CC BY
28
Федорова А.Ф.1, Шиц Е.Ю.2, Портнягин А.С.3
1-кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник, 2- кандидат технических наук, заведующий лабораторией,
3 " "
-младший научный сотрудник Институт проблем нефти и газа СО РАН
ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИХ СВОЙСТВ РАСТВОРОВ КМЦ И ПАА В УСЛОВИЯХ АНОМАЛЬНО НИЗКИХ ПЛАСТОВЫХ
ТЕМПЕРАТУР
Структура извлекаемых запасов нефти в России в настоящее время -более 60% относится к категории трудноизвлекаемых. Запасы нефти таких месторождений, с приемлемыми технико-экономическими показателями, могут быть выработаны только при условии применения физико-химических методов воздействия на нефтяной пласт. В этой связи, особую актуальность приобретает выбор наиболее эффективной технологической схемы воздействия на пласт, направленный на максимальное снижение остаточных запасов нефти. В мировой и отечественной практике широко используется, в качестве агентов поддержания пластового давления (ППД) и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН), закачка оторочек различных химреактивов (поверхностно-активных веществ, концентрированной серной кислоты, тринатрийфосфата, углекислоты и др.) и, в том числе, композиций на основе водорастворимых полимеров. Использование водорастворимых полимеров позволяет в значительной степени нивелировать проводимость фильтрационных путей для нефти и воды, выровнять фронт вытеснения нефти водой, продлить безводный период эксплуатации скважин, что в результате способствует увеличению нефтеизвлечения.
Полимерное воздействие в программах использования методов нефтеотдачи пластов США, Канады, стран Латинской Америки и КНР
занимает одно из ведущих мест, постоянно возрастают объемы его внедрения и у нас в стране.
Широкое распространение полимерного заводнения обусловлено несомненными его достоинствами, метод хорошо подходит для извлечения нефти с высокой вязкостью, в условиях различных стадий разработки месторождений с неравномерной проницаемостью, различных по свойствам и строению коллекторов, осуществляется при небольших расходах реагента, не требует применения дорогостоящего и сложного оборудования. Недостатки метода, такие как, снижение стабильности растворов полимеров при высоких температурах (термодеструкция) и минерализации пластовых флюидов, как правило, устранимы за счет тщательного подбора состава полимерной композиции, а также проведения ее модификации.
В настоящее время широкое промысловое использование метода полимерного заводнения в процессах нефтедобычи основано на проведенных многочисленных научных исследованиях. Однако следует отметить, что в мировой практике водорастворимые полимеры для ППД и повышения КИН в условиях низких пластовых температур не применялись и особенности их поведения в пласте не изучались.
Нефтяные залежи Юго-Западной Якутии характеризуются весьма специфическими термобарическими параметрами: аномально низкими пластовыми температурами и давлениями. Так, пластовые температуры этих месторождений на глубинах от 1100 до 2000м, составляют 12-160С, что на 40-500С ниже среднемировых (при геотермическом градиенте 30С/100м). Во всех проектах опытно-промышленной и промысловой эксплуатации планируется, либо уже используется метод гидродинамического воздействия (заводнение) с применением высокоминерализованных солевых растворов. Как известно, при заводнении КИН в лучших условиях составляет не более 55-65% и при этом значительная часть нефти (до 70% от остаточных запасов)
остается в неохваченных заводнением участках пласта вследствие макронеоднородности и высокой подвижности воды относительно нефти.
Всестороннее изучение проблемы совместимости пластовых вод и закачиваемых растворов учетом индивидуального химического состава, ионной силы смешиваемых растворов, возможности протекания конкурирующих реакций, а также низких температур позволило установить, что при совмещении этих растворов происходит значительное снижение фильтрационных характеристик пород - коллекторов по причине их интенсивной сульфатизации и кальцинирования [1,82]. Для исключения нежелательного кристаллообразования и ухудшения фазовой проницаемости по нефти, а также повышения эффективности метода гидродинамического воздействия в качестве агентов нефтевытеснения было предложено использовать растворы полимеров.
Таким образом, исследования направлены на экспериментальное изучение возможности повышения КИН путем применения водорастворимых полимерных составов, способных сохранять свою стабильность в специфических термобарических условиях месторождений Юго-Западной Якутии.
При исследовании нефтевытесняющих свойств растворов ПАА и КМЦ в условиях, приближенных к пластовым, были получены зависимости коэффициента проницаемости от объема раствора полимера, проходящего через образец керна-коллектора.
Установлено, что для растворов КМЦ с увеличением концентрации полимера происходит снижение коэффициента проницаемости, возможно, обусловленное повышением сдвиговых напряжений полимера при его фильтрации. Так, при прокачке растворов КМЦ с различной концентрацией через образцы в количестве, соответствующем более чем 4-м объемам его порового пространства, коэффициент проницаемости при использовании раствора с концентрацией 3 г/л уменьшается в 10 раз, с концентрацией 5 г/л -
5,5 раз, а 7 г/л - в 4,4 раза. Снижение фильтрационных характеристик образцов керна-коллектора происходит в результате частичной адсорбции и механического улавливания полимера пористой средой.
