Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав

 

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

.Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП–10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35—45 до 7—8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Сле­довательно, натяжение смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8—10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05—0,1 % [,3].

 

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть– вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может суще­ственно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обыч­ного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и сни­жены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окружен­ную водой в крупных порах (рис. 47). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефте­насыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных по­рах заводненной части пласта, но несущественному.

Рис. 47. зависимость остаточной нефтенасыщенности S_ОН от межфазного натяжения на контакте нефть–вода σ.

 

Рис. 48. Зависимость коэффициента вы­теснения βв от объема τ жидкости, прокачанной через однородный образец.

Вытеснение нефти: 1 — водой; 2— 0,05 %-ным раствором ОП-10

 

Эффективность водных растворов ПАВ. Прове­денные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву оста­точной нефти из заводненных пластов показали, что водные рас­творы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5—3 %. Это соответствует фундамен­тальным теоретическим представлениям о процессе.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искус­ственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10—15 % [3].

Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объяс­няется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.

Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ про­водится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщен­ности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5— 7 % (рис. 48). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-ис­следовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увели­чение коэффициента вытеснения при разных концентрациях рас­творов.

Более высокая эффективность вытеснения нефти водным рас­твором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, оче­видно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытесне­ния нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5—8 мН/м) способны увели­чивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2—5 % по сравнению с обычным заводне­нием, если применять их с начала разработки.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного при­тяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Квар­цевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удель­ной поверхностью (до 0,5—1,2 м²/г) и значительно большей адсорбционной активностью (табл. 25). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1—2 кг/м³ породы или 5—10 кг/м³ пористой среды.

 

Таблица 25

Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов в нефтяных пластах

 

 

В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследо­ваниям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5—6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2— 5,5 мг/г породы или 15—60 кг/м³ пористой среды. Причем адсорб­ция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварце­вых коллекторов составляет 500—600 см²/см³, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов—5000–15000см²/см³, то на 1 м² поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02— 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах дости­гает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10— 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25—100 тыс. т в слу­чае полимиктовых коллекторов.

Технология и система разработки. Процесс разра­ботки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05—0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существен­ного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2—3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопро­вождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 %) закачать 5—10 объемов пор воды. При мень­шем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добываю­щих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10—20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, не­эффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10—20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размеще­ния скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти вод­ными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторожде­ний Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях.

Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г.

 

 

Площадь участка, га
Толщина пласта, м	3,6
Число нагнетательных скважин
Длина нагнетательного ряда, км
Вязкость нефти, мПа-с
Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м
Число добывающих скважин: всего первых рядов

 

 

Процесс был начат практически с начальной стадии разра­ботки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5—20 %. В пласт закачи­вался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05 %, а вна­чале— (в объеме 10—20 м³ на 1 м толщины пласта) раствор кон­центрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2*10⁶ м³ воды, т. е. более порового объема участка.

Самотлорское месторождение. Опытный участок ор­ганизован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта — А_2-3, A_4-5, B₈ и Б ₁₀

 

Площадь участка, га
Средняя толщина пласта, м
Средняя вязкость нефти, мПа-с	1.5
Число нагнетательных скважин
Число добывающих скважин
Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м

 

Процесс был начат при отборе 1—3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0—7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03—0,2 %, в среднем 0,07 %). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м³ воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка.

Технологическая эффективность. Оценка эффектив­ности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопостав­ления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетанииводы на опытных и смежных контрольных участках многими специа­листами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеот­дачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водораст­воримых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10—12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4—6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в ПермНИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффи­циент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4—6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2—5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по про­мысловым данным на Арланском месторождении приходили мно­гие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.).

На Самотлорском месторождении после трехлетнего примене­ния ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не уда­лось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача — объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке.

В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводнен­ных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным ис­следования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002—0,0005%.

Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и состав­ляете среднем 0,0003—0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных раство­ров ПАВ.

Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэф­фициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая тол­щина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характе­ристики изучались попутно с определением увеличения нефтеот­дачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных расто-ров ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что про­исходит снижение набухаемости глин в 1,1—2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50—70%, повышение работающей толщины на 10—42 %, фазовой проницаемости на 40— 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30—50) 10^–3 мкм²), на которых обычное заводнение может оказаться труд­нореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20— 25 МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4— 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их ад­сорбция.

Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнитель­ную добычу нефти — в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополни­тельную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли.

Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определя­лась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пре­делах— от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем ука­занные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения ме­тода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах.

Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м³ объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м³ объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50—60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5—0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет до­полнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удель­ная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5—5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше — 0,7— 1,5 т/т (табл.26).

 

Таблица 26

Удельные показатели применения водорастворимых ПАВ для вытеснения нефти

 

При такой удельной дополнительной добыче нефти и современ­ных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность приме­нения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно опреде­ленно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4— 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потреб­ность в ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25—100 тыс. т при максимально возможной удельной дополни­тельной добыче нефти 1—4 т/т, что не может быть экономически рентабельным.

В США водные растворы ПАВ с малой концентрацией (0,05— 0,1 %) изучались в лабораториях и испытывались в 50—60-х годах в небольших масштабах на отдельных месторождениях. По ним не было получено удовлетворительных результатов. Из-за высокой адсорбции и низких потенциальных возможностей малоконцентри­рованных водных растворов ПАВ в настоящее время они не испытываются совсем и не планируются к применению в будущем [44].

Недостатки метода. Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это видно из изложенного, заключается в большом межфазном натя­жении между нефтью и раствором и высокой адсорбции хими­ческого реагента на породе. Он ставит под сомнение их примене­ние с целью повышения вытесняющей способности воды.

Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ (неионо­генных) также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся:

слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35—40 %) и повышенная способность загрязнения окружающей среды;

высокая чувствительность к качеству воды — содержание кис­лорода, микроорганизмов и механических примесей, которые в со­стоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения раствора.

Будущее метода. Эффективность применения водных растворов неионогенных ПАВ для повышения коэффициента вы­теснения нефти из продуктивных пород увеличивается с повыше­нием степени неоднородности структуры порового пространства и гидрофобности их поверхности.

Исходя из всех проведенных до настоящего времени исследова­ний метода и состояния структуры запасов нефти, можно одно­значно предполагать, что применение водорастворимых неионоген­ных ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях в традиционном направлении для увеличения нефтеотдачи терригенных пластов за счет вытесняющей способности воды будет иметь очень ограничен­ную область. Кварцевые песчаники Азербайджана и Урало-Поволжья уже достаточно сильно заводнены, а в новых нефтедобы­вающих районах (Западная Сибирь, Западный Казахстан) нефте­носные полимиктовые пласты обладают высокой глинистостью и адсорбционной активностью.

В залежах со слабопроницаемыми карбонатными пластами применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может быть достаточно эффективным и в будущем, видимо, получит развитие.

В будущем применение неионогенных водорастворимых ПАВ в промышленных масштабах можно предполагать в трех направ­лениях:

обработка призабойных зон нагнетательных скважин
с целью повышения их приемистости;

нагнетание слабоконцентрированных (0,05—0,5%) и высоко­
концентрированных (1—5%) растворов для освоения плотных
глинистых коллекторов, обеспечения удовлетворительной приемис­тости скважин, снижения набухаемости глин и давления нагнета­ния, повышения охвата заводнением за счет увеличения рабо­тающей толщины пласта, уменьшения коррозии и др.;

создание эффективных композиций из смесей продуктов
с различной степенью оксиэтилирования и высококонцентрирован­
ных растворов с содержанием 5—10 % ПАВ, но обязательно с низ­
ким межфазным натяжением к нефти (менее 0,01—0,05 мН/м).
Как" показывают предварительные исследования ИНХ СО АНСССР и НПО «Союзнефтепромхим», создание таких композиций на основе неионогенных ПАВ в принципе возможно. Контрольные исследования эффективности микроэмульсий на основе компози­ций, проведенные в БашНИПИнефти и ПермНИПИнефти, пока­зали, что они способны увеличить коэффициент вытеснения на 17— 25 % за счет доотмыва остаточной нефти. Однако эти композиции образуют растворы с большим содержанием нефти, и до широкого промышленного применения композиций неионогенных ПАВ, также как и слабоконцентрированных растворов для заводнения плотных коллекторов, требуется проведение широких исследований и целе­вых опытно-промышленных испытаний в различных условиях на конкретных месторождениях.

Полимерное заводнение

 

Другой метод повышения эффективности заводнения пластов — так называемое полимерное заводнение, заключающееся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реа­гент — полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

Метод изучается с конца 50-х годов, а в промышленных усло­виях испытывается с 60-х годов. В нашей стране исследования проблем полимерного заводнения наиболее широко проводятся во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте и Гипровостокнефти.

Механизм процесса. Как было показано, от вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкостей нефти и воды существенно зависит охват не­однородных пластов заводнением.

