Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

УП Мусин 2

.pdf
Скачиваний:
57
Добавлен:
15.05.2015
Размер:
1.65 Mб
Скачать

Э

 

 

 

 

 

 

 

 

АГ

НИ

 

 

 

 

 

 

 

ка

 

 

 

 

 

о

т

е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.6.3 Зависимость вязкости нефти μ от концентрации в ней СО2

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

для нефтей Арланского(1) и Туймазинского (2) месторождений.

 

 

Зависимость вязкости нефти от весовой концентрации в ней СО2

для нефти Арланского и Туймазинского месторождений приведена на рис.6.3.

Первое сообщение о примененииб

углекислого газа для увеличения

щал, что при использов аянии карбонизированной воды достигается более высокая нефтеотдача, чем при нагнетании чистого углекислого газа.

нефтеотдачи пластов было опубликовано Расселем в 1932 году. Он сооб-

Кларк и другие в 1964 году на основе серии экспериментов устано-

вили, что для тяжелых высоковязких нефтей даже при небольших объемах

 

н

нагнетания углекислого газа значительно уменьшается вязкость нефти /2/.

Для разраб тки залежей, содержащих высоковязкие нефти, они

н

 

предлагают мет д, сущность которого состоит в следующем. Выхлопные

газы двигателейовнутреннего сгорания после очистки и сжатия нагнетают

остальныетркомпоненты дымовых газов способствуют повышению пластового давления. После закачки определенного объема выхлопных газов на-

в неф яные скважины. При этом углекислый газ растворяется в нефти, а

чина тся отбор продукции из скважины. Вязкость нефти снижается в ре-

 

к

 

зультате растворения углекислого газа, что обеспечивает добычу нефти со

сравнительное

низким газонефтяным фактором. По сути дела, была выска-

л

 

 

 

 

81

Э

зана идея технологии циклической обработки призабойной зоны пласта дымовыми газами

Механизм влияния СО2 на нефтеотдачу схож с механизмом при за-

качке углеводородных газов. Поэтому приведем результаты исследований КраснодарНИПИнефть на моделях пласта.

НИ

показали, что в процессе вытеснения плотность и вязкость добываемойАГ нефти существенно изменяются, в основной период добычи они умень-

Исследования по вытеснению нефти попутным нефтяным газом

высокого давления были проведены при давлении 25 МПа. Эксперименты

параметров. Остаточная нефть представляла собой вяз каий и тяжелый углеводородный состав с высоким содержанием парафина, смол и асфальтенов. Вязкость и плотность остаточной нефти ум ньша тся по мере при-

шаются, а в конце вытеснения наблюдается некоторое увеличение этих

ближения к выходному концу модели.

 

 

 

е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Изменение свойств остаточной нефти по длине модели пласта объ-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

т

 

 

 

ясняется неполной смесимостью газа с нефтью и экстракцией легких газо-

вых фракций нефти, т.е. испарением более легкох фракций нефти с после-

дующим их растворением в газе.

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Таблица 6.1

 

 

 

 

 

 

Физические свойства проблвытесненной нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Объем

 

зака-

Плотность

3

 

Вязкость

 

 

Объем

закачан-

Плотность

3

Вязкость

 

чанного

газа,

нефти, кг/м

 

нефти,

и

 

б

газа,

%

нефти, кг/м

нефти,

 

 

 

 

ного

 

 

% Vпор

 

 

 

 

 

 

мПа.с

 

 

Vпор

 

 

 

 

мПа.с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

8

 

 

 

822,3

 

 

 

3,03

б

 

 

101

 

 

775,1

 

1,36

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

23

 

 

 

816,3

 

 

 

2,98

 

 

 

109

 

 

762,1

 

0,94

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

39

 

 

 

817,5

 

 

 

2,95

 

 

 

132

 

 

763,1

 

0,99

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

55

 

 

 

808,1

 

 

 

2,66

 

 

 

148

 

 

