Применение вязкоупругой системы с использованием ПАА, совместное использование НПАВ и ПАА

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический университет»

Реферат

на тему Применение вязкоупругой системы с использованием ПАА, совместное использование НПАВ и ПАА

Рябов А.Д.

Томск 2021

Введение

В настоящее время большая часть остаточных запасов нефти месторождений России находится на завершающих стадиях разработки. Преобладание в структуре нефтяных запасов эксплуатационных объектов поздних стадий предопределяет необходимость поиска наиболее эффективных технологий повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН). Одним из хорошо зарекомендовавших себя и широко применимых в настоящее время методов повышения КИН является полимерное заводнение. В литературных источниках широко освещены вопросы использования таких водорастворимых полимеров, как полиакриламиды, гуаровая и ксантановая камедь, этоксилированные уретаны и др. При этом наиболее широко в нефтяной отрасли используются полимерные гели на основе полиакриламида.

Технология полимерного заводнения применяется при истощении нефтеносного пласта, когда наблюдается увеличение градиента проницаемости пропластков. Гетерогенность профиля коллектора при заводнении способствует промыванию водой наиболее проницаемых интервалов, большие объемы остаточной нефти (нефть тупиковых зон; пленка нефти, обволакивающая породу; нефть в капиллярах, которая удерживается капиллярным давлением; остаточная нефть, защемленная породой) остаются нетронутыми. При этом вода может просачиваться сквозь нефтяные пропластки, практически не захватывая с собой нефть. При использовании вязкого раствора полимера можно добиться более полного извлечения остаточных запасов нефти, увеличив КИН на 5-30 %.

Классическая технология полимерного заводнения заключается в закачке полимерного раствора в объеме 0,3-0,5 порового пространства коллектора. Этот процесс может занимать длительное время (до года и более), после чего производится закачка воды. При этом между нефтью и водой образуется полимерная вязкая прослойка, которая замедляет и перераспределяет водные потоки в пласте, способствуя большему охвату нефтенасыщенных пропластков. Часто полимерное заводнение рекомендуется к применению в условиях добычи высоковязкой нефти. В целом лабораторные и промысловые эксперименты показывают, что прирост добычи нефти от полимерного заводнения может достигать 10-13 %. Несмотря на широкое применение заводнения полиакриламидными гелями, данный метод имеет ряд ограничений, которые в первую очередь связаны с реологическими характеристиками полимера. Альтернативной технологией для повышения КИН и выравнивания профиля приемистости является сравнительно новый метод заводнения суспензией на основе предварительно сшитых полимерных частиц.

1. Промысловый опыт применения технологий заводнения на основе предварительно сшитых частиц полиакриламида

заводнение нефтяной полиакриламид

Несмотря на разработку большого разнообразия модификаций полиакриламида, растворимого в воде, нивелировать недостатки данной технологии с учетом приемлемой себестоимости технологии весьма сложно. Среди основных недостатков вязких полимерных составов на основе полиакриламида можно выделить следующие:

- необходимость специального дорогостоящего оборудования для изготовления раствора полимера в полевых условиях;

- сложность контроля вязкости полимера в объеме;

- изменение вязкости при закачке полимера в скважину;

- чувствительность полимера к ионам металлов, которые входят в состав пластовых флюидов;

- непредсказуемость реологических характеристик полимера в условиях пласта.

Перспективной альтернативой частицам геля полимера полиакриламида (ЧГПА), является технология заводнения нефтяных пластов на основе предварительно сшитых частиц полиакриламида, которые представляют собой гранулы абсорбента, способные впитывать воду.

В зарубежной литературе данную технологию принято называть Preformed Particle Gels, в российской - ЧПГ (частицы полимерного геля). Изготовление сшитого полиакриламида включает в себя следующие стадии: синтез полимера (схема представлена на рисунке 1), сушка, измельчение, разделение на фракции.

Фракционный состав полимера может варьироваться от микро- до миллиметровых размеров.

Данный параметр подбирается с учетом проницаемости коллектора. Особенностью сшитых полимеров является их способность абсорбировать воду, ввиду чего данный вид относят к суперабсорбентам.

Рисунок 1 - Принципиальная схема процесса изготовления сшитого полиакриламида ЧПГ

Суть технологии заключается в изготовлении непосредственно в полевых условиях низкоконцентрированной суспензии на основе ЧПГ и пластовой воды, которая закачивается в нагнетательные скважины. По причине того что полимер впитывает воду и набухает, он может пройти только по наиболее проницаемым пропласткам. Образующиеся в них при этом полимерные пробки приводят к перераспределению фильтрационных потоков и вовлечению в процесс вытеснения ранее неработающих интервалов продуктивного разреза.

