CC BY
96
УДК 622.276
ИССЛЕДОВАНИЕ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ И РЕОЛОГИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПОЛИМЕРНОГО ГЕЛЯ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
Нажису1,
Ерофеев Владимир Иванович1,
Лу Цзиньлун2,
1461284070 @qq.com
Ван Вэй2,
739497456 @qq.com
1 Национальный исследовательский Томский политехнический университет, Россия, 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.
2 Северо-восточный нефтяной университет, Китай, 163000, г. Дацин, ул. Развития, 199.
Актуальность. Полимерное заводнение широко применяется на практике при разработке нефтяных месторождений. Высококонцентрированные растворы полимера с высокой массовой концентрацией обладают повышенной вязкоэластичностью, но с увеличением массовой концентрации полимерного раствора возникает проблема о совместимости между размером агрегата молекул полимера и размером пор в пласте. СГ+ полимерный гель, основанный на внутримолекулярном сшивании молекул, имеет меньший размер агрегата и хорошую совместимость с пластом, поэтому очень актуальными являются исследования эффекта гелеобразования.
Цель: исследование фильтрационных и реологических свойств водного геля на основе полиакриламида в присутствии ацетата хрома для повышения нефтеотдачи платов.
Методы: физическое моделирование процесса нефтевытеснения и процесса фильтрации жидкости при пластовых условиях на фильтрационной установке, определение вязкости полимерного геля на вискозиметре Брукфилда DV-II, измерение размера полимерного молекулярного клубка Dh на установке Brookhaven BI-200SM, широкоугольная динамическая/статическая система рассеяния света (Brookhaven Instruments Cop., США), определение вязкоэластичности с помощью реометра Harke10. Результаты. Регулированием массовой концентрации полимерного раствора, степени минерализации воды и соотношения содержания полимера к хрому (w(n/Cr3+)) можно получить СГ+ полимерную гелевую систему, основанную на внутримолекулярном сшивании молекул с меньшим размером молекулярной агрегации и большим фильтрационным сопротивлением. После реакции внутримолекулярного сшивания полимерного раствора, с одной стороны, вязкоэластичность системы значительно улучшается и коэффициент вытеснении нефти из пластов увеличивается. С другой стороны, реакция внутримолекулярного сшивания молекул снижает гибкость агрегатов полимерной молекулы, повышает их жесткость, ухудшает их деформируемость в процессе прохождения через поры и увеличивает задержки молекул полимера в слое с высокой проницаемостью пласта. Cr+ полимерная гелевая система не только обладает хорошей приемистостью, но может также постепенно достигать более высокого давления нагнетания, за счет этого увеличивается коэффициент охвата пласта. В итоге коэффициент извлечения нефти с применением системы полимерного геля становится выше, чем коэффициент извлечения нефти из пласта с использованием системы полимерного раствора.
Ключевые слова:
Полимерный гель, внутримолекулярное сшивание полимерных молекул, вязкоэластичность, размер молекулярного клубка, фильтрационное сопротивление, повышение нефтеотдачи.
Введение
Известно, что, когда разработка нефтяного месторождения выходит на среднюю и позднюю стадии эксплуатации из-за неоднородности пласта, большая часть нагнетаемой воды поглощается слоем с высокой проницаемостью и микроскопическими порами в слое и это приводит к снижению коэффициента охвата и вытеснения нефти [1-3]. Для увеличения коэффициента охвата и вытеснения нефти раствор полимера и полимерного геля обычно добавляют в скважину нагнетания воды и блокируют слой с высокой проницаемостью [4, 5]. Высококонцентрированный полимерный раствор
обладает высокой вязкоэластичностью и может значительно уменьшить содержание остаточной нефти в залежи [6, 7]. Также с увеличением массовой концентрации полимерного раствора увеличивается физическое сцепление между молекулами полимера и увеличивается размер агрегатов молекул полимера и неизбежно возникает проблема совместимости между размером агрегата молекул полимера и размером пор в пласте [8-11]. Поэтому полимерные гелевые системы, основанные на внутримолекулярном сшивании молекул, имеют меньший размер агрегата и хорошую совместимость с пластом и за счет этого могут проникать более
DOI 10.18799/24131830/2019/4/234
147
глубоко в пласт [11-16]. В связи с этим, принимая геологические характеристики пласта и свойства флюидов месторождения Дацин (КНР) в качестве исходных данных, в данной работе оптимизированы системы полимерного геля, основанные на внутримолекулярном сшивании с меньшим размером молекулярной агрегации и большим фильтрационным сопротивлением, а также исследованы их свойства по вязкоэластичности, размерам молекулярного клубка и эффекту вытеснения нефти из пласта (керна).
Экспериментальная часть
Материалы эксперимента. Полимер представляет собой сухой порошок частично гидролизо-ванного полиакриламида, полученный Daqing Refining & Chemical Company. Относительная молекулярная масса 2 500-104, эффективное содержание 88 %. Сшивающий агент представляет собой ацетат хрома, синтезированный в емкости с эффективным содержанием Cr3+ 1,52 %. Модификатор минерализации представляет собой NaCl, эффективное содержание 100 %. Образец модельной нефти с вязкостью 9,8 мПа-с при 45 - состоял из керосина и обезвоженной нефти Дацинского нефтяного месторождения. Вода для эксперимента использовалась из нагнетательных скважин Дацин-ского нефтяного месторождения, массовые концентрации (K++Na+), Ca2+, Mg2+, Cl-, SO42-, CO32- и HCO3-составляют 1680, 40, 15, 1046, 134, 330 и 2013 мг/л соответственно. Общая степень минерализации составляет 5258 мг/л, а значение pH равно 8,5.