Основное и самое простое свой­ство полимеров заключается в загу­щении воды. При концентрации их в растворе 0,01—0,1 % вязкость его увеличивается до 3—4 мПа • с (рис. 49). Это приводит к такому же уменьше­нию соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных разли­чием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации поли­мерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10— 20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неод­нородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Рис. 49. Зависимость вязко­сти полимерного раствора μ от концентрации С.

1 — в дистиллированной воде; 2 — то же, с 1 % NaCl

 

Рис. 50. Относительные проницаемо­сти для нефти fн, воды fв, раствора ПАА fp в зависимости от насыщенно­сти S.

Фазовая проницаемость для нефти (1, 2) и воды (3, 4) при вытеснении: 1, 3— водой; 2,4 — раствором воды+0,05 % ПАА

 

 

Рис. 51. Влияние температуры Т на отношение вязкостей раствора поли­мера и воды μр/μв при различных концентрациях раствора.

Концентрация, %: 1 — 0,1; 5 — 0,05; 3 — 0,03; 4 — 0,015

 

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вяз­костью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пласто­вую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимо­действие со скелетом пористой среды, т. е. породой и цементирую­щим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды (рис. 50), а на фронте вытеснения при этом образуется вал не­активной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффек­тов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды — происходит существенное уменьшение динамической не­однородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 °С мало влияет на отношение вязкостей (рис. 51). Известно также, что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так называемыми неньютоновскими свойствами, вследствие чего фильтрация их возможна только после преодоления начального градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависимости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.

Влияние этих свойств полимерньгх растворов на эффективность вытеснения нефти пока еще изучено слабо. Но установлено, что с повышением скорости фильтрации и с уменьшением размеровпоровых каналов кажущаяся вязкость полимерных растворов уве­личивается, т. е. сопротивление пористой среды фильтрации рас­твора возрастает. Это явление обусловливается удержанием поли­мера пористой средой и эластичными свойствами растворенного в воде полимера.

 

 

Рис. 52. Зависимость концентрации С хлористого натрия (1) и полимера (2) в выходящей жидкости от относитель­ного отбора V.

λ — отставание полимера от фронта вытес­нения

 

 

Рис. 53. Зависимость коэффициента вы­теснения β_В от относительного отбора V при разной сорбируемости полимера в пористой среде.

Вытеснение: 1— водой; 2, 3, 4 — полимерный раствор с коэффициентом десорбции 0; 1 и 0,5 соответственно

 

Адсорбция полимера пористой средой. Взаимодействие растворенного вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрация полимера в растворе умень­шается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишенной части полимера. На рис. 52 показаны результаты вытеснения дистиллированной воды раствором NaCl (несорбирующегося агента) и полимерным раствором. С увели­чением солености и уменьшением проницаемости пласта адсорб­ция возрастает.

Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым дан­ным при обычных концентрациях полимера (0,03–0,05%) показы­вает, что адсорбция полимера может составлять 30–150 г/м³ породы или 0,15–0,75кг/м³ пористой среды. Это примерно 15-30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход. Однако это упрощенное представление об эффективности вытес­нения нефти полимерным раствором.

Проведенные во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова­тельском институте (А. М. Полищук, Е. М. Суркова) численные расчеты показали, что этот вопрос значительно сложнее. При вытесненди нефти из однородных и слоистых пластов полимерными растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соотетствующий наилучшим показателям заводнения. При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект (рис. 53). Это объясняется тем, что при движении несорбирующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор переме­шивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается. В ре­зультате перед фронтом полимера образуется зона неактивной воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильтрации полимерного раствора, как отмечалось, состоит не только в повышении вязкости воды, но и в снижении ее подвижности,
в повышении фактора сопротивления в пористой среде при малых
скоростях фильтрации раствора, причиной которого является
адсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбции
полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват
пласта заводнением.

Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объяс­няется тем, что фронт полимера сильно отстает от фронта вытес­нения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефте­отдаче пласта.

Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным рас­твором желательно иметь умеренную оптимальную адсорбцию
полимера в пласте.

Деструкция молекул полимера. Полимерные моле­кулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции или деграда­ции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность — основу эффективности его применения в качестве вытесняющего агента.

Деструкция может быть химической, термической, механиче­ской или сдвиговой и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с поли­мерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приго­товления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При температуре выше 130°С наступает термическая деструкция. Меха­ническая деструкция обусловлена разрывом макромолекул поли­мера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в приза-бойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти.

Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40—50 % от объема пор. Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородно­сти пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой со­леной водой происходит разрушение структуры раствора (молекул) и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация раствора должна быть в 2—3 раза выше.