Технология на основе предварительно сшитых полиакриламидных частиц длительное время успешно применяется в ведущих нефтедобывающих странах (Китай, США, Канада). Мировая практика применения ЧПГ еще в 2013 г. насчитывала более 4000 скважинных операций. Однако на нефтяных месторождениях России в настоящее время она нашла лишь ограниченное применение. В отечественной научной литературе информация об использовании полимерных ограниченно-набухающих гелей с целью модификации профиля приемистости скважин также практически отсутствует.

Так, в результате реализации заводнения с использованием ЧПГ для терригенных коллекторов месторождения Пучен (нефтяная компания China Sinopec, Китай) при проницаемости 121 мД и температуре пласта 107 °С обводненность продукции скважин была снижена с 85 до 70 %. Дебиты нефти соответственно увеличились с 40 до 60 т/сут. При использовании данной технологии на месторождении Ксинбэй, Китай (пластовая температура 45 °С, содержание солей в пластовой воде 4500 мг/л) обводненность продукции скважин снизилась с 90 до 82 %. Также известны результаты применения технологии ЧПГ нефтяной компанией Petro Cnina для терригенных нефтяных залежей группы месторождений Дацин (пластовая температура 45 °С, содержание солей в пластовой воде 4000 мг/л). При закачке ЧПГ в нагнетательные скважины обводненность добывающих скважин снижена с 95 до 92 %, что дало прирост дебитов нефти 5,8 т/сут. При этом дополнительный суммарный прирост наблюдался в течение более 2 лет и суммарно составил 15 000 т нефти, т.е. дополнительные 113 т нефти на каждую тонну использованного полимера.

На месторождениях Западной Сибири, Татарстана и Казахстана также имеется некоторый опыт применения технологий заводнения на основе сшитых полимеров. К ним можно отнести полимерно-гелевую систему «Темпоскрин». Данный реагент предназначен для изменения профиля приемистости нагнетательных скважин методом закачки в пласт водной суспензии. Дисперсионные гели полиакриламида при этом в сухом виде представляют собой порошок с размером частиц 0,5-2 мм, которые в воде увеличиваются в диаметре до 10 мм, причем объем частиц может увеличиваться в тысячу раз и более. Особенностью технологии является сшивка сухого порошка полиакриламида с молекулярной массой 20·106 а.е.м. и степенью гидролиза 30 % ионизирующим излучением дозой 10 кГр. Результаты применения полимерно-гелевой системы «Темпоскрин» с целью выравнивания профиля приемистости действительно показали увеличение доли добываемой нефти в продукции скважин, приведены данные о добыче 2-8 дополнительных тонн нефти в зависимости от геологического строения пласта и величины остаточных запасов. Аналогом «Темпоскрина» являются также применяемые российскими нефтяными компаниями реагенты «Ретин-10», «Поликар». Также известен суперабсорбент АК-639 производства ООО «Акрипол», который представлен как компонент вязкоупругих и сшитых полимерных систем для выравнивания профиля приемистости скважин. Технология выравнивания профиля приемистости на основе данного реагента предполагает закачку 0,5-1,0%-ной суспензии; набухание полимера и гелеобразование происходят при температуре 70 °С при длительном контакте с водой.

Таким образом, зарубежный и отечественный опыт внедрения технологии ЧПГ показывает, что эффективность ее применения по многим показателям превышает стандартные технологии на основе водорастворимых полиакриламидов. Основные особенности и преимущества технологии ЧПГ можно свести к следующим.

Водонабухающий полиакриламид ЧПГ в значительно большей степени устойчив к воздействию солей и может менять абсорбционную емкость в зависимости от минерализации пластовой воды. При этом водорастворимый полиакриламид, напротив, при взаимодействии с пластовой водой обычно резко теряет вязкость либо образует сгустки. Обычные составы водорастворимых полиакриламидов неустойчивы при повышенных температурах. Эта проблема может быть решена введением в них специальных мономеров, что резко увеличивает стоимость обработок. Составы на основе ЧПГ значительно более термоустойчивы в широком диапазоне пластовых температур (до 140 °С).

