Применение ассоциатов высокомолекулярного полимера в технологии ограничения водопритока добывающих скважин Текст научной статьи по специальности «Химические технологии»

УДК 622.276

И. Н. Дияров, Н. Ю. Башкирцева, Р. Р. Аглиуллин ПРИМЕНЕНИЕ АССОЦИАТОВ ВЫСОКОМОЛЕКУЛЯРНОГО ПОЛИМЕРА В ТЕХНОЛОГИИ ОГРАНИЧЕНИЯ ВОДОПРИТОКА ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН

Разработан гидрофобный органический гель для технологии ограничения водопритока добывающих скважин. Изучена зависимость выхода геля и реологические свойства гидроизоляционного состава от соотношения компонентов и их концентрации в углеводородном растворителе. Исследовано влияние гидроизоляционного состава на изменение фазовой проницаемости моделей пласта по воде.

Большинство крупных месторождений нефти Республики Татарстан вступило в позднюю стадию разработки. Это связано со значительной выработанностью активных запасов, приуроченных к высокопродуктивным пластам, высокой обводнённостью добываемой продукции, увеличением доли трудноизвлекаемых запасов [1], что предопределяет снижение объемов добычи нефти и значительное увеличение добычи воды.

Одним из путей повышения нефтеотдачи и интенсификации разработки нефтяных месторождений является использование физико-химических методов регулирования фильтрационных потоков. Основной формой реализации этих методов является закачка в нефтяной пласт флюидов, обладающих свойствами свободно- или связнодисперсных систем либо обеспечивающих их образование непосредственно в пласте. Такими системами могут быть золи, гели, растворы полимеров, эмульсии, пены и их комбинации. Для данных методов желательно, чтобы они могли быть реализованы в виде закачки единой, целостной порции флюида. Технологии, базирующиеся на последовательной закачке порций химических реагентов с расчетом на их смешение в определенном месте пласта с образованием систем с заданными свойствами, оказываются не всегда эффективными в промысловых экспериментах [2]. Вместе с тем сложные геологические условия залегания, фильтрационно-емкостная неоднородность пластов, высокая минерализация пластовых вод ограничивают возможности эффективного применения многих известных методов повышения нефтеотдачи пластов.

В данной статье рассмотрен физико-химический метод повышения нефтеотдачи с применением гидрофобного органического геля, получение которого основано на принципе коагуляции коллоидного раствора высокомолекулярного полимера (ВМП) - сополимера этилена с винилацетатом - при взаимодействии с компрессорным маслом (КМ), представляющим собой блоксополимер окиси этилена и окиси пропилена. В ходе научных исследований изучено влияние соотношения компонентов на количественный выход геля и его реологические свойства. Для этого в раствор полимера в этилбензольной фракции с концентрацией 10, 15 и 20 % мас. вводилось компрессорное масло до и после использования в компрессорах высокого давления. Результаты исследований представлены на рис. 1, на котором приведена зависимость удельного выхода геля (г геля / г ВМП) от удельного расхода компрессорного масла (г КМ / г ВМП).

Рис. 1 - Зависимость удельного выхода геля в растворе от удельного расхода КМ и концентрации ВМП в углеводородном растворителе:

1 - чистое КМ, 10 % ВМП; 2 - отработанное КМ, 10 % ВМП;

3 - чистое КМ, 15 % ВМП; 4 - отработанное КМ, 15 % ВМП;

5 - чистое КМ, 20 % ВМП; 6 - отработанное КМ, 20 % ВМП

Анализ результатов (рис. 1) показывает, что выход геля при увеличении количества вводимого компрессорного масла сначала монотонно возрастает и при достижении определенного значения достигает максимума, то есть с увеличением удельного расхода компрессорного масла полимер постепенно вовлекается в образование геля и формируются ассоциаты различной структуры. При определённой концентрации возникает устойчивый гель, количество которого стабильно, то есть дальнейшее увеличение количества вводимого компрессорного масла не приводит к повышению выхода органического геля (рис. 1).

В формировании геля также играет большую роль и концентрация полимера в растворителе. Как видно из рис. 1, чем больше исходное содержание полимера в углеводородном растворителе, тем выход геля выше при одинаковом удельном расходе компрессорного масла. Чем меньше концентрация полимера, тем большее количество компрессорного масла необходимо для вовлечения полимера в образование геля. Таким образом, изменяя удельный расход компрессорного масла, можно регулировать степень вовлечения полимера в образование геля, тем самым, контролируя выход и свойства образующегося геля.