765,4

 

1,19

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

70

 

 

 

799,9

 

 

 

2,0

 

 

 

200

 

 

780,5

 

1,44

 

 

 

 

 

 

 

 

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

86

 

 

 

793,0

н

 

1,67

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

н

 

 

 

 

 

 

 

Физические св йства пр

б вытесненной нефти

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Номер п об от

Плотность

 

 

Вязкость

 

 

Номер

проб

от

Плотность

 

Вязкость

 

входа к выхо-

о

 

3

 

нефти,

 

 

входа к выходу

нефти, кг/м

3

нефти,

 

нефти, кг/м

 

 

 

 

 

 

ду

 

 

 

 

 

 

 

мПа.с

 

 

 

 

 

 

 

 

мПа.с

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

 

тр

1213,2

 

 

 

673,2

 

 

 

4

 

 

941,2

 

202,3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

к

 

984,8

 

 

 

443,2

 

 

 

5

 

 

931,0

 

147,1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3

е

 

 

964,9

 

 

 

315,5

 

 

 

6

 

 

932,7

 

122,2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

82

 

 

 

 

 

 

 

СО2:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

НИ

 

 

В результате растворения углекислого газа объем нефти увеличива-

 

ется, что приводит к росту нефтенасыщенности в призабойной зоне. За-

 

кчка СО2 способствует отмыву пленочной нефти, увеличивает фазовую

 

проницаемость нефти, kвыт достигает 94-95 %.

 

 

 

АГ

 

 

 

В настоящее время известны следующие технологии применения

 

 

1.Вытеснение нефти карбонизированной водой. В этом случае для

 

вытеснения нефти применяют воду, полностью или частично насыщен-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ка

 

 

 

ную углекислым газом. Данный процесс основан на том факте, что при

 

нагнетании карбонизированной воды углекислый газ, в силу лучшей рас-

 

творимости его в нефти, из водной фазы переходит в нефть, благоприятно

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

 

 

 

 

изменяя ее свойства, в результате чего повышается оэффициент нефтеот-

 

дачи пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Непрерывное нагнетание углекислого газа.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

3.Вытеснение нефти оторочкой углекислого газа. По этой техноло-

 

гии в пласте создается оторочка углекислого газат, которая в дальнейшем

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

вытесняется обычной или карбонизированной водой.

 

 

 

 

 

 

4.Чередующаяся закачка углекислого газа воды,

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

 

 

 

и

б

СО2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Опыт закачкил

 

 

 

 

 

 

На Александровской площади Туймазинского месторождения

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(1967г) в пласт закачали два поровых объема карбонизированной воды, в

 

т.ч. 4780 т. СО . Удельная дополнительная добыча нефти составила 5,8 т

 

на одну тонну закачанного СО2.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На месторождении Будафи (Венгрия) в 5 нагнетательных скважин

 

проводилась попеременная закачка СО2 (45,4 млн. м3) и воды (222 тыс.м3).

 

Прирост КИН составил 10 %, на 1 тыс. м3

закачанного СО2 добыто 0,84 т

 

 

 

 

 

 

2

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

дополнительной нефти. Проект оказался эффективным.

 

 

 

 

 

Метод широко используетсяая

в США на месторождении Келли Снай-

 

дер. Продуктив ый пласт представлен карбонатным коллектором, прони-

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

цаемость 0,02 мкм . Глубина залегания пласта - 2040 м. В пласт закачали

 

10 млрд. м3 СО2. Объемн

извлеченного СО2 составил 24 % от общего зака-

 

 

 

 

тр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

чанного объема газа, 76 % остался в пласте.

 

 

 

 

 

 

 

При внед ении метода удельный расход СО2 на добычу одной тонны

 

дополни ельной нефти оценивается 800-2000 м3.

 

 

 

 

 

 

е

к

 

 

 

Основные недостатки метода:

 

 

 

 

л

1. Снижение коэффициента охвата вытеснением.