Составы ПАА в зависимости от молекулярной структуры полимера и геолого-технологических условий в процессе закачки могут существенно изменять свою вязкость, часто проявляя свойства псевдопластичности. При большем содержании солей в пласте полимер может, как терять вязкость при взаимодействии с моновалентными металлами, так и образовывать сгустки при больших концентрациях поливалентных металлов. Неустойчивость реологических характеристик полимера является существенным недостатком, который может стать причиной недостижимости желаемого КИН. Полимеры на основе ЧПГ не меняют реологических характеристик в процессе закачки, при этом частицы могут менять форму и рваться, огибая препятствия.

Известным преимуществом составов ПАА является их способность легко фильтроваться в пласт. При использовании полимеров на основе ЧПГ фильтрация обычно осложнена. Это обстоятельство обусловливает необходимость при использовании данной технологии на новых территориях предварительно проводить эксперименты на керновых моделях для получения оптимальных размеров их частиц. Данная проблема может быть решена, в том числе с применением перспективного метода рентгеновской томографии керна.

К дополнительным рискам снижения эффектов от применения технологии ПАА следует отнести сложность контроля режимов закачки по скорости и объему полимерного раствора, а также соблюдение стандарта приготовления состава. Суспензия на основе ЧПГ реологически в целом устойчива при больших скоростях сдвига. Тем не менее, неоптимально подобранный гранулометрический состав и в технологии ЧПГ также может стать причиной формирования полимерной пробки на поверхности коллектора или в зоне призабойной зоны пласта.

Возможности оптимизации технологии ПАА связаны с модификацией структуры полимера путем введения дополнительных реагентов, что влечет за собой увеличение себестоимости состава. В этой связи технология на основе ЧПГ имеет также заметное преимущество, так как позволяет начинать закачку суспензии с меньшим объемом реагента, последовательно подбирая оптимальный гранулометрический состав в зависимости от конкретных геолого-технологических условий пласта. В целом, научные исследования в части поиска перспективных полимерных составов на основе ЧПГ в настоящее время весьма актуальны, а сама технология имеет высокие перспективы внедрения на российских нефтяных месторождениях.

2. Гелеобразующий состав на основе полиакриламида и органического сшивателя для увеличения нефтеотдачи пластов

В условиях прогрессирующего роста обводненности и высокой выработки запасов подавляющего большинства нефтяных месторождений Западной Сибири в настоящее время все большее значение в этом регионе приобретают методы увеличения нефтеотдачи (МУН). В отличие от применяемых в мировой практике классическихфизико-химических МУН, таких как вытеснение нефти газами (углеводородными, углекислым СО2 , азотом N2), полимерное, ПАВ-щелочное или ASP-заводнение, в отечественной практике широко применяются методы, основанные на закачке относительно небольших оторочек потокоотклоняющих (ПОТ) или выравнивающих профиль приёмистости (ВПП) составов химических реагентов - малообъемные химические методы увеличения нефтеотдачи (МОХ МУН). Из числа таких методов наибольшее распространение получили обработки нагнетательных скважин растворами сшитых полимерных систем (СПС), вязкоупругих (ВУС) или гелеобразующих (ГОС) составов на основе сшивающегося в пласте частично гидролизованного полиакриламида (ПАА).

Несмотря на универсальность и эффективность этих составов, их широкое распространение сдерживается ограниченной термостабильностью в пластовых условиях. Поэтому особую значимость приобретают технические решения, обеспечивающие надежную и эффективную сшивку композиций ПАА и стабильность получаемых гелей в условиях высоких температур.

В качестве сшивателя молекул частично гидролизованного ПАА обычно используются ионы трехвалентных металлов, чаще всего хрома Cr+3, который вводится в раствор в виде ацетата хрома Cr(CH3COO)3, хромокалиевых квасцов KCr(SO4 )212Н2О, бихроматов калия или натрия Na2Cr2O7. В последнем случае хром должен быть восстановлен до трехвалентного, для чего в раствор дополнительно вводят какой-либо восстановитель, например, лигносульфонаты или тиосульфат натрия. Схематично процесс сшивки ПАА трехвалентным хромом показан на рисунке 2.

Гели сшитого трехвалентным хромом ПАА при пластовых температурах 50…75 °С образуются достаточно быстро (за 4…24 ч) в зависимости от концентрации компонентов состава. Образованный гель сохраняет эксплуатационные свойства в пласте при указанных температурах не более 3...4 мес, постепенно разлагаясь и переставая выполнять свою функцию кольматации водопромытых каналов фильтрации.

