Full Text

Введение В настоящее время большая часть остаточных запасов нефти месторождений России находится на завершающих стадиях разработки. В частности, для территории Пермского края 66,1 и 2,7 % эксплуатационных нефтеносных объектов отнесены (на 2018 г.) к поздним третьей и четвертой стадиям разработки. Преобладание в структуре нефтяных запасов эксплуатационных объектов поздних стадий предопределяет необходимость поиска наиболее эффективных технологий повышения коэффициента нефтеизвлечения (КИН) [1, 2]. Одним из хорошо зарекомендовавших себя и широко применимых в настоящее время методов повышения КИН является полимерное заводнение [3-6]. 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 [7-9]. 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 % [10, 11]. Классическая технология полимерного заводнения заключается в закачке полимерного раствора в объеме 0,3-0,5 порового пространства коллектора [10, 12]. 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 [13]. Часто полимерное заводнение рекомендуется к применению в условиях добычи высоковязкой нефти [14]. В целом лабораторные и промысловые эксперименты показывают, что прирост добычи нефти от полимерного заводнения может достигать 10-13 % [15, 16]. 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. В данной статье приведены особенности традиционного полимерного заводнения с указанием ограничений и рисков технологии; представлен обзор альтернативной технологии заводнения с применением частиц предварительно сшитого полиакриламида; проведен сравнительный анализ технологий. Анализ опыта применения стандартной методики выравнивания профилей приемистости на основе водорастворимого полиакриламида Наиболее распространенной технологией для выравнивания профиля приемистости пласта является полимерное заводнение, в ходе которого применяют закачку полиакриламида (ПАА, Bulk Polyacrylamide Gels). Полимерный гель в удаленной зоне пласта заполняет высокопроницаемые интервалы, что замедляет и перенаправляет водные потоки в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Наиболее часто при этом используется частично гидролизованный полиакриламидный гель (ЧГПА), который получен путем сополимеризации акрилата натрия и акриламида. Степень гидролизованности ПАА может варьироваться от 25 до 35 %. Данный параметр отвечает за реологические характеристики раствора полимера в воде. Если степень гидролизованности ПАА ниже 25 %, то растворы полимера не отличаются повышенной вязкостью. Превышение верхнего предела степени гидролизованности приводит к значительному увеличению чувствительности полимера к солям, содержащимся в пластовом флюиде. Таким образом, при растворении полимерных глобул в пластовой воде гидролизованные остатки карбоксильной группы мономера акриловой кислоты образуют экран вокруг глобулы, который не позволяет полимерной цепи равномерно распределиться в объеме флюида. К параметрам, влияющим на способность ЧГПА изменять вязкость водных растворов, относятся средняя молекулярная масса полимерной цепи и концентрация ПАА, минерализация и состав пластовой воды, температура и давление в скважине, а также скорость и время закачки полимера [17-20]. В обзорной статье [19] описаны реологические особенности растворов частично гидролизованного полиакриламида. При увеличении скорости сдвига раствор ЧГПА ведет себя как псевдопластическая жидкость, которая снижает свою вязкость [21]. Данное явление объясняется такими процессами, как распутывание полимерной глобулы и ее равномерное распределение в растворе. При достижении критической скорости сдвига полимер начинает проявлять дилатантные характеристики, т.е. при значительном увеличении скорости сдвига раствор полимера набирает вязкость. Это явление объясняется образованием дополнительных межмолекулярных связей между полимерными цепями в связи с возникшей плотной упаковкой полимера. Для растворов полиакриламида наблюдается еще одна реологическая особенность, которая важна при полимерном заводнении. Растворы ЧГПА увеличивают свою вязкость при постоянной скорости сдвига в течение длительного времени. Эта особенность называется тиксотропией. Всего выделяют два типа релогического поведения ЧГПА: для первого типа при низкой скорости сдвига характерно медленное увеличение вязкости до определенного постоянного значения; во втором случае при большой скорости сдвига полимер резко набирает вязкость, причем с течением времени его вязкость начинает значительно колебаться [20]. При использовании объемных ЧГПА важно обратить внимание на взаимодействие полимерных нитей с солями пластовой воды. Установлено, что ниже критической скорости сдвига добавление хлорида натрия способствует снижению