Полный текст

Введение В настоящее время более 90 % текущих извлекаемых запасов месторождений нефти промышленных категорий относятся к трудноизвлекаемым (высокозаводненные, газонефтяные, сложнопостроенные, низкопродуктивные и др.). Как показывает отечественный и мировой опыт, эффективная разработка заводнением трудноизвлекаемых запасов невозможна без массового применения методов увеличения нефтеотдачи (МУН), основными из которых являются химические (ХМУН). Начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции, ХМУН позволяют экономически оправданно повысить коэффициент нефтеотдачи на 3-15 % и более и существенно продлить срок рентабельной разработки пласта [1-10]. Каждая технология воздействия на пласт обладает своими условиями применения, зависящими от исходных геолого-физических параметров пласта и текущего состояния его разработки. При несоблюдении этих условий (критериев применимости) можно не получить ожидаемой величины дополнительной нефти и прироста коэффициента нефтеотдачи [11-14]. Для сохранения и повышения удельной эффективности технологий и с целью довыработки запасов в удаленных от скважин зонах пластов ежегодно на 10-15 % планируется повышение объема раствора закачиваемых оторочек потокоотклоняющих составов с увеличением концентрации химреагентов [15, 16]. Схема структуризации химических методов воздействия на пласт представлена на рис. 1. ХМУН можно условно разделить на две группы: - обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины с целью воздействия на пласт (ОПЗ пласта); - потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи (ПМУН) [17-20]. ОПЗ условно разделяют на две подгруппы: - кислотными композициями; - углеводородным растворителем и поверхностно-активными веществами. В соответствии с механизмом воздействия на пласт потокоотклоняющие методы увеличения нефтеотдачи условно разделяются на три подгруппы: Рис. 1 Классификация химических методов увеличения нефтеотдачи - методы, выравнивающие профиль приемистости нагнетательных скважин эмульсионными составами (ВПП на основе эмульсий) [26-31]; - методы, выравнивающие профиль приемистости и фронт вытеснения нефти водой (ВПП и ВФВ), на основе полимеров, гелей и дисперсных наполнителей [21-25]; - методы, способствующие доотмыву остаточной нефти на основе ПАВ [11, 32, 33]. Рассмотрим методы, выравнивающие профиль приемистости и фронта вытеснения нефти водой (ВПП и ВФВ). В соответствии с современными представлениями о механизме вытеснения нефти в пористых средах под фронтом вытеснения нефти водой следует понимать конфигурацию по разрезу и площади пласта условной линии раздела зон с нефтенасыщением, близким к первоначальному, и зон, содержащих в составе насыщающих флюидов закачиваемую воду. Такое определение не противоречит установленному факту опережающего увеличения водонасыщенности до критической в дальних чисто нефтяных зонах пласта задолго до подхода закачиваемой воды. Это явление, наиболее сильно проявляющееся в низкопроницаемых коллекторах, объясняется высокой подвижностью остаточной воды при увеличении перепада давления (начало закачки воды в нагнетательных скважинах). Расширение воронки депрессии в добывающих скважинах приводит к «отжиманию» рыхлосвязанной воды из подстилающих и покрывающих глин. В начальный период разработки пласта (пластовое давление равно первоначальному) этим явлением можно пренебречь, учитывая водопроницаемость глин (10-6-10-7 мкм2), однако в масштабах воронки депрессии при толщине глинистой перемычки 2 м объем дополнительно поступающей из нее воды в скважину может составить до 20 м3/сут (при величине отборов на максимуме потенциала пласта). За счет этих факторов обводненность продукции в низкодебитных скважинах может составлять значительную величину, что стимулирует ложные представления о конфигурации фронта вытеснения на начальных стадиях разработки пласта. Под выравниванием фронта вытеснения нефти водой понимаются мероприятия, направленные на обеспечение максимально равномерного распределения потоков закачиваемой воды, в разрезе и по площади удаленных от нагнетательных скважин зон, с целью обеспечения максимальной конечной нефтеотдачи пласта. Поскольку воздействие композиций на пласт начинается в непосредственной близости от ПЗП, технологий ВФВ в чистом виде не существует. Первоначально эти технологии способствуют ВПП и в дальнейшем, по мере продвижения оторочки по пласту, в удаленном межскважинном пространстве - ВФВ. К методам, выравнивающим профиль приемистости и фронт вытеснения нефти водой, относятся в первую очередь технологии на основе полимеров [15, 16, 21-25]. ПГС - полимерный гелеобразующий состав. Эта технология является базовой для других технологий на основе полимеров и одной из основных потокоотклоняющих технологий, использовавшихся и использующихся на месторождениях Сургутского