Рисунок 2 - Сшивка частично гидролизованного полиакриламида ионами трехвалентного хрома

Чем выше пластовая температура, тем быстрее протекают процессы деструкции сшитого полимера. При пластовых температурах выше 80…85 С наиболее распространенные марки ПАА, такие как PDA-1041, DMP-310, DP 9-8177, Seurvey и другие, в силу термической деструкции практически не применяются. Однако температура, например, нижнемеловых и юрских продуктивных пластов месторождений Западной Сибири лежит в пределах 80…105 С и выше. В таких условиях требуются термостойкие модифицированные ПАА, однако они значительно дороже традиционных полимеров.

Повысить термостабильность рассматриваемых полимеров можно при их сшивке химическими ковалентными связями, образуемыми, например, органическими сшивателями. Авторами рассмотрен вариант использования в качестве сшивателя фенолоспиртов - метилолфенолов НОС6Н5-x(СН2ОН)x, где х = 1-3. В настоящее время фенолоспирты производятся под наименованием фенолоформальдегидных смол технических марок СФЖ-3027Б, СФЖ-3027В и СФЖ-3027С, которые представляют собой первичные продукты конденсации фенола с формальдегидом в присутствии катализатора едкого натра. В отличие от показанной схемы сшивки частично гидролизованного ПАА трехвалентным хромом по карбоксильным группам, его сополимеризация и гелеобразование при взаимодействии с фенолоспиртами происходят вследствие нуклеофильного замещения между метилолпроизводным фенола и амидными группами полиакриламида (рисунок 3).

Рисунок 3 - Сшивка полиакриламида фенолоспиртом

Молекулы ПАА сшиваются в данном случае прочными ковалентными связями. Такие различия реакций гелеобразования приводят к качественно различным продуктам реакций - гелям, отличающимся своими физико-химическими свойствами. Например, гели состава, включающего полиакриламид, фенолоспирт и воду, более устойчивы к термоокислительной деструкции: антиоксидантные свойства фенолоспирта предотвращают преждевременное окисление полимера и, как следствие, делают гели более стабильными во времени. Одновременно они становятся устойчивыми к повышению пластовых температур до 100 С и более.

В лабораторных условиях было проведено определение термостабильности образующихся гелей. Исследование проводили при температуре 85±1 С в течение 5 мес. Выбор указанного срока обусловлен тем, что он удовлетворяет требуемой продолжительности воздействия на участки при использовании малообъемных оторочек потокоотклоняющих реагентов. В указанный период исследуемые образцы еженедельно осматривали и визуально оценивали изменение структуры и прочности геля. Во всех случаях гели сохранили свою структуру, т. е. оказались устойчивыми к длительному термическому воздействию при указанной температуре (таблица 1).

Лабораторными исследованиями доказана возможность получения гидрогеля на основе полиакриламида, сшитого фенолоспиртами (фенолоформальдегидной смолой). Выбором концентраций компонентов можно в требуемых пределах регулировать время гелеобразования составов и прочностные характеристики образующихся гелей. В отличие от традиционных гелей, получаемых сшивкой ПАА трехвалентным хромом, данные гели более устойчивы к повышенной пластовой температуре и стабильны во времени. В частности, полученные гели не подвергаются деструкции при 85 о С и сохраняют свои свойства в течение 150 сут.

Таблица 1 - Результаты фильтрационных испытаний составов на основе ПАА и фенолоспирта

Фильтрационные исследования, проведенные на моделях пласта, показали, что составы, содержащие полиакриламид в пределах концентраций 0,5…0,1 % и фенолоспирт 0,3…0,9 %, при температуре 85 С образуют гели, способные к эффективной изоляции водопромытых пористых сред, фактор остаточного сопротивления в наиболее проницаемых моделях составил от 7,3 до 80,4.

Исследованные в лабораторных условиях гелеобразующие составы, включающие полиакриламид и в качестве органического сшивающего агента фенолоспирт, рекомендуются к опытно-промысловым испытаниям в качестве реагентов малообъемных химических методов увеличения нефтеотдачи при пластовых температурах до 85…90 С.

3. Технология закачивания ПАА совместно с НПАВ

Существует запатентованный способ для разработки нефтяного месторождения. Для разработки пласта выполняют следующую последовательность действий: последовательная закачка в пласт через нагнетательную скважину оторочек водного раствора щелочи с НПАВ и водного раствора полимера, заводнение и отбор нефти через добывающие скважины.

В качестве НПАВ используют водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - ВОА, а в качестве полимера - полиакриламид (ПАА). Перед закачкой определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении закачки, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемное соотношение закачки оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины. Дополнительно уточняют минерализацию закачиваемой воды, при ее значении 0,15-45 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки. В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА и ПАА при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,05- 0,3, ПАА - 0,05-0,8, вода с минерализацией от 0,15 - 45 г/л - остальное.

Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну. В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при следующем содержании компонентов, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией от 0,15-45 г/л - остальное. Объемное соотношение оторочек подбирается на основании приемистости нагнетательной скважины. При приемистости равной 100-250 м3/сут, соотношение равно 1:1, при 250-400 м3/сут - (1-2):1. До закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 0,15 до 45 г/л в объеме 10-20 м3.

По другому варианту в указанном способе при значении минерализации 45-300 г/л закачивают первую оторочку до увеличения давления закачки на 15-30% от первоначального давления закачки. В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с ВОА при их содержании, мас. %: щелочь - 0,1-3,0, ВОА - 0,001-0,15, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное. В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и ВОА при их содержании, мас. %: ПАА - 0,05-0,8, ВОА - 0,05-0,3, вода с минерализацией 45-300 г/л - остальное.

Вторую оторочку закачивают до увеличения давления закачки на 30-70% от первоначального давления закачки до максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну, объемное соотношение оторочек выбирают относительно приемистости. При 100-250 м3/сут - 1:(1-2), 250-400 м3/сут - 1:(1-3). До закачки указанных оторочек производят закачку водного раствора ПАА с концентрацией от 0,05 до 0,5 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки или закачиваемой воды с минерализацией от 45 до 300 г/л в объеме 10-20 м3. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта, снижение потери НПАВ и щелочи.

Пример осуществления операции.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и четырьмя добывающими скважинами.

Пласты представлены терригенными коллекторами проницаемостью 0,45 мкм2, нефтенасыщенностью 89,5%, пористостью 21,8,1-23,5%, нефтенасыщенная толщина пласта - 7,8 м (три пропластка). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (2,9 м) принимает 65 м3/сут, второй пропласток (3,0 м) - 35 м3/сут, третий пропласток (1,9 м) - не принимает (таблица 3).

Таблица 2 - Технические параметры и составы растворов для закачки в пласт

Начальную приемистость нагнетательной скважины определяют закачкой воды не менее одного часа после заполнения скважины. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа. Рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, составляет 14,5 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить две оторочки.

Определяют объемное соотношение оторочек в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки (100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа) - 1:1, объем первой оторочки составляет 100 м3, второй оторочки - 100 м3. В качестве первой оторочки используют смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом при следующем содержании компонентов, мас. %: щелочь - 0,1, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,001, вода с минерализацией 45 г/л (плотность закачиваемой воды - 1030 кг/ м3) - 99,899 в объеме 100 м3 (103 т), состоящую из гидроксида натрия - 0,103 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,00103 т и воды с минерализации 45 г/л - 102,896 т.

В качестве второй оторочки используют смесь водного раствора ПАА и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола при следующем содержании компонентов, мас. %: полиакриламид - 0,05, водорастворимый оксиэтилированный алкилфенол - 0,05, вода с минерализацией 45 г/л - 99,9 в объеме 100 м3 (103 т), состоящую из полиакриламида - 0,0515 т, водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола - 0,0515 т и воды с минерализацией 45 г/л - 102,897 т.

После определения начальной приемистости нагнетательной скважины 100 м3/сут при давлении закачки 7,5 МПа и уточнения минерализации закачиваемой воды (45 г/ л) закачивают в пласт водный раствор ПАА с концентрацией 0,05 мас. % в объеме, равном объему закачки первой оторочки, и составляет 100 м3 (103 т), содержащий 0,0515 т полиакриламида и воды с минерализацией 45 г/л - 102,9485 т. В качестве полимера использовали ПАА.

Водный раствор ПАА готовят в смесительной емкости путем подачи ПАА с концентрацией 0,05 мас. % шнековым дозатором и закачиваемой воды с минерализацией 45 г/л (99,95 мас. %) с водовода на вход струйного насоса. После закачки водного раствора ПАА закачивают в пласт первую оторочку до увеличения давления закачки от первоначального давления закачки на 30% (9,75 МПа) (таблица 3). Первую оторочку - смесь водного раствора щелочи с водорастворимым оксиэтилированным алкилфенолом - готовят следующим образом.

