Theory of Dimensionally Scaled Models of Petroleum Reservoirs //Trans AIME -1957 V 207
126 Gogarty W В Rheological Properties of Pseudoplastic Fluids in Porous Media / /J of Petroleum Technology December, 1964
127 Gogarty W В Mobility Control uith Polymer Solutions //Soc Petrol Engrs J 1967 - V7 N2
128 Gogarty W В Rheological Properties of Pseudoplastic Fluids m Porous Media//Soc Petrol Eng J-1967-N2
129 Gogarty W В , Olsom R W Пат США №3254714, 1962
130 Goucher D H , Lmdley D С Waterflood Performance in a Stratified, Five-Spot Reservoir a Scaled-Model Study / /Petroleum Technology - I960 IX V 12-N9
131 Haas H С , Donald R L Imidization Reaction m Polyvmylamades // J Pol Sci A-1, 9, 3585-5595, (1971)
132 Hans Burkert Die Bestimmung von Spuren Poliakniamid ш Wasser // Das Gab und Wasserfach - III Heft 1970 - S 282
133 Harvey A H , D E Mennc Polvmer Solutions Flow m Porous Media // SocPetEngJ June,1970 V10"-N2
134 Hirasaki GJ ,Pope G A Analysis of Factors Influencing Mobdity and Adsorption in the Flow of Polymers Solution through Porous Media / / Soc Petrol Eng J-1974 V 14-N4-P 557-546
135 HolbrookOC Пат США №3006411, 1958
136 Holm L W Modified Waterflood Can Improve Ultimate Recovery // World Oil -1969 - V.169-N5-P 126, 129, 152
137 Holm L W , Bernard G G Пат США №3082822, 1959
144
138 Hossein H Noun and P J Root A Study of Polymer Solution Rheology, Flow Behavior and Oil Displacement Processes //Preprint "SPE" - 1971 -3525
139 Hutchmscm С A Reservoir Inhomogennetty Assessment and Controi // Petrol Engineer J -1959 - V 51 - N10
140 Jemnmg RR etc Factor Influencing Mobility Control by Polymer Solutions //J Petrol Techno!-March, 1971
141 Je\vett RL,GF Schurz Polymer Flooding a Current Appraisal // Petroleum Techn - June, 1970 - V 22 P 675-689
142 Jones S С Пат США №3497006, 1967
143 Jones S С Пат США №3506070, 1976
144 Jones Parra J , Coihoun J С Calculation of Linear Water flood by the Stabilized Zone Method //Trans AIME 1955 - V 192
145 Jordan I К , Mac Cardell W M , Hocott С R Effect of Rate on Oil Recovery by Water Flooding //Oil and Gas J - 1957 - V 55 - N 194
146 Kelley D L, Caudle В H S //Petrol Technol 1966 - N 11
147 Kelley D L , Candle В Н The Effect of Connate Water on the Efficiency of High Viscosity Water-floods //J Petrol Technol-1966,-V 18 N11
148 Khopp Bottom Water and Edge-Water Effects on Lo\v Gravity Oil Production // J Petrol Technol - 1960 - V 12 N 2
149 Lee К S and Clandge E L Areal Sweep Efficiency of Pseudoplastic Fluids m a Five Spot Hele-Show Model //Soc Petrol Engrs J - 1968 - V 8 - N 1
150 Maerker J M Dependence of Polymer Retention on Flow Rate // J Pet Techn 1973-N 11
151 Marshall R J and А В Metzner Flow of Viscoelastic Fluids Throng Porous Media / /Fundamentals - August 1967 - V 6 - N 3
152 Mattax С С , Kyte J R Imbibition Oil Recovery from Fractured Water Drive Reservoir //Society of Petroleum Engineers J -1962 - V 2 N 6
153 Melrose J С , Brandner С F / / J Can Pet Tech-1974-V 13 - N 54
154 Merrill A Lones Waterflood Mobility Control A Case History//J of Petroleum Technology - September 1966 - P 1151-1156
155 Moore Т F sc Slolod R L //Producers Monthly - 1965 V 20 - N 10 -P 20