О структуре ассоциатов косвенно говорят его реологические свойства. В таблице 1 представлены значения динамической вязкости составов при различных скоростях сдвига. При увеличении концентрации полимера в растворе с 10 до 15 % наблюдается повышение значений динамической вязкости в 2,5 раза (с 9000 до 23600 сПз). При увеличении скорости сдвига вязкость снижается, но общая закономерность изменения вязкости от соотношения компонентов сохраняется. Как видно из таблицы 1 все составы обладают достаточно высокими значениями предельного напряжения сдвига, что говорит об их высокой структурно-механической прочности.

Таблица 1 - Реологические свойства составов

Концентрация ВМП, % масс. Тип, удельный расход КМ, г/г 3 Динамическая вязкость (10 сПз) от скорости сдвига (с-1) при 25 °С Предельное напряжение сдвига, Н/м2

0,9 1,5 1,8 2,9 4,4 5,9

чистое; 1,5 9,0 5,2 3,2 2,4 1,8 1,2 1142

чистое; 3,0 16,8 13,7 11,6 9,7 8,1 7,4 7200

чистое; 5,0 11,1 5,1 3,9 2,9 2,0 1,9 1549

10

отработ.; 1,5 1,7 1,5 1,1 0,9 0,7 0,6 574

отработ.; 4,0 4,5 3,5 3,0 2,2 1,7 1,3 1049

отработ.; 5,0 1,7 0,9 0,9 0,6 0,5 0,4 397

чистое; 0,5 23,6 20,8 19,7 17,3 11,9 10,3 8922

чистое; 1,5 37,5 22,3 18,4 12,0 8,4 6,3 5577

чистое; 5,0 23,8 20,1 15,1 12,1 10,1 7,4 5388

15

отработ.; 1,0 2,0 1,9 1,8 1,7 1,5 1,1 1111

отработ.; 1,5 9,2 8,3 7,9 7,1 6,9 6,2 5578

отработ.; 5,0 4,7 3,7 3,0 2,4 1,9 1,7 1432

Изучение реологических свойств системы «ВМП - КМ - растворитель» проведено в зависимости от удельного расхода вводимого компрессорного масла и исходной концентрации полимера в этилбензольной фракции. Результаты экспериментов представлены на рис. 2.

При наибольшем выходе органического геля (рис. 1) наблюдается максимальная динамическая вязкость (рис. 2). Снижение вязкости после достижения экстремума объясняется разбавлением системы компрессорным маслом, не участвующим в образовании ас-социатов. Таким образом, не всё количество компрессорного масла входит в состав геля. В таблице 2 представлена доля (% масс.) компрессорного масла, участвующая в формировании геля. Например, если к 200 г 15 %-ого раствора полимера добавить чистое компрессорное масло с удельным расходом 2 г/г (то есть 60 г), то только ~ 25 % (~ 15 г) масла будет вовлечено в образование органического геля, остальная часть будет распределена в жидкой фазе.

Рис. 2 - Зависимость динамической вязкости гидроизоляционного состава при скорости сдвига 1,5 с-1 от удельного расхода КМ и исходной концентрации ВМП:

1 - чистое КМ, 10 % ВМП; 2 - отработанное КМ, 10 % ВМП;

3 - чистое КМ, 15 % ВМП; 4 - отработанное КМ, 15 % ВМП

Таблица 2 - Зависимость степени вовлечения компрессорного масла в образование геля от удельного расхода компрессорного масла и исходной концентрации полимера

Исходная концентрация ВМП, % мас. Степень вовлечения КМ, хода, г/г % мас. в зависимости от удельного рас-

чистое отработанное

1 2 3 4 5 1 2 3 4 5

10 - - - 11 9 - - - 11 9

15 - 25 17 13 10 - 25 16 12 10

20 50 25 17 13 10 39 24 16 12 9

Из результатов исследований (рис. 2) видно, что при повышении исходной концентрации полимера в растворе для обеспечения полного вовлечения полимера в образование геля необходимо введение меньшего количества компрессорного масла, при этом образуется более структурированный гель и состав, обладающий более высокой динамической вязкостью. Динамическая вязкость гидроизоляционного состава, в котором использовалось отработанное компрессорное масло, в 2^3 раза ниже вязкости состава с использованием чистого компрессорного масла, а для полного вовлечения полимера в образование ассоциатов отработанного компрессорного масла необходимо на 30^50 % больше, чем

чистого, однако в данных случаях будут формироваться разные гели с различной структурой ассоциатов. Таким образом, за счёт применения чистого или отработанного компрессорного масла (либо их композиции) возможно получение геля с различными физикохимическими свойствами.

Растворы с большим количеством полимера использовать в промысловых условиях достаточно трудно, так как они обладают неудовлетворительными эксплуатационными свойствами (табл. 3). При повышении концентрации полимера в этилбензольной фракции с 5 до 20 % мас. наблюдается резкое увеличение температуры застывания (с 0 до 20 °С) и динамической вязкости раствора (с 5 до 217 сПз при скорости сдвига 8,8 с-1). Поэтому дальнейшие исследования проводились при концентрации полимера в этилбензольной фракции 10 % мас.

