CC BY
62
УДК 541.182.4/6:622.276/279
П. И. Церажков, С. В. Крупин, Ф. Ш. Файзутдинов
ЛАТЕКСЫ И ПОЛИОСНОВАНИЯ КАК ОСНОВЫ ПОТОКООТКЛОНЯЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ В НЕФТЕДОБЫЧЕ
Ключевые слова: латекс, нефтеотдача, стабильность, водораcтворимый полимер.
Патентный поиск и литературные исследования подтвердили актуальность использования водоограничительной технологии на основе латексных систем как способа увеличения нефтеотдачи. Результаты НИР подтвердили высказанные допущения о целесообразности внедрения латексов в промысловую практику.
Key words: latex, oil recovery, stability, water soluble polymer.
Nowadays as literature and patient search shows water isolation technologies based on latex dispersed systems are urgent and prospect. It is so because such systems consist of nanoparticles and that's why we could use it to make a technology increasing oil recovery. Analyzing the results of our colloid and chemical researches we can make a conclusion that such technologies could be used in oil-field practice.
Нефтепромышленный комплекс народного хозяйства является важнейшим звеном отечественной экономики [1]. Дальнейшее наращивание объемов реализации нефти на внутреннем и внешнем рынках требует не только освоения новых месторождений, но и повышения степени извлечения нефти. Соответственно, растет актуальность научно-технических разработок новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и поиска способов их оптимизации [2-9].
В связи с актуальностью проблем рациональной разработки нефтяных месторождений целями настоящей работы являлось определение оптимальной для ограничения водопритоков нефтяных месторождений степени стабилизации латексов, получение систем на основе рекомендуемой марки латекса и полиоснования, проведение лабораторных исследований данных систем в качестве основы потокоотклоняющих технологий при нефтедобыче.
В соответствии с изложенным целями, были поставлены конкретные задачи исследования:
- выделить из производимых на территории РФ латексов марки нашедшие наиболее широкое применение в методах увеличения нефтеотдачи;
- исследовать коллоидно-химические характеристики дисперсий каучуков и систем на их основе с точки зрения технологий ограничения водопритоков;
- провести сравнительный анализ двух выбранных марок латекса и различных систем на их основе;
- оптимизировать соотношение латексов с партнерами формирования водоограничительных материалов (ВОМ) с точки зрения коллоидно-химических характеристик;
- изучить влияние катионных водорастворимых полимеров (ВРП) на агрегативную устойчивость водных дисперсий каучука.
Объекты исследования
В рамках данной работы объектами исследования являлись латексы различных марок и концентраций, а именно, латексы СКС-65 ГП и СКС-65 ГПБ (в дальнейшем именуемые ГП и ГПБ соответственно). Данные марки латексов представлены в виде промышленных образцов ОАО "Воронежсинтезкаучук". Для формирования комплексов на основе эмульсий каучука были привлечены полиоснования.
Обсуждение результатов
Определение коллоидно-химических характеристик используемых латексов
Одной из задач данного исследования являлось изучение характеристик выбранных образцов латекса, особо важных с точки зрения технологий ограничения водопритоков.
В соответствии с поставленной задачей необходимо было определить устойчивости обеих марок латекса к воздействию различными видами электролитов, а также моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (плотность 1127 кг/м3 при исходной ионной силе 5,610 моль/л). Результаты проведенных исследований были сведены в таблицу 1. Судя по приведенным данным значительно большую стабильность показал образец латекса ГПБ. Для него ^-потенциал [10] составил минус 120 мВ, а для ГП - минус 65 мВ. Последнее свидетельствует, что латекс ГПБ обладает гораздо большей агрегативной устойчивостью по сравнению с латексом ГП.
Таблица 1 - Значения порогов коагуляции для латексов различных марок
Концентрация, моль/л Пластовая
ЫаО! КО! ОаО!2 МдО!2 РеО!э вода (I, моль/л)
СКС-65 ГП 0,9-1,0 1,6-1,8 0,01-0,025 0,01-0,025 0,006-0,01 0,056-0,070
СКС-65 ГПБ 2,6-2,8 3,4-3,6 0,1-0,2 0,1-0,2 0,007-0,01 0,281-0,310
Для изучения возможности проникновения частиц латекса как в высоко- так и низкопроницаемые участки пластовой матрицы необходимо оценить размер частиц латекса [10]. Согласно результатам спектрофотометрического анализа и последующих расчетов радиус частиц для латекса ГП составил 80 нм, а для латекса ГПБ - 89 нм. Таким образом частицы латексов двух видов обладают размерами одного порядка, которые сопоставимы со средними размерами пор пластовой матрицы высоко- и среднепроницаемых участков коллектора. Также для сравнительной оценки проникающей способности технологических составов была определена вязкость каждой марки латекса, показавшая, что для применения латексов в нефтепромысловом деле наиболее целесообразно использовать их при концентрациях ниже 24% массовых. Также была дана оценка устойчивости латексов к химическим воздействиям со стороны нефтяной фазы на основе анализа действия различных органических растворителей (табл. 2).
