УП Мусин 2
.pdfЭ
|
|
|
|
|
|
|
|
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