Таблица 3 - Свойства растворов полимера в этилбензольной фракции

Концентрация ВМП, % мас. Время растворения ВМП, мин Температура застывания, °С Динамическая вязкость (сПз) от скорости сдвига (с-1) при 25 °С

1,5 8,8 29,4 88,2 176,5

5 20 0 4 5 7 8 6

10 20 0 16 16 16 16 21

15 25 15 69 69 68 76 80

20 30 20 183 217 258 275 273

Применение гелей в нефтепромысловой практике с целью снижения обводнённости основано на блокировании водопромытых участков. Вместе с тем часто причиной преждевременной обводнённости добывающих скважин является капиллярно-концевой эффект (ККЭ), осложняющий процесс вытеснения нефти из проницаемых коллекторов, физическая сущность которого заключается в образовании на выходе из пласта зоны повышенной обводненности. Объяснение этому явлению состоит в том, что в пористой среде две не-смешивающиеся фазы находятся под разными давлениями, которые отличаются на величину капиллярного давления. Поэтому на стенке скважины насыщенность смачивающей фазой близка к максимальной. Если пористая среда гидрофильна, то при вытеснении нефти водой часть прискважинной зоны добывающих скважин может быть заблокирована водой под действием ККЭ, а это отражается на производительности скважин [3]. С целью снижения ККЭ необходима обработка прискважинной зоны пласта реагентами-гидрофобизаторами, принцип действия которых основан на физической адсорбции поверхностно-активного вещества на границе раздела фаз «жидкость - твердое тело» с образованием гидрофобной молекулярной пленки, изменяющей смачиваемость гидрофильной поверхности породы [4]. Что приводит к снижению водонасыщенности пристеночного слоя скважины, в результате чего увеличивается приток нефти в скважину, и уменьшается фазовая проницаемость по воде.

Гидрофобизирующее действие реагентов можно оценить по эффекту капиллярного впитывания воды кварцевым песком, обработанным гидрофобизатором. В проводимых ранее исследованиях было установлено, что растворы высокомолекулярного полимера, применяемого для получения геля, в углеводородных растворителях обладают мощным

гидрофобизирующим эффектом [5]. В связи с этим представляется интересным изучение закономерностей капиллярной пропитки жидкой фазы, отделившейся при образовании геля, с целью получения информации о возможности применения исследуемых составов в качестве гидрофобизаторов.

Изучена гидрофобизирующая способность растворов жидкой фазы, отделенной от выделившегося органического геля, в результате взаимодействия 10 %-го раствора полимера в этилбензольной фракции и отработанного компрессорного масла с удельным расходом 4 г/г. Оценка эффективности проводилась по высоте поднятия воды в капилляре по кварцевому песку с диаметром частиц 0,140^0,315 мм, обработанному растворами отделившейся жидкой фазы в бензине. Чем ниже высота поднятия воды, тем выше гидрофоби-зирующее действие реагента (рис. 3).

Гидрофобизирующий эффект от обработки растворами жидкой фазы сопоставим с гидрофобизацией кварцевого песка бензином (рис. 3), это косвенно подтверждает вовлечение всего количества полимера в образование органического геля, так как если даже небольшое количество полимера (0,05 % масс.) будет присутствовать в жидкой фазе, то гидрофобизирующий эффект будет существенным (рис. 3). Таким образом, изменяя соотношение компонентов и контролируя степень вовлечения полимера в образование ассоциата, можно регулировать гидрофобизирующие свойства состава.

Время, мин Концентрация компонента в бензине, % мас.

■ 1 % ЖФ Н=1-2 % ЖФ -Д-3 % ЖФ

■4 % ЖФ 5 % ЖФ -в-6 % ЖФ

■Бензин ♦ 0,05 % ВМП -----Без обработки

Рис. 3 - Высота поднятия уровня воды в капилляре по кварцевому песку, обработанному растворами различной концентрации

Эффективность технологии обработки призабойной зоны пласта с повышенной обводнённостью можно оценить по изменению фазовой проницаемости по воде до и после обработки гидроизоляционным составом на моделях пласта с различными фильтрационными характеристиками. В ходе экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости стеклянная трубка с внутренним диаметром 20 мм и длиной 350 мм заполняется сухим кварцевым песком заданного гранулометрического состава (фракция

0,140^0,315 мм) с дальнейшим уплотнением пористой среды до постоянного объема легким постукиванием. Через сухой песок профильтровывается один поровый объем воды с минерализацией 150 мг/л. Полученная таким образом модель пласта называется «начально-водонасыщенной». Затем производится обработка гидроизоляционным составом в количестве 0,2 порового объёма и выдержка в течение 24 часов. Для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряют время прохождения каждого порового объема воды через пласт. Эксперимент проводят при избыточном давлении 2^3 атм. Расчёт коэффициентов фазовой проницаемости по воде до и после обработки гидроизоляционными составами производят по закону Дарси.