Таблица 2 - Устойчивость коагулюма латексов СКС-65 к действию растворителей
Гексан Толуол Бензол ЧХУ Ацетон
1=25°С н/р набух. р/р набух. н/р
1=70°С н/р набух. р/р р/р н/р
Исследование стойкости латексов к пониженным температурам показало, что в процессе цикла замораживание-размораживание обе системы не обладают достаточной устойчивостью, вследствие чего происходит их коагуляция. На основании этого можно заключить, что для поддержания работоспособности подобных систем на промыслах в зимнее время необходимо поддерживать температуру выше нуля градусов по Цельсию.
Влияние полиоснований на коллоидно-химические свойства латекса ГПБ
Ввиду актуальности применения положительно заряженных полимеров в нефтедобывающей промышленности в комплексе с латексами повышенной стабильности, одной из задач исследования являлось определение совместимости двухкомпонентной системы на основе латекса с полимерами поли-Ы-^-диаллилдиметламмонийхлорид (ПДАДМАХ) и поли-Ы N1 Ы-триметиламиноэтилметакрилат (ПТМАЭМА).
При взаимодействии латекса с ПДАДМАХ наблюдалось несколько порогов коагуляции, а именно при концентрациях 0,05%, 0,02%, 0,01% мас., что связано с возникновением эффекта перезарядки поверхности частиц латекса с отрицательной на положительную в результате адсорбции частиц полиоснования на поверхность частиц латекса (рис. 1). Для сравнения - электрокинетический потенциал частиц используемой марки латекса составлял минус 120 мВ.
100
Концентрация ПДАДМАХ, % масс
Рис. 1 - График изменения ^-потенциала в зависимости от содержания ПДАДМАХ в системе СКС-65 ГПБ - ПДАДМАХ
В случае ПТМАЭМА коагуляция латекса наблюдалась при концентрациях по массе 0,01%, 0,02%. График изменения электрокинетического потенциала системы принимал форму аналогичную случаю с ПДАДМАХ. Судя по результатам, система достаточно устойчива к воздействию флокулянта.
Согласно результатам проведенных исследований и последующих расчетов радиус частиц для латекса СКС-65 ГПБ составил 89 нм. А в системе с ПДАДМАХ, по мере увеличения концентрации, происходит увеличение размера частиц латекса, что свидетельствует о процессе адсорбции частиц положительно заряженного полимера на поверхности отрицательно заряженных частиц латекса (табл. 3).
Таблица 3 - Размеры частиц интерполимерных комплексов на основе латекса при различном содержании полиэлектролита в системе
Размер частиц при содержании полиэлектролита 0,008% мас., нм Размер частиц при содержании полиэлектролита 0,03% мас., нм Размер частиц при содержании полиэлектролита 0,04% мас., нм
Полиэлектролит ПДАДМАХ 147,2 282,2 358,8
Полиэлектролит ПТМАЭМА - 251,3 282,2
Следовательно, при использовании катионного полиэлектролита в комплексе с латексами количество вводимого полимера будет оказывать существенное влияние на величину положительного заряда частиц комплекса, а с учетом заряда частиц породы, образующей поровое пространство коллектора, и на стабильность формируемого водоограничительного состава.
Параметром наиболее полно характеризующим возможность применения подобных систем в качестве гидроизолирующих композиций являются величины порогов коагуляции при взаимодействии как с растворами различных солей так и с моделью пластовой воды определенного месторождения (табл. 4).
Данные представленные в таблице являются свидетельством значительно большей стабильности системы с концентрацией 0,03% мас., чем при концентрации 0,04%, в связи с чем, можно предположить, что данная система (латекс-полиоснование 0,03%) будет проникать дальше по сравнению с концентрацией полиэлектролита 0,04% мас. Исходя из полученных данных, можно допустить, что системы в пластовых условиях будут агрегативно устойчивы и, манипулируя концентрацией одной из солей в последующей оторочке, появится возможность, регулировать расстояние гидроизоляционного экрана в пласте при отработке технологии в промысловых условиях.
Выводы
1. Установлено, что латекс марки СКС-65 ГПБ может быть взят за основу при создании водоограничительного материала при заводнении месторождений средне- и высокоминерализованными водами.
2. Показана способность латекса марки СКС-65 ГПБ к перезарядке под воздействием промышленного водорастворимого полиоснования, что позволяет регулировать характер сродства водоограничительного материала к пластовой матрице.
3. Возможно повышение агрегативной устойчивости латекса при обработке солями полиоснований ПТМАЭМА и ПДАДМАХ, необходимой при однократной доставке водоограничительного материала на большую дистанцию от нагнетательной скважины.
4. Показано, что исследование коллоидно-химических свойств латексов и полиоснований может служить основанием для рекомендаций по использованию данных систем в качестве водоограничительного материала в межскважинной зоне неоднородного нефтеносного коллектора.