Керны. В эксперименте были использованы искусственные керны, изготовленные из кварцевых песков, цементированных эпоксидной смолой. Проницаемость искусственных кернов измерялась газом. Керны с различной проницаемостью были
изготовлены путем использования смесей кварцевого песка с различным размером зерна и содержанием эпоксидной смолы. В экспериментах по фильтрации использовались цилиндрические керны, размер составлял 02,5x10 см, проницаемость равна 1300-10-3мкм2 (рис. 1, а). Керны, используемые для проведения экспериментов по вытеснению нефти из керна, были однородными по слоям и длинными, прямоугольной формы, размером 4,5x4,5x30 см. Керн состоял из трех слоев: с высокой, средней и низкой проницаемостью (рис. 1, б). Проницаемость слоев составляла 2800-10-3, 8002-10-3 и 200-10-3 мкм2 соответственно [17-19].
Аппаратура. Вязкость был измерена с использованием вискозиметра Брукфилд DV-II, температура испытания составляла 45 °C. Размер полимерного молекулярного клубка Dh был измерен на установке Brookhaven BI-200SM, широкоугольной динамической/статической системе рассеяния света (Brookhaven Instruments Cop., США). Вязко-эластичность измерялась с помощью реометра Harke100, температура испытания составляла 45 °C. Характеристики потока полимерного раствора были испытаны с использованием устройства для фильтрационного эксперимента. Экспериментальная установка состояла из насоса, датчика давления, держателя керна, ручного насоса для создания горного давления, промежуточного контейнера и других деталей. За исключением насоса и ручного насоса, остальные детали были помещены в термостат с температурой 45 °C. Фильтрационные эксперименты проводили при температуре 45 °С (рис. 2).
Метод синтеза полимерного геля. Определенное количество полимера постепенно при перемешивании добавляли в воду, которая содержала модификатор с различной степенью минерализации, затем перемешивали еще 2 ч, чтобы полностью ра-
Рис. 1. Структуры искусственного керна Fig. 1. Structure of the artificial core
створился полимер. После этого при перемешивании было добавлено определенное количество сшивающего агента. Затем эффективность полимерного раствора и его свойства были испытаны в экспериментах после проведения эксперимента в течение 50 мин при температуре резервуара 45 °С.
Результаты и их обсуждение
Оптимизация состава полимерного геля. В качестве основных факторов при проведении эксперимента были выбраны: концентрация полимера (с, (мг-л-1)), степень минерализации воды (ш(№С1)) и соотношение содержания полимера к содержанию хрома (ш(П/Сг3+)). Результаты экспериментов и соответствующий анализ диапазона И представлены в табл. 1, 2 соответственно. В табл. 3 представлен коэффициент сопротивления и коэффициент остаточного сопротивления полимерного раствора. На рис. 3 показаны зависимости нагнетательного давления и относительного объема закачки ^„/^ воды и растворов полимерного геля (К,ач - объем закачки жидкости, Упор - объем пор керна).
Характеристики фильтрации полимерных растворов и полимерных гелей обычно оценивают по коэффициенту сопротивления и коэффициенту остаточного сопротивления, которые являются техническими индикаторами, описывающими количество удерживания химического вытесняющего агента в пористой среде. Определение коэффициентов FR и Fm проводили по формулам (1), (2) [20]:
перепад давления в процессе заводнения, Па; SP2 -перепад давления в процессе химического заводнения, Па; SP3 - перепад давления в процессе последующего заводнения, Па.
Таблица 1. Результаты фильтрационных экспериментов Table 1. Results of seepage experiment
Номер эксперимента Experiment number Массовая концентрация полимерного раствора, с, мгл-1 Mass concentration of polymer solution, c, mg/L о â s + о И и я s а i i ¡э i? g '=» s =» Я > Коэффициент сопротивления Resistance coefficient Коэффициент остаточного сопротивления Residual resistance coefficient
1 700 0 4 16,1 7,5 13,0
2 700 0,2 8 14,1 7,0 5,6
3 700 0,4 16 13,15 5,3 3,4
4 700 0,6 32 11,8 4,5 3,1
5 1000 0 8 36 10,6 8,9
6 1000 0,2 4 27,5 316,5 316,5
7 1000 0,4 32 26,8 6,6 2,6
8 1000 0,6 16 23,2 7,3 6,1
9 1300 0 16 52,3 28,0 7,1
10 1300 0,2 32 44,1 11,4 5,4
11 1300 0,4 4 38,8 391,7 433,3
12 1300 0,6 8 33,2 44,3 32,9
13 1600 0 32 79,7 12,9 5,7
14 1600 0,2 16 60,2 17,0 7,8
15 1600 0,6 4 49,9 391,7 433,3
16 1600 0,4 8 54,8 70,0 106,4
dP
fr =—;
R SPj
F = SP
RR sp '
(1)
(2)
- ко-
где Fr - коэффициент сопротивления, ед.; FRu эффициент остаточного сопротивления, ед.; 8Pl -
Из табл. 1 и рис. 3 видно, что массовая концентрация полимера, ш(№С1) и ш(П/Сг3+) влияют на эффект гелеобразования и характеристики фильтрации. С изменением ш(№С1) и ш(П/Сг3+) вязкость полимерного раствора с разной массовой концентрацией уменьшается, что указывает на то, что в растворе не было межмолекулярного сшивания молекул полимера. В некоторых экспериментах в полимерном растворе происходила реакция вну-
тримолекулярного сшивания молекул полимера (рис. 4) и получалась система с хорошим гелеобра-зующим эффектом. Однако по сравнению с той же массовой концентрацией раствора полимера коэффициент сопротивления и остаточный коэффициент сопротивления значительно увеличивался, а давление на этапе последующего заводнения керна было выше, чем давление на стадии полимерного заводнения.
