Применение щелочно-полимерного заводнения в условиях месторождения с высоковязкой нефтью

Размещено на http://www.allbest.ru/

Применение щелочно-полимерного заводнения в условиях месторождения с высоковязкой нефтью

Аракелян Левон Павлович, Давлетов Марат Шайхенурович

Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа



В статье рассматривается возможность использования щелочно-полимерного заводнения с целью повышения нефтеотдачи пласта на месторождении с содержанием высоковязкой нефти. Приведены результаты лабораторных опытов по исследованию свойств различных полимеров с целью выявления наиболее подходящих составов для данных условий и рекомендации к использованию их в качестве агента для потокотклоняющей технологии.

Ключевые слова: методы увеличения нефтеотдачи, потокоотклоняющие технологии, повышение нефтеотдачи, дебит.

The article looks into the possibility of using alkaline-polymer flooding in order to increase oil recovery in the fields with high-viscosity oil. The results of laboratory experiments researching various polymers are presented in order to identify the most suitable compositions for presented conditions, as well as recommendations for their use as an agent for flow-tipping technology.

Keywords: methods for increasing oil recovery, flow deflection technologies, increasing oil recovery, production.

полимер высоковязкий нефть агент



Значительная доля ресурсной базы углеводородного сырья в России приурочена к коллекторам с нефтями повышенной и высокой вязкости [1]. Многие из таких залежей до сих пор не введены в разработку, что из-за значительных технических трудностей их эксплуатации, обусловленными главным образом высокой вязкостью нефти в пластовых условиях (неньютоновская нефть) и низкой экономической привлекательностью проектов в целом.

Применяемые в настоящее время традиционные методы нефтеизвлечения не дают желаемого результата на месторождениях с содержанием высовязкой нефти, вследствие явления вязкостной неустойчивости закачиваемая вода в виде «языков» различной формы и размеров проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом обширные «целики» нефти [2]. Это приводит к снижению коэффициента охвата, быстрому и преждевременному обводнению продукции скважин [3]. Поэтому разработка и внедрение новых методов и технологий воздействия на нефтяной пласт с целью получения высоких технико-экономических показателей эксплуатации месторождений является одной из наиболее актуальных задач.

В современном мире наиболее частым используемыми методами для увеличения нефтеотдачи при разработке высоковязких нефтей являются потокоотклоняющие технологии, предусматривающие различные варианты воздействия полимерами (в том числе, в сочетании с поверхностно-активными веществами и реагентами щелочного действия), дисперсными и осадкообразующими композициями [4].

В связи с этим задача исследования нетрадиционных методов увеличения нефтеотдачи для использования на месторождениях с высоковязкими нефтями, на сегодняшний день является актуальной. Целью исследования является проведение лабораторных опытов и выявление наиболее подходящего состава для повышения нефтеотдачи потокоотклояющими технологиями.

В качестве примера было взято месторождение находящиеся в Ямало-Ненецком автономном округе.

Для выбора композиций, необходимо проведение комплекса лабораторных исследований, включающих в себя:

подбор щелочного агента и его концентрации;

подбор типа и состава полимерной системы;

подбор оптимальных концентраций реагентов;

оценка влияния добавок щелочного агента на реологические свойства сшитых полимерных систем.

В качестве щелочного агента были протестированы карбонат натрия Na2CO3, гидроксид натрия NaOH, реагент ЩСПК (щелочной сток производства капролактама). Концентрацию карбоната натрия и гидроксида натрия варьировали от 0.3 до 2.0 %, концентрацию ЩСПК от 10 до 15 %. В качестве растворителя брали пластовую воду, используемую для целей ППД (с²⁵ = 1.007 г/см³, минерализация 6.44 г/л).

Определение межфазного натяжения у (мН/м) проводилось при комнатной температуре (25 ?С) [5].

Результаты экспериментов показывают, значительное понижение межфазного натяжения на границе с нефтью начиная в концентрациях 0,3-0,5 % под влиянием карбонат натрия и гидроксид натрия. Поскольку эффективность карбоната и гидроксида натрия в данных условиях сопоставима, а карбонат является более мягким агентом, образующим меньшее количество осадка при малых концентрациях, наиболее оптимальным для использования является карбонат натрия.



Размещено на http://www.allbest.ru/

ЩСПК

Размещено на http://www.allbest.ru/

карбонат натрия

Размещено на http://www.allbest.ru/

гидроксид натрия

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 1. Зависимость межфазного натяжения на границе раздела фаз «нефть - вода» от концентрации реагентов в воде.

При увеличении содержания реагентов происходит постепенное снижение межфазного натяжения. Но поскольку при повышенных концентрациях Na2CO3 происходит ухудшение качества раствора из-за образования осадка, рекомендуется использование 0,5 % раствор.

В связи со снижением в меньшей степени межфазного натяжения при использовании ЩСПК, необходимо увеличить концентрацию реагента 15-20 % для достижения эффекта, сопоставимого с карбонатом и гидроксидом натрия.

Таким образом, хорошую совместимость с водой скв. № 1В и значительное снижение межфазного натяжения на границе «вода-углеводород» показал карбонат натрия, данный реагент может быть применен для щелочно-полимерного заводнения в виде водного раствора с концентрации 0,5 %.