 

 

 

Э

2. Коррозия скважинного и нефтепромыслового оборудования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

83

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Э

кого СО2, подготовки нефти. НИ 4. СО2 при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из

Сухой СО2 не коорозионно-активный, но при чередовании нагнетания его с водой или после смешивания с пластовой водой и при прорыве

его в добывающие скважины он становится коррозионно-активным.

нее легкие фракции, они смешиваются с газообразным углекислым газом,

3. Сложной технической проблемой является транспортировка жид- АГ

а тяжелые фракции нефти остаются в пласте и нефть становится более

вязкой.

 

ка

 

 

6. 3.Вытеснение нефти из пластов водными растворами ПАВ

 

е

 

Закачка в пласт водных растворов ПАВ явля тся самым простым ме-

тодом увеличения нефтеотдачи пластов. Метод улучшает вытесняющие

 

 

о

 

свойства воды благодаря снижению межфазного на яжения между водой

и нефтью σ и поверхностного натяжения на границет

жидкость - твердое

тело.

и

 

 

 

 

 

Молекула воды несимметрична относ тельно расположения ионов

водорода и кислорода, поэтому является дипольной. Отдельные концы ее

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

обладают зарядами – отрицательным (где находится ионы О2), и положи-

тельным (где находятся ионы Н).

и

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ая

б

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

O

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

н

 

 

 

 

H

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.6.4. Схематическое представление молекулы воды

 

Кроме электрически нейтральных молекул, в воде имеются ионы Н+

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и ОН-. Концентрация свободных ионов в чистой воде и нейтральных рас-

творах равна 10-7

мнль/л.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Показатель степени 10 со знаком “-“ называется водородным показа-

телем, т.е.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

водородный показатель –lg [H-7]=pH.

 

В зависимости от величины водородного показателя выделяются:

 

е

┌ 7 - нейтральная среда,

 

 

 

 

 

 

л

pH=к

 

 

 

 

 

 

│ < 7 – кислая,

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

└ > 7 – щелочная.

Выделяют два класса ПАВнизкомолекулярные (сульфонол,ОП-10) и высокомолекулярные (КМЦ, ПАА).

84

Э

Водный раствор сульфонола и ОП-10 – это коллоидные растворы, отличаются высокой поверхностной активностью.

По химическим свойствам ПАВ делятся на:

 

 

 

1)анионоактивные. При растворении в воде молекулы таких ПАВ

 

 

 

АГ

распадаются на два иона. Носителем поверхностно-активных свойств яв-

ляется положительно заряженный анион. К этому типу относятся сульфоНИ-

нол, КМЦ;

 

 

 

2)катионоактивные, в них поверхностной активностью обладает от-

рицательно заряженный катион;

 

ка

 

 

 

 

3)неоногенные ПАВ. У них молекулы сами являются поверхностно-

активными (ОП-10).

е

 

 

Закачку водных растворов ПАВ В России начали применять с 1950-х годов по проектам БашНИПИнефть, ТатНИПИн фть, П рмНИПИнефть,

ВНИИ нефть.

о

 

По данным исследования БашНИПИнеф ь, оп имальная массовая

концентрация ПАВ в воде составляет 0,05-1%.

тПри этом коэффициент

и

 

 

межфазного натяжения уменьшается 8-10 раз.

 

 

При применении технологии в качестве первичного метода в песча-

ных коллекторах прирост КИН может составить 2-5%, при применении на

поздней стадии - 2,5- 3 %.

и

б

эффективность состав-

 

По данным М.Л. Сургучева технологическаял

ляет 4 –5 т. нефти на одну т. ПАВ.

 

 

 

б

 

 

 

При вытеснении растворами ПАВ технология и система разработки по сравнению с заводнением изменяется мало.

Разновидности технологии:

- долговременная закачка с КНС больших объемов растворов ПАВ

низкой концентрации (0,05 %);

 

 

н

 

- разовая закачка м лых объемов растворов высокой концентрации

(5- 10 %) в отдель ые

 

агаяетательные скважины Vотор=0,005-0,01 Vпор.