В нормальных условиях реакции сшивания молекул полимера сшивающий агент ацетата хрома, добавленный к полимерному раствору, сначала ионизируется в ион хрома и ацетатный ион, далее ион хрома гидролизуется и образуется полиядерный гидроксильный лиганд, затем через реакции координации полиядерного гидроксильного ли-ганда и карбоксильной группы в полимерной цепи образуется полимерный гель. Однако в данном эксперименте вода, используемая для подготовки раствора полимера, представляет собой выделенную из нефтесодержащей жидкости щелочную сточную воду нефтяного месторождения, поэтому ион хрома, полученный ацетатным гидролизом, сначала реагирует с OH- и образует комплекс Cr(OH)3. Поскольку Cr(OH)3 практически не ионизируется для образования ионов хрома в водном растворе, а это означает, что количество ионов хрома в растворе будет уменьшаться.
Таблица 2. Анализ диапазона коэффициента сопротивления и коэффициента остаточного сопротивления
Table 2. Analysis of the range of resistance coefficient and residual resistance coefficient
Параметры Parameters Фактор Factor Массовая концентрация полимерного раствора, с, мгл-1 Mass concentration of polymer solution, с, mg/L Sá S ¡t r о И а
Коэффициент сопротивления Resistance coefficient K1 6,1 14,8 276,8
K2 85,2 87,9 33,0
K3 118,8 118,4 14,4
K4 122,9 31,5 8,8
R1 112,7 103,6 268,0
Коэффициент остаточного сопротивления Residual resistance coefficient K5 6,3 8,7 299,0
K6 83,5 83,8 38,4
K7 119,7 218,2 6,1
KS 138,3 37,1 4,2
R2 132,0 209,5 292,9
Когда отношение ш(П/Сг3+) большое в полимерном растворе, из-за влияния ОН-групп в воде, количество полиядерных гидроксильных лигандов, образующихся при гидролизе ионов хрома в растворе, невелико, и уменьшается вероятность протекания реакции сшивания. В данном случае изменение массовой концентрации полимера или степени минерализации мало влияет на улучшение эффекта гелеобразования. Когда отношение ш(П/Сг3+) небольшое в растворе полимера, хотя ОН-группы в приготовленной воде снижают концентрацию ионов хрома, количество ионов хрома, присутствующих в растворе, относительно высокое, а количество многоядерного гидроксильного
лиганда, образующегося при гидролизе, также относительно большое. В этом случае повышение концентрации полимера и увеличение степени минерализации воды будут повышать эффект гелеоб-разования. Это связано с тем, что, когда массовая концентрация полимера низкая, расстояние между молекулами полимера, диспергированными в растворе, большое, степень сцепления низкая, а размер молекулярного агрегата полимера будет небольшой. В данном случае повышение степени минерализации приготовленной воды приведет к сжатию молекулярной цепочки полимера и уменьшению внутреннего пространства у молекулы полимера. Поэтому полиядерному гидроксильному лиганду становится трудно проникать внутрь полимерной молекулярной цепи и вероятность реакции сшивания уменьшается. Однако с увеличением массовой концентрации полимера размер агрегатов его молекул увеличивается, внутреннее пространство у молекул полимера повышается и полиядерные гидроксильные лиганды легко проникают внутрь полимерных молекулярных цепей [21].
Таблица 3. Коэффициент сопротивления и коэффициент остаточного сопротивления полимерного раствора
Table 3. Resistance coefficient and residual resistance coefficient of polymer solution
Полимер Polymer Массовая концентрация полимерного раствора, с, мг'л--1 Mass concentration of polymer solution, с, mg/L К ^ мП m i =£ |2 if О t» о К .ÍS Я > Коэффициент сопротивления Resistance coefficient Коэффициент остаточного сопротивления Residual resistance coefficient
Частично гидролизован-ный полиакриламид Partially hydrolyzed Polyacrylamide 700 16,1 5,6 1,4
1000 36 5,6 1,8
1300 52,3 5,4 3,8
1600 79,7 13,3 2,9
Согласно теории растворов Флори-Хаггинса [22], реакция сшивания молекул полимера происходит в пределах диапазона «клетка» вокруг полиядерного гидроксильного лиганда, поэтому происходит ли реакция сшивания, зависит от того, будут ли две карбоксильные группы полимера находиться в «клетке» вокруг полиядерного гидрок-сильного лиганда или на достаточном расстоянии, на котором может протекать реакция сшивания молекул полимера. В этом случае соответствующее увеличение степени минерализации воды хотя и вызовет определенное сжатие молекулярной цепи полимера и уменьшение внутреннего пространства полимерной молекулы, это мало повлияет на процесс миграции полиядерного гидроксильного ли-ганда в молекулярную цепь полимера и наоборот, сжатие молекулярной цепи также в некоторой степени будет приводить к уменьшению расстояния между карбоксильной группой и полиядерными гидроксильными лигандами. Таким образом, соот-
Рис. Fig.
3. Зависимости нагнетательного давления и относительного объема закачки V„4/Vm воды и растворов полимерного геля 3. Dependence of injection pressure and relative volume Vlnj/Vp„„ of injection water and solutions of the polymer gel
ветствующее повышение степени минерализации воды увеличивает вероятность появления двух карбоксильных групп в «клетке» вокруг полиядерного гидроксильного лиганда и улучшает эффект гелеобразования.
Кроме того, после протекания реакций внутримолекулярного сшивания полимерных молекул под действием сшивающего агента жесткость полимерного молекулярного клубка увеличивается,
а способность деформирования молекулы полимера становится хуже при прохождении через поры керна, в результате этого возникают механические напряжения, что приводит к задержкам молекул полимера в порах керна и увеличению коэффициента сопротивления. На последующей стадии заводнения, с связи с тем, что ионы хрома, которые не участвовали в реакции сшивания молекул полимера в керне, были удалены с добываемой жид-
Полимерная молекула Рис. 4. Принципиальная схема внутримолекулярного сшивания полимеров Fig. 4. Schematic diagram of intramolecular cross-linking of polymers
костью, степень минерализации жидкости уменьшилась. В результате внутреннее пространство молекул полимера уменьшилось, толщина двойного электрического слоя полимерной цепи и размер молекулярного клубка полимера увеличились. Также усиливается способность закупоривания пор и каналов в керне и возникает уникальное состояние - когда коэффициент остаточного сопротивления становится выше коэффициента сопротивления, которое очень благоприятно для увеличения нефтеотдачи пластов с помощью полимерного заводнения.