156 Moore Т F , Slobod R L The Effect of Viscosity and Capillarity on Displacement of Oil by Wate //Producers Monthly V 20 - N 10
157 Moore Т F , Slobod R L The Effect of Viscosity and Capillarity on the Displacement of Oil by Water / /Producers Monthly - 1965 - VIII - V 20 -N10-P 20
158 Muchaels A S , Morelo S О Polyelectrohte Absorption by Kaolmite // Eng Chem - September, 1955
159 Mungan N Improved Water Flooding through Mobility Control // Canad J of Chem Eng February, 1971 V 49
J60 MunganN Know Jour Facts of Polymer Floods //J Canad Petrol 1967-
V 8-N6 161 Mungan N Shear Viscosities of Ionic Polyacrylamide Solutions //
Soc Pet Eng J - December 1972
145
162 Mungan N , Smith F W , Thompson S L Some Aspects of Polymer Floods //J of Petroleum Technology September 1966
163 Mungan N Rheology and Adsorption of Aqueous Polymer Solutions // J Canad Petrol Technol 1969- V 8-N2
164 Mungan Necmettm Interfacial Effects m Immiscible Liquid Liquid Displacement ш Porous Media //Soc Petrol Engrs J 1966 - N 3
165 Mungan Necmettm Role of Wettabihty and Interfacial Tension m Water Flooding //Soc Petrol Engrs - 1964 - v" 4 - N 2 - P 115 125
166 Mungan Necmottin Certain Wettabihty Effects m Laboratory Waterfloods //J Petrol Technol 1966-V 18-N2-P 247-252
167 Neu Polymer Flood Reoners an Additional 61 bbl /acre-ft //Oil and GasJ -October 12, 1970
168 Patton JT etc Prediction of Polymer Flood Performance //Soc of Petr Eng J - 1971 III -V II N 1
169 Polymer Flood Show Promise as Recovery Tool //Oil and Gas - July 4 1964 V 64-N27-P 56
170 Polymer Raise Waterflood Efficiency //Oil and Gas J - May 4 1964
171 Pye D S Improved Secondary Recovery by Control of Water Mobility //J of Petroleum Technology - August, 1964
172 Rapoport L A , Leas W J Properties of Linear Waterfloods //Trans AIME -1953 -V 198
173 Richardson J E , Perkins P M A Laboratory investigation of the Effect of Rate on Recovery of Oil by Water Flooding //Petrol Technol 1957 - V 9-N4
174 Saffman P G , Taylor G The Penetration of a Fluid into a Porous Media or Hole-Show Cell Containing a More Viscous Fluid //Proc Roy Soc -1958 -N1242-A 245-P 512-519
175 Sandiford В В e t с Discussion //Soc Pet Eng J - 1967 N 2
176 Sandiford В В Laboratory and Field Studies of Water Flf ids Using Polymer Solutions to Increase //Oil Recoveries J of Petrol Techncl - August, 1964 -N16
177 Sandiford В В Laboratory and Field Studies of Water Floods Using Polymer Solutions to Increase //Oil Recoveries J of Petrol Techno! August, 1964 -N16
178 Sfoot Ben Polymer Treatment Boosts Protection on Four Floods / /World Oil March, 1969
179 Sherborne S E , Suram A W , Sandiford В В Flooding Oil-containing Formations with Solutions of Polymer in Water //Mexico J Congr mund petrol , 1967
180 Silberberg A ,Eliassat and Katchalsky A Temperature-Dependence of Light Scattering and Intrinsic Viscosity of Viscosity of Hydrogen Bonding Polymers //J of Polymer Science - 1957 - V XXIII - P 259-284
181 Slater G E and Farouqah G M Production of Sweep Efficiency in Poly mer Flooding //Prod Month - 1968 N 10
182 Sloat В Choosing the Right Floods for Polymer Treatment //Petroleum Engineering- May 1971
146