региона (9800 скважино-операций, или 20,8 % всех скважино-операций в 1991-2017 гг.). Объем закачки ПГС варьировался от 50 до 550 м3 на одну скважино-операцию. Применяемые реагенты - полиакриламид (ПАА) марок Accotrol, GS-1, DKS и другие концентрацией 0,2-0,6 %, сшиватели - ацетат хрома, хромокалиевые квасцы и другие концентрацией 0,02-0,07 % [34]. Технология направлена на увеличение коэффициента охвата пласта заводнением и выравнивание фронта вытеснения, что достигается созданием в водопромытых интервалах пласта повышенных фильтрационных сопротивлений за счет сшивания полимера в пласте. Эффективность применения ПГС зависит, прежде всего, от точности расчета оптимального объема его закачки для каждой обрабатываемой скважины. При недостаточном объеме фильтрационное сопротивление будет мало, и ВПП не будет достигнут, слишком большой объем закачки ПГС может привести к временному блокированию нефтенасыщенных интервалов пласта, что также не позволит получить ВПП. Методологический подход к определению коэффициентов проницаемости и вытеснения нефти из пород при испытании составов технологий физико-химических МУН Методики выполнения измерений коэффициентов проницаемости и вытеснения нефти из пород-коллекторов при испытании составов технологий физико-химических методов увеличения нефтеизвлечения разработаны в соответствии с требованиями ГОСТ 26450.0-85, ГОСТ 26450.2-85 [36, 37], ОСТ 39-195-86 [38] и ОСТ 39-235-89 [39]. Методики распространяются на нефтесодержащие породы и устанавливают порядок выполнения измерений этих коэффициентов в лабораторных условиях. Объектом испытания является модель пласта из цилиндрических образцов породы правильной геометрической формы, выбуренных из полноразмерного керна исследуемого нефтеносного горизонта. Условия испытания должны обеспечивать воспроизведение естественных физико-химических характеристик пластовой системы «горная порода - флюиды», сохранение в процессе эксперимента значений температуры и давлений, соответствующих пластовым. Линейная скорость прокачки испытуемых флюидов через породу во времени должна соответствовать ее промысловым значениям в области ближней или удаленной от скважины зоны пласта. При проведении опытных работ необходимо использовать пластовые нефть и воду или их модельные аналоги, а также химсоставы, применяемые в качестве рабочих агентов в технологиях ВПП [40, 41]. Оборудование Фильтрационная система (далее - система) для проведения испытаний составов технологий интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов должна состоять из взаимосвязанных функциональных блоков, обеспечивающих проведение опытных работ при термобарических условиях, моделирующих пластовые (табл. 1). Таблица 1 Основные характеристики фильтрационных систем Параметр Значение Максимальное давление обжима, МПа Не менее 68,0 Максимальное поровое давление, МПа Не менее 40,8 Максимальная рабочая температура, 0С Не менее 150 Диапазон изменения проницаемости, мД От 0,001 до 5000 Диапазон изменения расход насоса, см3/мин От 0,00001 до 50 Материал исполнения контактирующего с поровым флюидом поверхности Hastelloy С-276, Titanium, Viton, Peek, Teflon Принципиальная схема системы включает следующие основные блоки: - нагнетания испытуемых флюидов; - моделирования условий залегания пласта; - регулирования давления обжима; - регулирования обратного давления для потока фильтрации; - управления системой и регистрации данных эксперимента. Подготовка рабочих жидкостей к испытанию При определении проницаемости и остаточной нефтенасыщенности породы пласта используются пробы безводной нефти, воды и технологические жидкости, применяемые в качестве рабочих агентов при разработке конкретного промыслового объекта (пласта). При отсутствии проб пластовых флюидов допускается применять их модельные аналоги. В качестве физической модели пластовой нефти используют дегазированную нефть, разбавленную органическим растворителем (петролейный эфир, гексан, бензин, керосин и др.). Основным критерием соответствия модельной нефти по отношению к пластовой газонасыщенной является равенство реологических характеристик (вязкость, плотность) между ними при пластовых условиях [34] Модель пластовой воды готовят путем растворения в дистиллированной воде солей хлоридов (NaCl, СаСl2 др.), содержание которых должно соответствовать общей минерализации пластовой воды. Качественный и количественный солевой состав рассчитывается на основании результатов химического анализа пластовой воды и принятого для исследуемого пласта значения ее минерализации в пересчете на хлористый натрий. Приготовление составов физико-химических МУН для повышения производительности работы скважин, выравнивания профиля приемистости, фронта вытеснения и доотмыва остаточной нефти, а также технологических жидкостей строительства, освоения и последующей эксплуатации