В табл. 4 представлены результаты изменения вязкости полимерного геля со временем, номер экспериментов совпадает с фильтрационными экспериментами. Из табл. 4 следует, что степень минерализации раствора и ш(П/Сг3+) влияют на вязкость полимерного геля. После подготовки раствора (меньше 1Ь), с увеличением степени минерализации раствора, вязкость полимерного геля уменьшается. В экспериментах 6, 11, 15 и 16 вязкость полимерного геля увеличивается до более 100000 мПа-с после подготовки раствора в течение 24 ч, т. е. при низком значении отношения ш (П/Сг3+) вязкость полимерного геля значительно увеличивается.
Таблица 4. Изменение вязкости полимерного геля со временем (единица измерения мПа-с)
Table 4. Change in viscosity of the polymer gel with time (mPa-s)
Номер эксперимента Experiment number Час/Hour
0 1 3 6 12 24
1 16,1 14,1 12,8 14,7 15,4 18,7
2 14,1 14 12,6 14,6 14,8 27,8
3 13,15 12 12,2 14,5 14,9 22,2
4 11,8 11,5 11,7 13,4 14,1 42,6
5 26,5 26,7 27,5 27,6 49,8 189,5
6 20,35 20,2 23 21,35 55 >100000
7 25,1 25,2 26,6 25,2 37,2 53,3
8 21,8 22,8 23,7 23,3 34,5 61,5
9 45,3 44,7 44,1 43,7 51,2 200,5
10 41,5 40,8 41 41,8 47,9 184,5
11 29,1 28,1 44,5 191,5 42000 >100000
12 29,5 33,1 43,6 73,6 1050 65000
13 72,6 72,8 72,9 76,5 80,5 88,5
14 50,4 52,4 61,8 62,5 70,2 190
15 46,2 46,3 47,8 66,9 264,9 >100000
16 37,9 41,9 46,5 22000 >100000 >100000
Таким образом, когда полимерные растворы при приготовлении имеют щелочную среду за счет соответствующего уменьшения значения отношения ш (П/Сг3+) при регулировании концентрации полимерного раствора и степени минерализации воды, можно получить полимерную гелевую систему с уникальными характеристиками фильтрации и внутримолекулярным сшиванием молекул. Анализ результатов фильтрационных экспериментов показывает, что для коэффициента сопротивления важно влияние степени изменения каждого фактора, полученного фильтрационным экспериментом,
на экстремальное число И: ш(П/Сг3+)>массовая концентрация полимерного раствора>ш(№С1).
Оптимальный состав полимерного раствора: массовая концентрация полимерного раствора 1300 мг-л-1, ш(№С1) 0,4 %, ш(П/Сг3+) 4; массовая концентрация полимерного раствора 1600 мг-л-1, ш(№С1) 0,6 %, ш(П/Сг3+) 4. В условиях оптимального состава полимерного раствора коэффициент сопротивления полимерного геля составляет 391,7. Для остаточного коэффициента сопротивления важное значение имеет влияние степени изменения каждого фактора, полученного фильтрационным экспериментом, на экстремальное число И: ш(П/Сг3+)>ш(№С1)>массовая концентрация полимерного раствора. В условиях оптимального состава полимерного раствора остаточный коэффициент сопротивления полимерного геля составляет 433,3.
Таким образом, в условиях нефтяного пласта оптимальный состав внутримолекулярной сшитой полимерной гелевой системы: массовая концентрация полимерного раствора в пределах 1300...1600 мг-л-1, ш(№С1) 0,4...0,6%, ш(П/Сг3+) 4...6.
Вязкоэластичность полимерной гелевой системы. По результатам фильтрационных экспериментов были приготовлены растворы полимерного геля, которые имеют хороший эффект гелеобразо-вания и измерена их вязкоэластичность. Сравнения модуля накопления, модуля потери и первого градиента нормальных напряжений соответствующей системы показаны на рис. 5. Из рис. 5 видно, что в условиях одинаковой массовой концентрации полимерного геля модуль накопления G', модуль потерь G" и первый градиент нормальных напряжений N раствора полимерного геля больше, чем для полимерного раствора, и вязкоэластич-ность повышается со степенью сшивания. Согласно модели Максвелла [23], можно получить:
G,=^ю2/(1 + Та2), G,,=)юД1+Tа2), (3) где г) - вязкость, мПа-с; а - угловая скорость, рад/с; т- время релаксации, с.
Из формул (3) видно, что, когда частота колебаний (угловая скорость а) невысокая, вязкоэла-стичность системы сильно зависит от времени релаксации (т). В это время для полимерного раствора между полимерными молекулярными цепями нет сильных химических связей, степень растяжения достаточна велика, агрегаты полимерных молекул более гибкие и степень свободы движения сегмента выше, в структуре молекулярной цепи могут происходить большие изменения под действием внешних сил, за счет этого в системе может наблюдаться явление гистерезиса с достаточно большим временем релаксации.