вязкости раствора полимера; выше критической скорости сдвига наблюдается обратный эффект. При увеличении концентрации моновалентных ионов натрия в растворе полимера его вязкость снижается, как следствие этого реопексационные свойства полимерного раствора становятся менее выраженными [22-24]. Поливалентные катионы (Ca2+, Mg2+ и др.) способны образовывать как внутримолекулярные, так и межмолекулярные комплексы с гидролизованным полиакриламидом. В работе [25] приведены исследования влияния концентрации ионов кальция на структуру ЧГПА. Установлено, что при низкой концентрации ионов кальция в растворе наблюдается внутримолекулярная сшивка полимера, в результате чего происходит флокуляция полимера, и сам раствор не набирает вязкость. Если в такой раствор дополнительно внести ионы кальция, произойдет межмолекулярная сшивка полимера, которая будет создавать сгустки в растворе. Если же изначальная концентрация ионов кальция большая, то это способствует образованию межмолекулярных сшивок. При этом расчет концентрации ионов кальция зависит от степени гидролизованности полимера [25]. Широко распространена практика сшивки ЧГПА ионами Cr3+ [26-28]. В работе [28] описывается механизм сшивки полиакриламида в воде повышенной минерализации ионами Cr3+. Установлено, что при повышенном содержании электролитов и низкой концентрации полимера и ионов хрома превалирует внутримолекулярная сшивка между разветвленными частями одной полимерной цепи. При повышенной концентрации ионов хрома (сопоставимой со степенью гидролизованности полимера) вязкость сшитого геля выше в сравнении с раствором ЧГПА той же концентрации. В литературе описана практика применения поверхностно-активных веществ (ПАВ) в качестве модификаторов вязкостных свойств ЧГПА. ПАВ способны взаимодействовать с полимерными цепями в растворе и таким образом оказывать влияние на реологические характеристики полимера. В частности, при оценке влияния олеата натрия на свойства ЧГПА установлено, что при малых концентрациях ПАВ вязкость ЧГПА увеличивается [29]. Это явление обусловлено связями между молекулами полимера и ПАВ. При большой концентрации ПАВ вязкость системы резко падает по причине увеличения сил отталкивания между мицеллярными агрегатами ПАВ и полимера. С целью стабилизации реологических характеристик полимера известен опыт исследований по частичной гидрофобизации цепи ЧГПА. Так, в литературе представлены данные о введении дополнительных гидрофобных звеньев в основную цепь полимера [30-32]. При растворении таких полимеров в воде гидрофобные мономеры цепи притягиваются друг к другу, образуя сшивку полимерных цепей. Такое межмолекулярное взаимодействие увеличивает вязкость раствора. Если гидрофобные мономеры расположены в цепи блоком, то они создают более прочные межмолекулярные связи с аналогичными гидрофобными блоками другой цепи. Среди гидрофобных мономеров могут быть использованы производные акрилата и метакрилата, мономеры с алкильными радикалами разной длины цепи, арильные и алкиларильные, фторорганические, цвиттерионные мономеры. Дополнительно вязкость гидрофобно-модифицированных полиакриламидных гелей регулируют путем введения ПАВ, которые вступают в межмолекулярные взаимодействия с гидрофобными участками полимерной цепи [19]. 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. Геолого-технологические условия эффективного применения заводнения на основе предварительно сшитых частиц полиакриламида Перспективной альтернативой ЧГПА, по мнению авторов статьи, 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), сушка, измельчение, разделение на фракции [33]. 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. Рис. Принципиальная схема процесса изготовления сшитого полиакриламида ЧПГ Основные характеристики ЧПГ Параметр Характеристика Размер От 10 мкм до 1 см Абсорбционная емкость в пластовой воде 1-100 г воды на 1 г полимера Устойчивость в соленой воде Устойчивы к любым концентрациям солей Устойчивость к повышенным температурам 1 год при температуре ниже 140° С Прочность Регулируется рецептурой Скорость набухания От нескольких минут до 20 дней Благодаря способности набухать в воде полимерные частицы, находясь в растворе, становятся мягкими и упругими, но при этом не растворяются в воде [34]. Абсорбционная емкость полимера (способность впитывать воду; численно равна количеству граммов воды, которую способен впитать 1 г полимера) зависит от его состава, температуры пласта и содержания солей в воде, на основе которой готовят суспензию. На абсорбционную емкость полимера влияют концентрация соли в воде (чем выше, тем она меньше); температура пласта (чем выше, тем больше абсорбционная емкость). При этом ЧПГ обладает большей устойчивостью относительно вышеупомянутых факторов, чем традиционные объемные гели, которые значительно теряют вязкость при увеличении температуры и минерализации воды [34]. Основные характеристики ЧПГ приведены в таблице. 