Таблица 4 - Значения порогов коагуляции в системе латекс-ВПК
Концентрация, моль/л Модель пластовой воды Ромашки некого м/р Модель пластовой воды Южно-Сургутс кого м/р
NaCl KCl CaCl2 MgCl2 NaHCOs Na2 SO4
СКС-65 0,9 1,6 0,01 0,01 0,9 0,056
ГП ^ ^ ^ ^ н/к ^ ^ н/к
1,0 1,8 0,025 0,025 1,0 0,070
СКС-65 2,6 3,4 0,1 0,1 0,4 0,281
ГПБ ^ ^ ^ ^ н/к ^ ^ н/к
2,8 3,6 0,2 0,2 0,5 0,310
ГПБ+ 0,2 0,4 0,08 0,05 0,05 0,5
ПДАДМА ^ ^ ^ ^ ^ - н/к
Х 0,03 % 0,3 0,9 0,17 0,09 0,1 0,9
ГПБ+ 0,2 0,4 0,08 0,05 0,05
ПДАДМА ^ ^ ^ ^ ^ н/к - н/к
Х 0,04 % 0,3 0,9 0,17 0,09 0,1
ГПБ+ 0,1 0,2 0,09 0,04 0,2 0,009
ПТМАЭМ ^ ^ ^ ^ ^ ^ - н/к
А 0,03 % 0,2 0,5 0,18 0,06 0,3 0,01
ГПБ+ 0,02 0,06 0,04 0,09 0,05 0,009 0,002
ПТМАЭМ ^ ^ ^ ^ ^ ^ -
А 0,04 % 0,04 0,09 0,09 0,1 0,1 0,01 0,003
Литература
1. Муслимов, Р.Х. М 91 Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. - Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005. - 688 с.
2. Заявка 09114031/03 Россия, МПК7 С 04 В 28/06. Состав раствора для герметизации стыков: Попова О.С.; Костеров А.Е., Дружининский Г.А., Медвнская В.С., Гилько А.В. №99114031/03; заявл. 28.06.1999; опубл. 10.05.2001. Рус. - 3 с.
3. Композиция для повышения нефтеотдачи Enhanced oil recovery composition: пат. 4795772 США, МКИ С 08 L 0/00 /Hsieh Wen-Chiny; Union Oil Co. - №95519; Заявл. 08.09.1987 опубл. 03.01.1989 НКИ - 4 с.
4. Пат. 2172821 Россия. МПК7 Е 21 В 43/22. Состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта: ОАО «Акционерная нефтяная компания «Башнефть»» Исламов Ф.Я., Плотников И.Г., Шувалов А.В., Парамонов С.В., Хлебников В.Н., Базокина Л.В., Аммаев Р.Х. №20001 24122/03; заявл. 20.09.2000; опубл. 27.08.2001 Рус. - 3 с.
5. Пат. 5262452 США МКИ5 С 09 К 7/00. Состав для цементации нефтяных скважин Oil well cementing formation: Gopalkrishnan Sridhar; BASF corp. - № 940553; Заявл. 4.2.92; опубл. 16.11.93 - 2 с.
6. Пат. 5135577 США, МКИ5 С 04 В 7/00, Е 21 В 33/13. Состав и способ сохранения высокой вязкости, содержащего цемент шлама при повышенной температуре. Composition and method for inhibiting thermal thinning of cement: / Brothers L.E.; Halliburton Co. - № 609342; заявл. 5.11.90; опубл. 4.8.92; ККИ 106/724 - 2с.
7. Пат. 5438966 США, МПК7 Е 21 В 33/13. Эластичные тампонажные цементные составы и способы их изготовления. Resilient new cement composition and methods: Halliburton energy services, Inc., Chatterli Jiten, Cromwell Roger S., Reddy Baireddy R., King Bobby J. № 09/255301; заявл. 22.02.1999. Опубл. 22.05.2001 НПК 166/295. (Англ) - 2 с.
8. Заявка 2351986 Великобритания, МПК7 С 09 К 7/02. Латексные добавки для водных буровых жидкостей. Latex additive for water-based drilling fluids; Sofitech N.V., Bailey Louise, № 08/873773; Заявл. 12.07.1999; опубл. 17.01.2001 НПК E 1F (Англ) - 2 с.
9. А. с. №595489 СССР, М.Кл.2 Е21В33/138 УДК 622.245.43(088.8)Тампонажный раствор для изоляции зон поглощения. Б.М. Курочкин, И.В. Горбунова, И.В. Корней, Е.У. Маликова, Л.И. Гаврилова, Г.В. Ситников, В.Г. Жженов; Заявл. 17.05.76; опубл. 28.02.78 Бюл. № 8. - 2 с.
10. Третьякова, А.Я. Практикум по физикохимии дисперсных систем и полимеров / А.Я. Третьякова.- Казань: Изд-во Казан. химико-технол. ин-та, 1986. - 84 с.
© П. И. Церажков - асп. каф. физической и коллоидной химии КГТУ, peterts_big@mail.ru; С. В. Крупин - д-р техн. наук, проф. каф. физической и коллоидной химии КГТУ, membrana@kstu.ru, Ф. Ш. Файзутдинов - студ. КГТУ, colleroc@rambler.ru.