Для системы полимерного геля из-за внутримолекулярного сшивания за счет координационных связей усиливается жесткость агрегатов полимерной молекулы, в главной полимерной цепи трудно произвести большие изменения под действием внешних сил, даже если и происходит деформация, она может быстро восстановиться. Время за-
Рис. 5. Сравнение вязкоэластичности между полимерным раствором и полимерным гелем. 1 - полимерный раствор с массовой концентрацией 1600 Мг/л; 2 - полимерный раствор с массовой концентрацией 2200 Мг/л; 3 - полимерный гель (с=1300Мг/л, w(NaCl)=0,6; w(n/Cr3+)=8); 4 - полимерный гель (с=1600Мг/л, w (NaCl)=0,4; w (П/Сг3+)=8)
Fig. 5. Viscoelasticity comparison between polymer solution and polymer gel. 1 - polymer solution with concentration of 1600 mg/L; 2 - polymer solution with concentration of 1600 mg/L; 3 - crosslinked polymer gel (с=1300mg/L, w (NaCl)=0,6; w (П/Сг3+)=8); 4 - crosslinked polymer gel (с=1600mg/L, w (NaCl)=0,4; w (n/Cr3+)=8)
держки системы и время релаксации системы являются короткими, поэтому G', G" и N системы полимерного геля значительно больше, чем G', G" и N для полимерного раствора. После того как в полимерном растворе произойдет реакция внутримолекулярного сшивания, с увеличением сшивающего эффекта, усиливается жесткость полимерных молекулярных агрегатов, ослабляется деформируемость, улучшается способность восстанавливать деформацию, сокращается время релаксации и повышается вязкоэластичность. С увеличением частоты колебаний возрастает влияние угловой скорости а и координационные связи с более низкой энергией на полимерной молекулярной цепи в полимерной гелевой системе начинают разрушаться, гибкость агрегатов полимерных молекул возрастает, время задержки системы увеличивается, постепенно приближается к вязкоэластичности полимерных растворов с одинаковой массовой концентрацией, поэтому, когда частота колебаний полимерной системы относительно велика, G', G" и N системы полимерного геля близки к G', G" и N полимерного раствора.
Таблица 5. Результаты измерения размера молекулярного клубка Dh в полимерных гелях Table 5. Results of measuring the molecular coil size Dh in polymer gels
Массовая концентрация полимерного раствора с, мгл-1 Mass concentration of polymer solution, с, mg/L S5 is i о К a ши/мн "ff
1000 0 0 182,5
1000 0,2 4 166,5
1300 0 0 198,6
1300 0,4 4 172,3
1300 0,6 8 170,8
1600 0 0 237,4
1600 0,4 8 205,9
Размер молекулярного клубка Бп в полимерных гелях. По результатам экспериментов по гелеобра-зованию были выбраны полимерные гелевые си-
стемы с хорошим эффектом гелеобразования и подготовлены растворы полимерного геля, затем были помещены в термостат (45 °С) на 50 мин, были подготовлены целевые растворы. Размеры полимерного молекулярного клубка Д целевых растворов были измерены и проведены сравнительные анализы с размером молекулярного клубка полимера Д полимерного раствора с такой же массовой концентрацией. Результаты измерений представлены в табл. 5.
Из табл. 5 видно, что размер молекулярного клубка полимера в системе полимерного геля меньше, чем размер молекулярного клубка полимера с той же массовой концентрацией полимерного раствора. Это связано с тем, что и Сг3+ в полимерной гелевой системе сжимают электрический двойной слой, изменяют £ потенциал двойного слоя молекулы полимера и блокируют электростатическое отталкивание между карбоксильными анионами на цепях полимерных молекул. Кроме того, внутри одной полимерной молекулы происходят реакции внутримолекулярного сшивания, в результате происходит сжатие полимерных цепей, усиливается эффект молекулярного капсулирова-ния и уменьшается размер полимерных молекулярных клубков. Согласно анализу результатов фильтрационных экспериментов и тестирования вязкоэластичности полимерной гелевой системы, по сравнению с той же массовой концентрацией полимерного раствора межмолекулярная сила между молекулами полимера в системе негелели-рованного полимерного раствора не изменилась. Добавленный модификатор и сшивающий агент в полимерный раствор увеличил степень минерализации и соленость раствора, уменьшил размер молекулярного клубка полимера, но оказал меньшее влияние на молекулярную структуру полимера, т. е. полимерные молекулярные клубки сохраняют определенную степень гибкости, также увеличивается свободная миграционная способность молекулы полимера через керны, способность задержки через поры уменьшается, а коэффициент
сопротивления и коэффициент остаточного сопротивления снижаются. Однако для полимерных ге-левых систем с хорошим эффектом гелеобразова-ния, размер полимерных молекулярных клубков также снижается, но в связи с протеканием реакции внутримолекулярного сшивания в системе, жесткость полимерных молекулярных клубков повышается, способность задержки молекул полимерного геля в керне увеличивается и значительно увеличивается коэффициент сопротивления и коэффициент остаточного сопротивления. Таким образом, полимерная гелевая система, основанная на реакции внутримолекулярного сшивания, не только обладает высокой вязкоэластичностью, но также имеет меньший размер молекулярного клубка полимера, но и более лучшую способность задержки, что способствует достижению эффекта управления потоком в глубокой части керна.
Эффект вытеснения нефти полимерным гелем. После проведения реакции внутримолекулярного сшивания полимерного раствора свойства фильтрации и вязкоэластичность системы значительно улучшаются. Свойства фильтрации и вяз-коэластичность соответственно влияют на способность увеличения коэффициента охвата нефти и коэффициента вытеснении нефти из пластов, поэтому теоретически и практически система полимерного геля имеет хороший эффект увеличения добычи нефти. В связи с этим был исследован эффект вытеснения нефти за счет использования системы полимерного геля по сравнению с эффектом вытеснения нефти полимерным раствором с высокой массовой концентрацией. Результаты экспериментов представлены в табл. 6.
Из табл. 6 видно, что при тех же условиях система полимерного геля имеет более лучший эффект интенсификации добычи нефти, чем раствор полимера с высокой массовой концентрацией. Вяз-коэластичность полимерного раствора с высокой массовой концентрацией больше, чем вязкоэла-стичность полимерной гелевой системы, но большая вязкоэластичность полимерного раствора с высокой массовой концентрацией в основном достигается за счет повышения степени сцепления между молекулярными цепями полимера, которое неизбежно приводит к увеличению размера клубка полимерной молекулы и потере давления в входной части керна и в конечном итоге это приводит к уменьшению коэффициента охвата пласта нефти и коэффициента вытеснения нефти из пласта. С одной стороны, по сравнению с концентрированными растворами полимера размер агрегатов полимерных молекул в полимерной гелевой системе меньше, а способность миграции в керне сильнее, что позволяет управлять профилем в глубокой части керна.