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. Данная технология имеет ряд преимуществ по сравнению с полимерным заводнением высоковязкими растворами на основе ПАА. Полимеры на основе ЧПГ устойчивы в отношении катионов металлов, содержащихся в пластовой воде, не меняют реологические характеристики при большой скорости закачки, не создают угрозы кольматации нефтенасыщенных пропластков полимерными сгустками [34]. Лабораторные испытания показали, что набухшие ЧПГ могут проходить через поры и трещины с площадью фильтрации до 75 % от диаметра сухой частицы. Например, если частица имеет диаметр (Dчпг) 10 мкм, то в набухшем виде она сможет пройти через канал с диаметром (Dпор) 7,5 мкм. Это можно приближенно сопоставить с проницаемостью пропластка в 350 мД. Возможны следующие механизмы воздействия ЧПГ на коллектор: деформация частицы и передвижение по пласту; разрыв частицы и передвижение по пласту; застревание в каналах и блокировка отдельных пропластков. В работе [35] описаны фильтрационные испытания, проведенные на терригенном насыпном керне. Согласно результатам исследований, набухший полимер может пройти в поровое пространство с диаметром, который составляет около 18 % от диаметра самой частицы. Сухая частица полимера может пройти в пору, составляющую 83 % от диаметра частицы [36]. В работе [36] приведены результаты исследований оценки возможности прохождения ЧПГ в поровое пространство насыпного керна. В ходе экспериментов установлено, что ЧПГ способны проходить через поровое пространство керна при соотношении диаметра набухшей частицы к диаметру канала меньше 15. Если подобрать гранулометрический состав по размеру больше, чем проницаемость коллектора в призабойной зоне пласта, то возникает вероятность образования полимерной прослойки у края скважины, что приведет к значительному снижению фильтрации. Промысловый опыт применения технологий заводнения на основе предварительно сшитых частиц полиакриламида Технология на основе предварительно сшитых полиакриламидных частиц длительное время успешно применяется в ведущих нефтедобывающих странах (Китай, США, Канада) [35, 37-39]. Мировая практика применения ЧПГ еще в 2013 г. насчитывала более 4000 скважинных операций [35]. 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. В работе [37] обобщен 20-летний мировой опыт применения технологии ЧПГ в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных залежей: с различным фильтрационно-емкостными свойствами и типом коллектора; в высоко- и низкотемпературных пластах; при различном содержании солей в пластовой воде и др. 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 % [37]. Также известны результаты применения технологии ЧПГ нефтяной компанией PetroCnina 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 [38]. 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 [40]. 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 [41]. 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 [42]. Аналогом «Темпоскрина» являются также применяемые российскими нефтяными компаниями реагенты «Ретин-10», «Поликар» [43, 44]. Также известен суперабсорбент АК-639 производства ООО «Акрипол», который представлен как компонент вязко-упругих 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 [45]. Заключение 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 поливалентых 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 [46-48]. К дополнительным рискам снижения эффектов от применеия 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 авторам представляется, что 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.

About the authors

Yulia A. Ketova

Author for correspondence.
Email: ketovaya@npserv.ru
25 Liza Chaykina st., Perm, 614022, Russian Federation

Leading Chemical Engineer

Bai Baojun

Email: baib@mst.edu
1400 North Bishop av., Rolla, MO 65409, United States of America

PhD in Engineering, Professor at the Department of Geosciences and Geological and Petroleum Engineering

Aleksandr L. Kazantsev

Email: itilamid@rambler.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

Research Engineer, Department of Chemical Technology

Sergey V. Galkin

Email: gnfd@pstu.ru
29 Komsomolskiy av., Perm, 614990, Russian Federation

Doctor of Geology and Mineralogy, Professor, Dean of the Department of Mining and Oil

References

Statistics

Views

Abstract - 343

PDF (Russian) - 349

PDF (English) - 135

Refbacks

• There are currently no refbacks.