Установлено, что обработка «начально-водонасыщенной» модели пласта отработанным компрессорным маслом снижает фазовую проницаемости по воде до 1,5 раз. Компрессорное масло обладает слабым гидрофобизирующим действием, а 10 %-ый раствор высокомолекулярного полимера в этилбензольной фракции позволяет снизить фазовую проницаемость до 10^11 раз, поэтому передозировка любого компонента в промысловых условиях не окажет отрицательного влияние на технологию обработки призабойной зоны и не снизит эффект от применения. Обработка модели пласта разработанным гидроизоляционным составом полностью ограничивает фильтрацию воды через пласт при депрессии в 2 атм., таким образом, происходит полное блокирование порового пространства. Следовательно, моделируя состав жидкой фазы, содержащий высокомолекулярный полимер и компрессорное масло, можно регулировать изменение фазовой проницаемости за счёт соотношения эффектов блокирования и гидрофобизации.

Недостатками многих технологий, которые применяются в промысловой практике, является частичная или полная десорбция или физическое растворение применяемых реагентов в процессе эксплуатации. Поэтому при переходе к промышленным испытаниям разработанного гидроизоляционного состава кроме учёта сложных геолого-физических условий (неоднородность участков с различной степенью нефтенасыщенности и обводненности), необходимо учитывать степень десорбции состава с породы, которая оценивалась по изменению фазовой проницаемости модели пласта по воде после фильтрации 30 поровых объёмов воды. Фазовая проницаемость модели пласта, обработанного компрессорным маслом, при промывки водой снизилась в 3,2 раза от первоначальной, а при обработке раствором полимера - осталась на прежнем уровне. Таким образом, если для компрессорного масла характерна частичная десорбция с поверхности породы, то высокомолекулярный полимер образует устойчивую плёнку, которая характеризует высокие адсорбционные свойства полимера.

Основным недостатком большинства технологий на основе гелей является блокирование отдельных зон нефтенасыщенного пласта. Поэтому было изучено влияние стабильности состава при взаимодействии с нефтью. Установлено, что при контакте нефти и разработанного состава в течение суток гель полностью разрушается. Следовательно, гель, попавший в нефтесодержащий пропласток в результате обработки призабойной зоны, будет разрушен при освоении скважины в результате вызова притока нефти.

Обработка призабойной зоны пласта в виде закачки единой порции технологического раствора на основе разработанного гидроизоляционного состава, приготовленного непосредственно на устье скважины, приведёт к перераспределению фильтрационных потоков и снижению обводнённости добывающих скважин. Применение гидроизоляционного состава, стабильного в сильноминерализованных пластовых водах, но разрушающегося при контакте с нефтью, обеспечит эффективное снижение проницаемости водопромытых участков пласта по воде без блокирования отдельных зон нефтенасыщенного пласта.

Таким образом, разработан эффективный гидроизолирующий состав, устойчивый в сильноминерализованных средах, с целью обработки призабойной зоны пласта и ограничения водопритока добывающих скважин. Установлено, что в зависимости от соотношения компонентов можно получать технологические составы, включающие органический гель и жидкую фазу с различными вязко-упругими и гидрофобизирующими свойствами. Достижение максимального ограничения водопритока добывающих скважин возможно при регулировании соотношения эффектов тампонирования и гидрофобизации в зависимости от геолого-промысловых условий.

Литература

1. Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Габидуллин Р.И. Новые технологии и новые реагенты для снижения обводненности продукции добывающих скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2003. № 12. С. 32-34.

2. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Неорганические гели для увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов с высокой температурой // Нефтяное хозяйство. 1995. № 4. С. 36-38.

3. Старковский А.В., Рогова Т. С. Гидрофобизация призабойной зоны пласта как метод повышения нефтеотдачи // Нефтяное хозяйство. 2003. № 12. С. 36-38.

4. Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Габидуллин Р.И. Новые технологии и новые реагенты для снижения обводненности продукции добывающих скважин // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. 2003. № 12. С. 32-34.

5. Козин В.Г., Дияров И.Н., Башкирцева Н.Ю., Габидуллин Р.И. Исследование коллоиднохимических свойств и анализ опытно промышленных испытаний композиционного гидрофоби-затора «ТАТНО-2002» // Нефтяное хозяйство. 2004. № 11. С. 73-75.

© И. Н. Дияров - д-р техн. наук, проф. каф. химической технологии переработки нефти и газа КГТУ; Н. Ю. Башкирцева - канд. техн. наук, доцент той же кафедры; Р. Р. Аглиуллин - асп. той же кафедры.