С другой стороны, реакция внутримолекулярного сшивания снижает гибкость агрегатов полимерной молекулы, повышает жесткость, ухудшает их деформируемость в процессе прохождения через поры и увеличивает время задержки молекул
полимера в слое с высокой проницаемостью. С увеличением давления нагнетания повышается перепад давлений поглощения жидкости между слоями средней и низкой проницаемости и способность управления потоком жидкости возрастает. В результате полимерная гелевая система не только обладает хорошей приемистостью, также повышается давление нагнетания и объем охвата нефти. Кроме того, хорошая вязкоэластичность системы полимерного геля также способствует увеличению коэффициента охвата нефти и коэффициента вытеснения нефти, поэтому конечный коэффициент извлечения нефти за счет использования системы полимерного геля будет выше.
Таблица 6. Результаты экспериментов моделирования процессов вытеснения нефти Table 6. Results of modeling experiments of oil displacement
Коэффициент извлечения нефти, % Oil recovery ratio, %
Содержание эксперимента Content of the experiment ° cö cö Рч К S % * EH © Й Й £ СО © ее V Я а ЕВ If К о тенасыщенность, Oil saturation, % о; Д S ^ Я о К ;—1 К ^ О ¡-1 « е и ® ^ я .5 !© с§ J2 со «Д е l §.н io ф g ^ SS5-1 5я© Ä. К ^ * ^ 53
К е! S ° и X л4 '-1 ЙС5СС К Ö д
Заводнение 98 %+0,577пор
полимер+последующее заводнение до обводненно-
сти 98 % Water flooding 81,2 324,7 69,9 39,7 53,8 14,1
98 %+0,57 Vpore polymer+ subsequent water flooding to water cut 98 %
Заводнение 98 %+0,57 7пор полимерный гель+последующее заводнение до обводненности 98 % 31,4 205,9 68,9 40,7 56,1 16,0
Water flooding 98 %+0,57 Vpore polymer+ subsequent water flooding to water cut 98 %
Заключение
В настоящей работе приведены результаты исследований формирования полимерного геля из водного раствора полиакриламида в присутствии ацетата хрома. Установлены оптимальные полимерные гелевые системы с внутримолекулярным сшиванием при регулировании концентрации полимера, степени минерализации воды и соотношения содержания полимера и хрома.
Показано, что полимерная гелевая система по сравнению с системой полимерного раствора с той же концентрацией полимера имеет более высокую вязкоэластичность за счет протекания реакций внутримолекулярного сшивания, и вязкоэластичность полимерного геля повышается от степени сшивания. Также для полученных растворов полимерного
геля модуль накопления G', модуль потерь G" и первый градиент нормальных напряжений N значительно больше, чем для полимерных растворов.
Несмотря на то, что концентрированные полимерные растворы имеют высокую вязкоэластич-ность, их большие размеры агрегата полимерных молекул могут привести к низкой адаптации пласта. В связи с этим полимерная гелевая система на
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Zhang J. Study of crosslinking and transport blocking properties of polymer gel system in porous media // Petroleum geology and recovery efficiency. - 2012. - V. 19. - № 2. - P. 54-56.
2. Application progress of weak gel systems in oilfield profile control technology / D. Xu, Y. Zheng, S. Zhang, Y. Zhao, W. Li, D. Shen // Chemical industry and engineering progress. -2015. - V. 34. - № 5. - P. 1323-1331.
3. Манжай В.Н., Поликарпов А.В., Рождественский Е.А. Применение нефтерастворимых полимеров для повышения нефтеотдачи пластов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. - 2017. - Т. 328. - № 12. - С. 29-35.
4. Нажису, Ерофеев В.И., Исследование и применение комплексной технологии заводнения для повышения нефтеотдачи пластов // Успехи современного естествознания. - 2017. - № 10. -С. 96-100.
5. Current development and application of chemical combination flooding technique / Y. Zhu, Q. Hou, G. Jian, D. Ma, Z. Wang // Petroleum exploration and development. - 2013. - V. 40. -№ 1. - P. 90-96.
6. Seepage characteristics and mechanism of Cr3+ cross-linked polymer solution in ultra-high salinity media / J. Liu, X. Lu, G. Li, R. Wang, L. Niu // Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science). - 2013. - V. 37. - № 6. -P. 145-152.
7. Performance comparison of comb polymer gel and ordinary polymer gel / F. Wang, F. Zhao, J. Hou, Y. Tang, S. Cao, H. Hao // Oilfield Chemistry. - 2015. - V. 23. - № 2. - P. 209-212.
8. Bai B., Zhou J., Yin M. A comprehensive review of polyacrylami-de polymer gels for conformance control // Petroleum exploration and development. - 2015. - V. 42. - № 4. - P. 481-487.
9. Jia H., Pu W. Research on water control and water shutoff technologies of organic-gel // Journal of southwest petroleum university (Science & Technology Edition). - 2013. - V. 35. -№6. - P. 141-150.
10. Xiong C., Tang X. Technologies of water shut-off and profile control: an overview // Petroleum exploration and development. -2007. - V. 34. - № 1. - P. 83-86.
11. Effects of surfactant and alkali on the gelation performance of Cr3+ with HPAM and its action mechanism / J. Liu, X. Lu, Y. Zhang, W. Cao, K. Xie, H. Pan, J. Zhao, G. Li // Acta Petrolei Sinica (petroleum processing section). - 2018. - V. 34. - № 3. - P. 614-622.