В следующем этапе исследования подобрана марка ПАА, обладающего наилучшими показателями по вязкости образуемого геля и по предельному напряжению сдвига. С этой целью было проведено сопоставление образцов, полученных при растворении в пластовой воде испытуемого месторождения в соотношениях 0.3 % ПАА + 0.038 % АХ (50 % водный раствор) Для тестирования был применен сдвиговой тест при изменении градиента скорости сдвига в диапазоне от 0.01 до 300.00 с^-1. Измерения проводились при пластовой температуре 16 ?С.

На основании проведенных реологических исследований для пластовых условий месторождения можно отметить, что наилучшими характеристиками обладает полимер марки А345.

Гелеобразование ПАА марки А345 исследовали при различных концентрациях полимера и сшивателей. В качестве растворителя была использована модель пластовой воды месторождения общей минерализацией 6.44 г/л и плотностью с = 1.004 г/см³ (скв. № 1В). В качестве сшивателей использовались: ацетат хрома (50 % водный раствор) и комплексный органический сшиватель (сухая смесь с полимером) (табл. 1).

А345 FP-107 FP-207

Размещено на http://www.allbest.ru/

FP-307

Размещено на http://www.allbest.ru/

AN-132

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 2. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига различных полимеров.

Таблица 1. Соотношения реагентов в СПС на основе ПАА марки А345.

ПАА марки А345	Сшиватель
	Ацетат хрома (АХ)	Комплексный органический сшиватель (КОС)
0.07 %	0.015 %*	0.025 %
0.10 %	0.015 %; 0.02 %	0.025 %
0.20 %	0.024 %	?
0.30 %	0.038 %	0.075 %



Для оценки реологических свойств составов записаны зависимости эффективной вязкости от скорости сдвига в диапазоне от 0.01 до 300.00 с^-1 при пластовой температуре (рис. 3) и рассчитано предельное напряжение сдвига. Все полученные составы являются неньютоновскими жидкостями.

скорость сдвига, 1/с

0,3% А345+0,38% АХ

0,3% А345+КОС 0,1% А345+0,015% АХ 0,1% А345+0,02% АХ

0,2% А345+0,024% АХ

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига для составов на основе А345 при 16 єС.

Наиболее оптимальным является состав 0.300% А345 + 0.038% АХ.

Выявлено, что добавки щелочного агента негативным образом влияют на реологические свойства СПС. Так, на рисунке 4 представлены зависимости эффективной вязкости СПС от скорости сдвига.



Размещено на http://www.allbest.ru/

с карбонатом натрия

Размещено на http://www.allbest.ru/

стандартный

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 4. Зависимость эффективной вязкости от скорости сдвига для составов на основе А345 с ацетатом хрома в присутствии и в отсутствии Na2CO3 при 16 єС.

На основании полученных данных выведена закономерность о необходимости раздельной закачки оторочек полимера и щелочного агента.



Заключение

Добавка щелочных агентов различной природы в состав пластовой воды обеспечивает значительное снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода» (менее 0,5 мН/м) и позволяет в рамках выбранной методики эксперимента добиться существенного прироста коэффициента вытеснения нефти из модели пласта. В качестве агента протестированы карбонат натрия, гидроксид натрия, реагент ЩСПК. Наиболее подходящим для условий месторождения зарекомендовал карбонат натрия, примененяемый для щелочно-полимерного заводнения в виде водного раствора с концентрацией 0,5 %.

На основании проведенных реологических исследований для пластовых условий месторождения определен полимер марки А345 обладающий лучшими свойствами. Выполнив ряд сравнений реологических характеристик составов на основе полимера А345 и ацетата хрома, сделан вывод, что наиболее оптимальным является состав 0.300% А345 + 0.038% АХ.

На следующем этапе оценено влияние добавок щелочного агента на реологические свойства сшитой полимерной системы. Исследования позволили определить негативное влияние добавок щелочного агента на реологические свойства СПС. В результате определена закономерность о необходимости раздельной закачки оторочек полимера и щелочного агента.



Список литературы

Применение новых технологий разработки залежей высоковязкой нефти в карбонатных коллекторах / Кудинов В.И., Богомольный Е.И. и др. // Нефтяное хозяйство.- 1998. - № 3. - С. 30- 34.

Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика): учебное пособие / Л. М. Рузин, О. А. Морозюк. - Ухта.: 2014. -127 с.

Галлямов, М. Н. Повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин на поздней стадии разработки месторождений/М. Н. Галлямов, Р. Ш. Рахимкулов. - М. : Недра, 1978. - 207 c.

Щелочно-полимерное воздействие на пласт в условиях терриригенных коллекторов

Башкортостана / Алмаев Р.Х., Плотников И.Г. и др. // Нефтяное хозяйство. - 2005. - № 2. - С. 78- 81.

Фассахов Р.Х., Дияров И.Н., Хамидуллин Р.Ф. Оценка моющего действия и смачивающей способности ПАВ // Нефтяное хозяйство. - 1996. - № 12. - С. 64-67.

Размещено на Allbest.ru

...