Применение раствора полиакриламида в качестве агента вытеснения нефти приводит к более резкому снижению фильтрационных характеристик керна-коллектора, чем раствора карбоксиметилцеллюлозы. Так при прохождении растворов ПАА 4-х объемов порового пространства образца наблюдается снижение коэффициента проницаемости до нуля, причем это снижение наблюдается для всех исследованных концентраций полимера.
б
Рис.1. Микрофотографии (1х45) керна-коллектора после фильтрации растворов полимеров: а - исходный образец керна; б - после фильтрации раствором КМЦ (5 г/л); в - после фильтрации раствором ПАА (1 г/л).
На микрофотографиях сколов образцов кернов до и после фильтрации через них растворов полимеров (рис.1) наблюдается явное изменение «живого сечения» поверхности образца при использовании вытесняющего раствора на основе ПАА. Видно, что часть пор образца подверглась физически необратимой закупорке и блокированию полимерными
а
в
частицами. Это вызвано так называемым «фактором сопротивления» и обусловлено неньютоновским характером течения растворов ПАА, а так же адсорбцией полимера на поверхности пористой среды, что уменьшает размер и изменяет форму фильтрационных каналов. Кроме того, пластовая вода Иреляхского месторождения характеризуется высокой минерализацией (396 г/л), содержание ионов кальция и магния составляет 100,2 и 22,7 г/л, соответственно, снижение коэффициента проницаемости связано с активным протеканием процесса высаливания макромолекул ПАА и образованием второй фазы (явление коацервации), которая представляет собой более концентрированнный раствор полимера.
Таким образом, экспериментальными исследованиями показано, что вытесняющие растворы на основе КМЦ по сравнению с растворами на основе ПАА имеют большую стабильность свойств при нефтевытеснении.
Для разработки базовых вытесняющих составов на основе водорастворимых полимеров экспериментально был определен коэффициент извлечения нефти (КИН) в зависимости от типа полимера и его концентрации в растворе (табл.1) на установке УИПК - 02М, входящей в исследовательский комплекс АКМ, по методике [2, 167], соответствующей ГОСТ 26450.2-85. Для увеличения эффективности исследовательского процесса была произведена модернизация заводской комплектации этой установки, что позволило последовательно определять газопроницаемость и проницаемость по жидким флюидам образцов керна.
Установлено, что растворы на основе ПАА и применяемый на Иреляхском месторождении РС(Я) высокоминерализованный солевой раствор ППД характеризуются практически одинаковыми значениями КИН (растворы ПАА от 37 до 40%, раствор ППД - 40%). Низкие нефтевытесняющие свойства этих растворов обусловлены химической несовместимостью этих агентов с пластовыми флюидами в существующих термобарических условиях, результатом которой в первом случае является
выпадение твердого осадка сульфата кальция, а во втором - полимерных частиц на поверхности пористой среды, что и приводит к значительному снижению фильтрационных характеристик породы- коллектора и КИН.
Таблица 1
Зависимость коэффициента извлечения нефти от концентрации раствора
КМЦ при 10 °С
№ п/ п Раствор Концентрация, г/л КИН, %
1 КМЦ 3 56,1
2 5 68
3 7 61
4 ПАА 0,5 40,5
5 1 40
6 2 37
7 Высокоминерализованны
й 285 40
раствор ППД
Для вытесняющих растворов на основе КМЦ значение коэффициента извлечения нефти в 1,4 - 1,7 раза больше, чем для солевого раствора ППД. Самым высоким значением КИН (68%) характеризуется вытесняющий раствор КМЦ с концентрацией полимера 5 г/л, который и по показателю соотношения вязкостей растворов полимера и нефти в 1,5 раза превосходит раствор ППД. Следовательно, применение раствора
карбоксиметилцеллюлозы с концентрацией 5 г/л в качестве базового нефтевытесняющего агента может быть наиболее целесообразно с точки зрения повышения технико-экономических показателей месторождений, характеризующихся высокой минерализацией пластовых флюидов и низкими пластовыми температурами.
Таким образом, при выборе агента вытеснения нефти на основе водорастворимых полимеров, стабильных и эффективных в условиях низких пластовых температур сохраняют свою актуальность исследования их реологических характеристик, нефтевытесняющей способности
применительно к конкретному месторождению с учетом реальных пластовых температур, химической совместимости агента вытеснения нефти с пластовыми флюидами и свойств породы-коллектора.
Литература:
1. Калинко М.К. Методика исследования коллекторских свойств кернов. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 435 с.
2. Федорова А.Ф., Сафронов А.Ф., Шиц Е.Ю., Портнягин А.С.. Исследование совместимости пластовой воды Иреляхского газонефтяного месторождения с агентами поддержания пластового давления // Нефтяное хозяйство. - Москва, 2008. - №1. - С. 82-85.