„, u i к 1 - -A Review of Methods Used to Increase Oil Recovery // 183proS?s Monthly-,958-V 22 N4-P24
, pYanV4 W The Behavior of Partially Hydrolyzed Polyacrylamide
184 bmitn ri us Media //; petml Technol . 1970 . у 22 N 2 Solutions m '
11 Г W з-лс^ Schurz G F Polymer Chemicals Aid m Unique Recovery
185 bneu LT February 1966 - V 38 - N 2 - P 53 Process / / rc
p fhe Use of Polymers in Waterfloodmg //Producers Monthly -
T , j j i Kirby J С , Schroeder F U Studies on the Displacement of
о Н il Oil Viscosity and Permeability Effects //AJChE Symposium
ferns 1973- V 59-N127 P 53-56 ,88TaberJJ//Soc Pet J-1969-V 9 N3 OQ irrf)l1?We A ^ Improvements in Polymer Flooding, the Programmed Slug
and Polymer Conserving Agent //J Petrol Techno! - 1974-V 26 N1 iQfl Ustick R & Hillhouse S D Comparison of Polymer Flooding and
Waterfloodin ё at Huntmgton Beach California //Petrol Technol -
September, 19(57 1Q1 VanMeurs'The Use of Trasparent Three-Dimensional Models for Studying
the Mechanist11 °f Flow Processes m Oil Reservoirs //Petrol Technol -
October, 1957-
192 Wagner О К . Ledch R О ,//Soc Pet J - 1966 - V 6 - N 335
193 Wagner О F^ , Leach R О ,//Trans AIME - 1959 V 65-N216
1Q4 White J L and О Use of Polvmers to Control Water Production m Oil Wells / /J of Petrol Techn 1973 - II - V 25 - N 2 P 143 150
195 Leach P О , Wagner О К , Wood H D ,/ /J Pet Tech - 1962 - V 14 - N 206
196 Morrow N fZ. . presented at the 27th Annual Technical Meeting of Pel // Soc of CIM. Calgary, Alberta June 7-11, 1976
197 Slatterv j,C - Oh S С , ERDA Symposium on Enhanced Oil and Gas Re' n-very, Tulsa, О W^homa September 9 — 10, 1976
198 Melrose S С , Brandner С P , //J Can Pet Tech - 1974 - V 13 - N 54
199 Oil and Gas J - 1986- IV
200 SPE/DOE 14946 presented at the SPE/DOE Fifth Symposium on EOR, Tulsa, OK, April 20-23, 1986
201 SPE/DOE 14947 presented at the SPE/DOE Fifth Symposium on EOR, Tuisa,OK, April 20-23, 1986
202 Fifth European Symposium on Improved Oil Recovery, Budapest - April 25-27,1989
203 SPE/DOE 12640 presented at the SPE/DOE Fourth Symposium on EOR, Tulsa, OK, April 15-18 1984
204 SPE/DOE 12715 presented at the SPE/DOE Fourth Symposium on EOR, Tulsa, OK, April 15 18, 1984
205 SPE/DOE 17329 presented at the SPE/DOE Enhanced Oil Recovery Symposium, Tulsa, OK, Apnl 17 20, 1988
206 SPE 14334, Proceedings of the 60-th Annual SPE meeting Las Vcges, Nevada, Sept 25-26, 1985
147
207 DOE/BC/ 10354-16, National Technical Information Service - Springfield Virginia, 1986, IL
208 SPE/DOE 17328 presented at the SPE/DOK EOR Symposium, Tulsa OK, April 17-20, 1988
209 SPE/DOE 12639 presented at the SPE/DOE Fourth Symposium on EOR, Tulsa, OK, April 15-18, 1984
210 SPE/DOE 12633 presented at the SPE/DOE Fourth Symposium on EOR, Tulsa, April 15-18, 1984
211 SPE 15546 presented at the 61st Annual Technical Conference of the SPE m New Orleans, October 5-8, 1986
212 SPE 12929 presented at the 1984 Rocky Mountain Regional Meeting held m Casper, WY, May 21-23, 1984
213 JPT - 1984 - VII
214 SPE/DOE 10717 presented at the SPE/DOE Third Jomd Symposium on EOR of the SPE, Tulsa, OK, April 4-7, 1982
215 Hill H J , Reisberg J , Stegemeier G L , J Ret Tech , 186 197

На главную страницу