Более эффектив а разовая технология.

 

о

ых пластов более эффективно вести с применением

Разработку завод е

маслораств римыхннеионогенных ПАВ (АФ9-12), при этом на фронте вы-

тр

 

 

 

теснения формируется микроэмульсионная оторочка с низким содержанием нефти, вязкость эмульсии близка к вязкости нефти, увеличивается Квыт

и Кохв.

к

 

Опыт применения. Имеется большой опыт применения технологии

 

е

 

на месторождениях Башкорстана, Татарстана, Западной Сибири.

л

На Арланском месторождении закачали более 10 тыс.т ПАВ (с=0,05

% в виде раствора 2 млн.м3 воды(один Vпор). Прирост КИН по оценкам

авторов (Г.А. Бабалян, А.Б. Тумасян) составил 10-15 %, по оценкам других специалистов - 2-5 %

85

Э

На Самотлорском месторождении в 21 нагнетательную скважину закачали водный раствор 20 тыс. т. ПАВ (30 млн. м3 воды, с=0,07 %).

Другие положительные характеристики метода:

 

 

при ОПЗ улучшается приемистость нагнетательных скважин,

 

 

что важно для слабопроницаемых коллекторов;

 

 

происходит снижение набухаемости глин в 1,1-2 раза, за НИсчет

 

 

чего повышается фазовая проницаемость воды в призабойной

 

зоне нагнетательных скважин;

 

 

 

 

АГ

 

уменьшается коррозия водоводов, НКТ.

 

Возможности метода:

 

 

 

 

 

 

е

 

 

 

∙ для ОПЗ нагнетательных скважин;

т

 

 

 

 

 

 

 

∙ применение ПАВ в виде композиции с другимика

химреаген-

 

 

тами (щелочами, ПАА и др.).

о

 

 

 

Недостатки метода:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

незначительное увеличение КИН;

 

 

 

 

загрязнение окружающей среды

з-за слабой биоразлагаемости

ПАВ;

 

 

 

л

иизации воды (происходит де-

 

 

 

 

высокая чувствителность к минера

струкция ПАВ).

 

 

и

 

 

 

 

 

высокая степень адсорбции ПАВ на поверхности пор.

 

Из-за этого фронт движен я раствораб

ПАВ отстает от фронта воды

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

10-20 раз. Например, если в пласт закачать 2-3 Vпор ПАВ, то весь объем

ПАВ адсорбируется в объеме 0,1-0,2 Vпор пласта.

 

 

 

 

 

 

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

Математическая модель процесса вытеснения нефти

водными растворами ПАВ

Чтобы построить м тем тическую модель процесса вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо, прежде всего, использовать за-

кон Дарси и урав е ие еразрывности для воды и нефти с учетом влияния

ПАВ на остаточную нефтенасыщенность Sн

ост и относительные фазовые

проницаемости

о

ефти и воды kв(s,c) ; kн(s,c).

 

 

 

тр

 

 

 

 

Помимо эт гоннеобходимо вывести уравнение переноса ПАВ с уче-

том его со бции в пористой среде.

 

 

Закачиваемый химреагент в пласте может находиться в растворен-

 

к

 

 

 

 

ном виде в воде и в нефти; сорбирован пористым скелетом.

 

Пусть с – концентрация химреагента в воде.

 

е

 

 

 

 

л

Концентрация его в нефти φ пропрциональна с:

 

 

 

φ = K c

(6.6)

 

 

 

 

Зависимость количества адсорбированного химреагента на поверхности пор а от концентрации его в воде определяется по изотерме Генри:

86

Э

а = Гс.

(6.7)

 

 

НИ

Здесь Г и К- коэффициенты.