Таблица 3 - Результаты закачки реагентов в пласт

Смесь водного раствора ПАА (0,05 мас. %) и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола (0,05 мас. %) готовят в смесительной емкости путем подачи закачиваемой воды с минерализацией 45 г/л (99,9 мас. %) с водовода на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ПАА шнековым дозатором и водорастворимого оксиэтилированного алкилфенола дозировочным насосом из емкости автоцистерны. Приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через нагнетательную скважину. После окончания закачки запланированный объем оторочек (200 м3, из них первая оторочка - 100 м3, вторая оторочка - 100 м3) продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 20 м3. Производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований на одной из скважин месторождения, представленные в таблице 2, показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 50 м3/сут, второй пропласток - 25 м3/сут, третий пропласток - 15 м3/сут. Определяют конечное давление закачки и приемистость после обработки скважины. Приемистость уменьшилась до 90 м3/сут при давлении 12,8 МПа, удельная приемистость снизилась на 46%.

Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-1,5 раза. Дополнительная добыча составила более 1200 т нефти на одну скважино-обработку. Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет:

- проводить безостановочную работу скважины;

- снизить потери НПАВ и щелочи в промытых высокопроницаемых зонах пласта;

- выровнять фронт вытеснения;

- подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные пропластки;

- увеличить охват пластов воздействием;

- расширить технологические возможности способа

Выводы

В связи с постоянным увеличением числа месторождений, выходящих на завершающую стадию эксплуатации, у нефтедобывающих компаний увеличивается запрос на комплексные технологии, способные одновременно обеспечивать увеличение охвата пласта процессом вытеснения и снижение обводненности продукции скважин. При этом традиционной технологией является заводнение вязкими растворами водорастворимого полиакриламида. В ходе обзора технологий полимерного заводнения, выявлены преимущества и недостатки данного подхода, в частности, перечислены факторы, способные влиять на реологию полимерного раствора. Несмотря на широкое применение заводнения на основе полиакриламидных гелей, данный метод имеет ряд ограничений, которые в первую очередь связаны с реологическими характеристиками полимера. Неустойчивость реологических характеристик полимера является существенным недостатком, который может стать причиной недостижимости желаемого коэффициента нефтеизвлечения. Альтернативной для выравнивания профиля приемистости является технология заводнения частицами полимерного геля (ЧПГ) на основе суспензии сшитых частиц полиакриламида.

Литература

1. Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи пластов // Вестник Санкт-Петербургского университета. Физика и химия. - 2013. - Сер. 4, вып. 2. - С. 46-76.

2. Кетова, Ю.А. Актуальные направления разработки полимерных составов в условиях эксплуатации объектов Пермского края // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология Нефтегазовое и горное дело. - 2017. - Т. 16, № 4. - С. 342-349.

3. Применение полимерного заводнения для увеличения коэффициента извлечения нефти / R. Castro, R. Perez, G. Maya, R. Jimenez, H. Garzia, L. Quintero // Георесурсы. - 2016. - Т. 18, № 4. - С. 271-280.

4. Гладких Е.А. Полимерное заводнение как метод борьбы с обводнением // Научный форум. Сибирь. - 2017. - Т. 3, № 1. - С. 14-15.

5. Никифоров А.И., Анохим С.В. О моделировании вытеснения нефти водой с гелеобразующими добавками // Математическое моделирование. - 2002. - Т. 14, № 12. - С. 117-127.

6. Земцов Ю.В., Баранов А.В., Гордеев А.О. Обзор физикохимических МУН, применяемых в Западной Сибири, и эффективности их использования в различных геолого-физических условиях // Нефть. Газ. Новации. - 2015. - № 7. - С. 11-21.

7. Пат. RU 2272957 Рос. Федерация, F16L 58/00. Состав очистного гелеобразного поршня для очистки трубопроводов и способ его формирования / К.Р. Ахмадуллин, И.Р. Байков, Б.М. Шакиров. - № 2004119473; заявл. 18.06.2004; опубл. 27.03.2006, Бюл. № 9.

8. Получение и свойства гидрогелей на основе полиакриламида, сшитого глутаровым альдегидом / З.Ф. Зоолшоев, Н.В. Боброва, И.С. Курындин, П.В. Власов // Вестник ТеГУ. Сер. Химия. - 2016. - № 1. - С. 100-109.

9. Пат. RU 2147672 Рос. Федерация, Е21В 33/138; Е21В 43/32. Вязкоупругий состав для изоляционных работ в скважинах / Н.Р. Старкова, Л.С. Бриллиант, С.Ф. Черновских. - № 98119387/.03; заявл. 26.10.1998; опубл. 20.04.2000, Бюл. № 11.

Размещено на Allbest.ru