основе полиакриламида с добавлением Cr3+ с более низкой массовой концентрацией и структурами, образованными за счет протекания реакций внутримолекулярного сшивания молекул полимера, обладает лучшей способностью управления потоком, хорошей вязкоэластичностью, поэтому их эффект повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений будет выше.
12. Molecular construction of Al3+ cross-linked polyacrylamide gel and its identification method / X. Lu, Y. Hu, J. Song, J. Zhao // Acta Petrolei Sinica. - 2005. - V. 260. - № 4. - P. 73-76.
13. Wang W., Lu X., Xie X. Evaluation of intramolecular cross-linked polymers // SPE Western regional and pacific section AAPG joint meeting. - Bakersfield, California, USA, 29 March - 4 April, 2008.- P. 1-9.
14. Modeling of pre-gel aggregate growth during the gelation of a po-lyacrylamide-chromium (III) acetate gel system using the theory of branching processes / M. Cheng, C. Wang, C.S. McCool, D.W. Green, G.P. Willhite // SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. - The Woodlands, Texas, 2-4 February, 2005. - P. 1-19.
15. Visualization experiments on polymer-weak gel profile control and displacement by NMR technique / Q. Di, J. Zhang, S. Hua, H. Chen, C. Gu // Petroleum exploration and development. -2017. - V. 44. - №2. - P. 270-274.
16. Vargas-Vasquez S.M., Romero-Zeron L.B. A review of the partly hydrolyzed polyacrylamide Cr (III) acetate polymer gels // Petroleum science and technology. - 2008. - № 4. - P. 481-498.
17. Analysis of reservoir applicability of hydrophobically associating polymer / K. Xie, X. Lu, Q. Li, W. Jiang, Q. Yu // SPE Journal. -2016. - V. 21. - № 1. - P. 1-9.
18. Analysis of dynamic imbibition effect of surfactant in micro cracks in reservoir with high temperature and low permeability / K. Xie, X. Lu, H. Pan, D. Han, G. Hu, J. Zhang, B. Zhang, B. Cao // SPE Production & Operations. - 2018. - V. 33. - № 3. - P. 596-606.
19. Lu X., Gao Z., Yan W. Experimental study of factors influencing permeability of artificial core // Petroleum Geology - Oilfield Development in Daqing. - 1994. - V. 13. - № 4. - P. 53-55.
20. Influence of rock pores on gel-forming of amphion polymer gel / J. Liu, X. Lu, Y. Zhou, S. Hu, B. Xue // Journal of China University of Petroleum. - 2014. - V. 38. - № 2. - P. 171-179.
21. Chen T., Zhou X., Tang F. EOR technology of weak gel flooding. - Beijing: Petroleum Industry Press, 2006. - P. 33-35.
22. Kong S., Kong B., Xiao L. Research and application of microgel flooding in Henan Oilfield - Beijing: Petroleum Industry Press, 2004. - P. 30-33.
23. Xu Y. Chemical reaction kinetics. - Beijing: Chemical Industry Press, 2005. - P. 125-130.
Поступила 08.11.2018 г.
Информация об авторах
Нажису, аспирант отделения нефтегазового дела Школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Ерофеев В.И., доктор технический наук, академик Российской академии естествознания, заслуженный деятель науки РФ, профессор отделения нефтегазового дела Школы природных ресурсов Национального исследовательского Томского политехнического университета.
Лу Цзиньлун, магистр ключевой лаборатории Министерства образования по увеличению нефтеотдачи пластов Института нефтегазового дела Северо-восточного нефтяного университета.
Ван Вэй, магистр ключевой лаборатории Министерства образования по увеличению нефтеотдачи пластов Института нефтегазового дела Северо-восточного нефтяного университета.
UDC 622.276
STUDY OF FILTRATION AND RHEOLOGICAL PROPERTIES OF POLYMER GEL TO IMPROVE OIL RECOVERY
Narisu1,
Vladimir I. Erofeev1,
Lv Jinlong2,
1461284070 @qq.com
Wang Wei2,
739497456 @qq.com
1 National Research Tomsk Polytechnic University, 30, Lenin Avenue, Tomsk, 634050, Russia.
2 Northeast Petroleum University,
199, Razvitiya street, Daqing, 163000, China.
The relevance. Polymer flooding is widely used in practice in the development of oil fields. The high-concentration polymer solution has strong viscoelasticity, but with the increase in mass concentration of the polymer, the compatibility problem occurs between polymer molecules aggregate size and reservoir rock pore size during its practical application. Cr3+polymer gel based on intramolecular cross-linking has a smaller aggregate size and good compatibility with the reservoir, so it is relevant to study the effect of gel formation of Cr3+ polymer gel and its influence factors.
The main aim of the research is to study filtration and rheologicalproperties of polyacrylamide-based aqueous gel with chromium acetate to enhance oil recovery
Methods: physical simulation of oil displacement and fluid filtration under reservoir conditions on a filtration unit, determination of viscosity of cross-linked polymer gel using the Brookfield DV-II viscometer, measuring the size of the molecular coil Dh in a Brookhaven BI-200SM light scattering system (Brookhaven Instruments Cop., USA), determination of viscoelasticity using the Harke10 rheometer. Results. Regulating the concentration of polymer, water solution salinity and the ratio of the polymer content and chromium (w (n/Cr3+)), one can obtain the Cr3+ polymer gel system based on intramolecular cross-linking with a smaller molecular aggregate and higher resistance confidence. After the reaction of intramolecular cross-linking of the polymer solution, on the one hand the viscoelasticity of the system is significantly improved and the oil displacement coefficient increased. On the other hand, the intramolecular crosslinking reaction reduces the flexibility of the polymer molecule aggregates, increases their rigidity, weaken their deformability in the process of passing through the pores, and enhance the retention ability in the high permeability layer. Cr3 + polymer gel system not only has good injectability, it can also gradually reach a higher injection pressure, so it enlarges sweep volume effectively In total, it is shown that the oil recovery coefficient of the polymer gel system is higher than the polymer solution.