 

 

 

Определим содержание ПАВ в воде и нефти:

 

 

- с Vв – масса (объем) химрегента в потоке воды;

 

АГ

- с Vн – масса (объем) химрегента в потоке нефти;

 

 

 

- сs – количество химреагента, растворенного в воде;

 

- φ (1-s) – количество ПАВ, растворенного в нефти.

 

 

Составим уравнение баланса ПАВ:

 

ка

 

 

m ∂ (сs + φ(1-s) +a)/∂t + ∂( с Vв+ с Vн)/ ∂x=0.

(6.8)

 

 

 

 

е

 

и (6.7). Далее

Заменим в (11.8) а и φ с учетом соотношений (6.6)

преобразуем выражение во второй скобке уравн ния (6.8) с учетом закона

Дарси и уравнений неразрывности для воды и неф и (эти преобразования

аналогичны выводу уравнения одномерного

о

 

ечения по схеме Баклея-

Леверетта).

 

 

 

и

 

т

Тогда для определения распределен я концентрации химреагента в

пласте получим следующее уравнение:

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

m ∂ [сs + Кc(1-s) +Гс]/∂t + v∂[ с f(s,c)+ Кс (1- f(s,c)]/ ∂x=0. (6.9)

 

и

 

 

 

 

 

Распределение насыщенности воды описывается дифференциальным

б

 

 

 

 

 

 

уравнением (5.36), приведенным в главе 5, которое с учетом зависимости относительных фазовых проницаемостей от концентрации ПАВ в воде

принимает вид:

s

ая

 

 

+ m

s

= 0.

 

Vf (s,с)

 

 

(6.10)

x

t

 

 

 

 

Решая уравнение (6.10)

можно определить распределение водона-

сыщенности в пласте. Решение уравнения (6.9) позволяет рассчитывать

концентрацию ПАВ в воде.

 

 

н

н

 

 

6.4. Полимерное заводнение

 

 

 

Как показывают лабораторные опыты по вытеснению нефти водой и

тр

о

 

 

расчеты с п именением модели Баклея-Леверетта, на полноту вытеснения большое влияние оказывает отношение вязкостей нефти и вытесняющей

воды:

 

 

 

е

μ0 = μн/ μв.

(6.11)

л

Дляк

уменьшения μ0 и, следовательно, увеличения нефтеотдачи пла-

 

ста используют водные растворы полимеров, чаще всего полиакриламида.

87

 

 

Чистый полиакриламид (ПАА) представляет собой растворимый в

 

воде линейный полимер с молекулярной массой, достигаемой 4-5 миллио-

 

нов. Выпускаемый промышленностью технический ПАА в виде 6-9 %

 

прозрачного желто-зеленого геля представляет собой сополимер акрило-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГ

 

вой кислоты, акриламида и солей акриловой кислоты. Кроме активного

 

продукта (полимера) ПАА содержит также некоторое количество неоргаНИ-

 

нических примесей, в основном, гипс или сульфат аммония.

 

 

 

Молекулярное строение ПАА схематически можно представить в

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ка

 

 

виде длинных цепочек из атомов углерода, водорода, азота. Строение и

 

форма макромолекул определяют физико-химические свойства полимера.

 

Молекулярная масса ПАА составляет порядка 106 углеродных единиц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

е

 

 

 

 

Длина цепочки молекулы полимера в определенных случаях может

 

быть соизмерима с размерами пор пласта. В некоторых случаях эта цепоч-

 

ка может быть свернутой в клубок или шар.

 

о

 

 

 

 

 

Полимер, растворяясь в воде, даже при малой концентрации сущест-

 

венно повышает вязкость воды и снижает ее п движностьт .