Давление для нагнетания полимерных растворов всегда тре­буется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникно­вения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора,аналогичного (по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размеще­ния скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходи­мые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток сква­жин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным.

Реализуемые проекты. Испытания полимерных растворов для увеличения нефтеотдачи пластов проводились на нескольких месторождениях в Куйбышевской области, Башкирии, Татарии и Казахстане. Однако наиболее представительными из них явля­ются опыты на Орлянском месторождении и на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения.

Орлянское месторождение. Опытно-промышленная за­качка полимерного раствора на Орлянском месторождении Куйбы­шевской области была начата в 1966 г. Заводнению подвергались пласты А₄ и А₃.

 

Пласт	А4	А3
Коллектор	Известняк	Песчаник
Пористость, %		24,5
Проницаемость, мкм2	0,5	0,4
Начальная нефтенасыщенность	0,85	0,73
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с	8,6	12,2

 

Структурные планы пластов А₃ и А₄ почти совпадают и пред­ставляют собой симметричную брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную двумя куполами (северным и южным). Оба купола разбурены концентри­ческими рядами добывающих скважин с нагнетательными в центре (рис. 54). Радиусы добывающих рядов составляют 400 и 800 м. Пла­сты объединены в один эксплуатационный объект, поэтому часть скважин эксплуатирует пласты А3 и А4 совместно или одновре­менно раздельно.

 

Рис. 54. Схема размещения скважин на Орлянском месторождении.

Поле: / — северное; // — южное; скважины: 1 — добывающие; 2 — нагнетательные

 

Разработка южного купола осуществляется с 1962 г., закачка обычной воды была начата в конце 1964 г. Северное поле разра­батывается с 1964 г., закачка воды в пласт А4 была начата в конце 1965 г. Всего в пласты А3 и А4 закачано 5610 тыс. м3 жид­кости, из них 2830 тыс. м3 раствора полимера со средней концентрацией 0,014 %. Расход полиме­ра составил 420—430 т в расчете на 100 %-ный продукт.

Ново-Хазинская площадь Арланского место­рождения. Эксперимент был начат в апреле 1975 г. на участке, где расположены опытное и два контрольных поля, с плотностью сетки 12 га/скв. На опытном поле расположено 11 нефтяных сква­жин. Закачка полимерного рас­твора осуществлялась через че­тыре нагнетательные скважины [26]. Контрольные поля первона­чально включали восемь нефтя­ных скважин. В начале 1977 г. пробурены и введены в эксплуа­тацию четыре новые нефтяные скважины. Граница между опыт­ным и контрольными полями про­ницаемая для жидкостей. Сред­няя концентрация полимера со­ставляла 0,05%, размер оторочки достигал 20 % от объема пор. Полиакриламид, доставляемый в виде 7%-ного геля, растворяется на месте до концентрации 0,02—0,06 % и подвергается щелочному гидролизу.

Технологическая и экономическая эффектив­ность. Оценка эффективности полимерного заводнения на Орлян­ском месторождении проводилась в Гипровостокнефти по про­мысловым данным анализом зависимостей накопленной добычи нефти от логарифма накопленного отбора жидкости.

Дополнительная добыча нефти за 9 лет (в тыс. т) приведена ниже.

Опытный участок, всего 781

В том числе:

пласт А₄ северного купола 543

пласты А₃ и А₄ южного купола 238

 

Количество добытой нефти на 1 т 100 %-ного полимера, по оценке Гипровостокнефти, составило около 1800 т. Этот эффект, видимо, завышен не менее чем в 2,5—3 раза, как следует из дру­гой зависимости (рис. 55).

 

 

Рис. 55. Накопленная добыча воды для Орлянского месторож­дения.

ΔQ_Н — дополнительная добыча нефти

 

Оценка технологической эффективности этого метода на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения проводилась срав­нением показателей добычи нефти на опытном и контрольном полях [26]. При этом использовали кривую зависимости содержания нефти в добываемой продукции от объема отобранной жидкости. Это сравнение показало, что текущая добыча нефти возросла на 12—13 %, обводнение опытных скважин про­исходит медленнее, чем контроль­ных. Текущая дополнительная до­быча на 1 т сухого полимера за 2,5 года составила около 600 т.

В табл. 27, заимствованной из работы [42], приведены сведения наиболее интересных зарубежных проектах.

Таблица 27

Характеристика основных зарубежных опытов полимерного заводнения нефятных пластов