Key words:
Polymer gel, intramolecular cross-linking of polymer molecules, viscoelasticity, molecular coil size, resistance coefficient, enhanced oil recovery
REFERENCES
1. Zhang J., Study of crosslinking and transport blocking properties of polymer gel system in porous media. Petroleum geology and recovery efficiency, 2012, vol. 19, no. 2, pp. 54-56.
2. Xu D., Zheng Y., Zhang S., Zhao Y., Li W., Shen D., Application progress of weak gel systems in oilfield profile control technology. Chemical industry and engineering progress, 2015, vol. 34, no. 5, pp. 1323-1331.
3. Manzhay V.N., Polikarpov A.V., Rozhdestvensky E.A. Application of oil-soluble polymers for increasing petroleum oil refining. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo assets engineering, 2017, vol. 328, no. 12, pp. 29-35. In Rus.
4. Narisu, Erofeev V.I. Investigation and application of integrated technology of the plant for improvement of petroleum oil refining. Advances in current natural sciences, 2017, no. 10, pp. 96-100. In Rus.
5. Zhu Y., Hou Q., Jian G., Ma D. Wang Z., Current development and application of chemical combination flooding technique. Petroleum exploration and development, 2013, vol. 40, no. 1, pp. 90-96.
6. Liu J., Lu X., Li G., Niu L. Seepage characteristics and mechanism of Cr3+ cross-linked polymer solution in ultra-high salinity media. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2013, vol. 37, no. 6, pp. 145-152.
7. Wang F., Zhao F., Hou J., Tang Y., Cao S., Hao H., Performance comparison of comb polymer gel and ordinary polymer gel. Oilfield Chemistry, 2015, vol. 23, no. 2, pp. 209-212.
8. Bai B., Zhou J., Yin M. A comprehensive review of polyacrylami-de polymer gels for conformance control. Petroleum exploration and development, 2015, vol. 42, no. 4, pp. 481-487.
9. Jia H., Pu W. Research on water control and water shutoff technologies of organic-gel. Journal of southwest petroleum university (Science & Technology Edition), 2013, vol. 35, no. 6, pp. 141-150.
10. Xiong C., Tang X. Technologies of water shut-off and profile control: an overview. Petroleum exploration and development, 2007, vol. 34, no. 1, pp. 83-86.
11. Liu J., Lu X., Zhang Y., Cao W., Xie K., Pan H., Zhao J., Li G. Effects of surfactant and alkali on the gelation performance of Cr3+ with HPAM and its action mechanism. Acta Petrolei Sinica (petroleumprocessing section), 2018, vol. 34, no. 3, pp. 614-622.
12. Lu X., Hu Y., Song J., Zhao J. Molecular construction of Al3+ cross-linked polyacrylamide gel and its identification method. Acta Petrolei Sinica, 2005, vol. 260, no. 4, pp. 73-76.
13. Wang W., Lu X., Xie X. Evaluation of intramolecular cross-linked polymers. SPE Western regional and pacific section AAPG joint meeting. Bakersfield, California, USA, 29 March - 4 April, 2008. pp. 1-9.
14. Cheng M., Wang C., McCool C.S., Green D.W., Willhite G.P. Modeling of pre-gel aggregate growth during the gelation of a poly-acrylamide-chromium (III) acetate gel system using the theory of branching processes. SPE International Symposium on Oilfield Chemistry. Woodlands, Texas, 2-4 February, 2005. pp. 1-19.
15. Di Q., Zhang J., Hua S., Chen H., Gu C. Visualization experiments on polymer-weak gel profile control and displacement by NMR technique. Petroleum exploration and development, 2017, vol. 44, no. 2, pp. 270-274.
16. Vargas-Vasquez S.M., Romero-Zeron L.B. A Review of the Partly Hydrolyzed Polyacrylamide Cr (III) Acetate Polymer Gels. Rome-ro-Zeron. Petroleum Science and Technology, 2008, no. 4, pp. 481-498.
17. Xie K, Lu X, Li Q, Jiang W, Yu Q. Analysis of Reservoir Applicability of Hydrophobically Associating Polymer. SPE Journal, 2016, vol. 21, no. 1, pp. 1-9.
18. Xie K., Lu X., Pan H., Han D., Hu G., Zhang J., Zhang B., Cao B. Analysis of dynamic imbibition effect of surfactant in micro cracks in reservoir with high temperature and low permeability. SPE Production &Operations, 2018, vol. 33. no. 3, pp. 596-606.
19. Lu X., Gao Z., Yan W. Experimental study of factors influencing permeability of artificial core. Petroleum Geology - Oilfield Development in Daqing, 1994, vol. 13, no. 4, pp. 53-55.
20. Liu J., Lu X., Zhou Y., Hu S., Xue B. Influence of rock pores on gel-forming of amphion polymer gel. Journal of China University of Petroleum, 2014, vol. 38. no. 2. pp. 171-179.
21. Chen T., Zhou X., Tang F. EOR technology of weak gel flooding. Beijing, Petroleum Industry Press, 2006. pp. 33-35.
22. Kong S., Kong B., Xiao L. Research and application of microgel flooding in Henan Oilfield. Beijing, Petroleum Industry Press, 2004. pp. 30-33.
23. Xu Y. Chemical reaction kinetics. Beijing, Chemical Industry Press, 2005. pp. 125-130.
Received: 8 November 2018.
Information about the authors
Narisu, post-graduate student, National Research Tomsk Polytechnic University.
Vladimir I. Erofeev, Dr. Sc., Academician of RANS, professor, National Research Tomsk Polytechnic University. Lv Jinlong, graduate student, Northeast Petroleum University. Wang Wei, graduate student, Northeast Petroleum University.