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

Основными свойствами полимера являются:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

1)он загущает воду. Уже при концентрац полимера в воде С=0,01-

 

 

0,1% вязкость раствора увеличивается до 3-4 МПа с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

2) обладает свойством фактора сопротив ения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ая

б

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

н

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

к

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис.6.5. Микрофотография надмолекулярных структур растворов ПАА

 

Концентрация ПАА в дистиллированной воде, %:

 

 

 

Э

 

еа – 0,075%; б, в – 0,02 %;

г –0,34 %

 

 

 

 

 

 

гипана: в водопроводной (д – 0,05%) и минерализованной (е – 0,05%) воде

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

88

 

 

 

 

 

 

 

Э

Фактор сопротивления - явление снижения подвижности раствора полимера в пористой среде в большей степени, чем это следовало бы ожидать исходя из его вязкости, замеренной на вискозиметре. Это явление

обусловлено адсорбцией полимера на пористой среде.

АГ

 

Численно фактор сопротивления равен отношению подвижности

раствора к подвижности воды, он может дойти до 10-20.

 

НИ

3)Если после прекращения закачки раствора перейти на обычное за-

воднение, вода фильтруется как вязкая жидкость, т.е. наблюдается оста-

точный фактор сопротивления.

ка

 

Под остаточным фактором сопротивления поним ют явление снижения подвижности воды, закачиваемой вслед за раствором ПАА. Он обусловлен уменьшением проницаемости пористой среды в результате

адсорбции полимера.

Численно остаточный фактор сопротивления рав н отношению под-

 

о

.

вижности воды, закачиваемой до и после раствора полимерае

и

 

 

4) Кроме указанных факторов, по данным лабт

раторных исследова-

ний при добавке к воде ПАА улучшается смач ваемость кварцевого песка, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения.

Благодаря перечисленным свойствам, при полимерном заводнении

 

 

б

3

существенно уменьшается вязкостная неустойчивость вытеснения нефти

 

и

 

лзаводнением (рис.6.6).

водой и повышается коэффициент охвата

Адсорбция полимера пор стой средой в 15-30 раз меньше, чем

б

 

 

 

адсорбция неионогенных ПАВ (30-150 г/м ).

Количество сорбированного полимера должна быть оптимальным.

Адсорбированные частицы со временем вымываются водой.

Основным негативным свойством полимера является деструкция

его молекул. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, его загущ ющую способность.

Деструкция может быть химической, термической, механической и

микробиологической.

 

ая

Химическая деструкция происходит из-за взаимодействия кислорода

 

н

 

воздуха с полимер ыми молекулами. Отсюда вытекает требование, чтобы

в закачиваем йов нде содержание растворенного кислорода было минимальным (его надо удалять).

При темпе атуре выше 90 0С наступает термическая деструкция. Разложение молекул разных марок полимера начинается при разных тем-

пературах. Существуют более термостойкие марки ПАА. Применяют так-

 

 

тр

же и различные добавки – стабилизаторы (например, формальдегид).

 

Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул по-

 

к

 

лим ра или их агрегатов при высоких скоростях движения по трубам, на-

сосаме, НКТ.

л

 

 

 

 

89

Э

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

АГ

НИ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ка

 

 

 

 

 

 

 

 

 

о

т

е

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

л

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

и

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ая

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 6.6. Положение фронта вытеснения нефти водой (1,2), раствором полимера

ПАРК 123 (3,4), р створом полимера Пушер – 500(5,6).

 

 

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Объем закачки Vпор: 1- 0,25; 2 - 0,34; 3 - 0,29; 4 – 0,48; 5 – 0,27; 6 - 0,6

 

 

н

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Микробиологическая деструкция полимерных молекул может про-

Отрицательно е влияние оказывает высокая минерализация воды. Например, если фактор сопротивления раствора ПАА в пресной воде со-

исходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой за счет окисления нефти.

ставляет 10, а в воде с концентрацией Nacl = 0.5% - только 4.

 

к

трТехнологии полимерного заводнения в сочетании

л

 

с другими химреагентами:

еПолимерное заводнение с предварительной обработкой призабойной зоны пласта вязко-упргим составами. В высокопроницаемых пластах ос-

таточный фактор сопротивления практически отсутствует. Поэтому при

90