скважин проводится с учетом требований, регламентированных руководящими документами на проведение соответствующих геолого-технических мероприятий. Подготовка модели пласта к испытанию Для проведения фильтрационных испытаний составов технологий физико-химического воздействия на пласт используются выбуренные из полноразмерного керна цилиндрические образцы породы диаметром 30 и 38 мм и длиной не менее 27 мм. Перед проведением испытаний образцы экстрагируются в спиртобензольной смеси для полного удаления из их пустотного пространства углеводородов и, при наличии высокой (более 50-100 г/л) минерализации пластовой (остаточной) воды, обессоливаются в аппаратах Сокслета. Далее лишенные углеводородов и солей пластовой воды образцы высушивают до постоянного веса с точностью до ± 0,001 г в сушильном шкафу при температуре 105 ± 2 °С в течение 12 ч. Высушенные образцы горной породы охлаждают в эксикаторе над прокаленным хлористым кальцием до комнатной температуры в течение 2-3 ч, после чего проводят определение их фильтрационно-емкостных свойств. По известным значениям проницаемости отдельных образцов керна по газу (азоту, гелию) принимают порядок их компоновки в модели пласта, исходя из условия, что каждый последующий образец в составной колонке имеет меньшую проницаемость, при этом отклонение проницаемости между двумя близлежащими образцами не должно превышать 10-15 %. В зависимости от решаемых задач при моделировании технологических процессов воздействия на прискважинную или удаленную зоны пласта растворами химических реагентов определение проницаемости породы по жидкости (по воде - при вытеснении нефти, по нефти или воде - при изменении флюидопроводимости породы) выполняется при ее фильтрации через модель пласта в направлении снижения проницаемости пористой среды. Водонасыщенность составной модели пласта перед проведением испытаний создается методом центрифугирования, обеспечивающим соответствие содержания остаточной воды в пустотном пространстве отдельных образцов ее количеству в пластовых условиях. Сущность метода заключается в вытеснении избытка воды из полностью водонасыщенного образца при центрифугировании за счет создания капиллярного давления на границе раздела фаз «воздух - вода» в порах породы. Заключительным этапом подготовки модели пласта является донасыщение образцов керна с воссозданной остаточной водой керосином в эксикаторе при вакуумировании в течение не менее 4 ч. Подготовка фильтрационной системы к испытанию Порядок проведения подготовительных мероприятий на системе перед испытанием включает: - заправку накопителей испытуемыми флюидами (пластовые пробы нефти, воды или их модельные аналоги, растворы химреагентов); - загрузку модели пласта из образцов керна в резиновую манжету кернодержателя, подсоединение флюидопроводящих трубок; - проверку гидравлической схемы системы на герметичность за счет создания всестороннего (горного) и внутрипорового (пластового) давлений в кернодержателе, соответствующих условиям залегания нефтяного пласта; - нагрев узлов системы (накопителей, кернодержателя, сепаратора и др.) до пластовой температуры; - выставление настроек программного обеспечения и последовательности проведения опыта, создание файла регистрации данных; - вытеснение керосина нефтью за счет ее прокачки через модель пласта в количестве не менее 3-4 объемов пор в режиме поддержания постоянного расхода, не превышающего линейную скорость фильтрации 1 м/сут; - выдержку модели пласта в течение 12-16 ч при термобарических условиях для стабилизации системы «горная порода - флюиды». Выполнение измерений коэффициента проницаемости Метод измерения основывается на оценке пропускающей способности породы-коллектора для фильтруемой жидкости (воды, нефти или их моделей) до и после ее обработки растворами химреагентов. Сущность метода заключается в испытании составов технологий интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи пластов на колонках из образцов керна, эффективность от применения которых в зависимости от поставленных задач (повышение производительности работы скважин, выравнивание профиля приемистости и фронта вытеснения, доотмыв остаточной нефти и др.) определяется изменением флюидопроводимости горной породы. При проведении экспериментальных работ фильтрация через модель пласта принятых к испытанию флюидов (нефть, вода, растворы химреагентов и др.) выполняется при поддержании постоянного расхода на протяжении всего опыта, который определяется из линейной скорости их течения в области ближней или удаленной от скважины зоны пласта (1) [42-45]: (1) где V - линейная скорость фильтрации, м/сут; Q - расход фильтруемой жидкости, см3/с; F - площадь поперечного сечения модели пласта, см2; т - пористость модели пласта, доли ед.; Sв.ост, Sн.ост - остаточная водо- и нефтенасыщенность модели пласта в пластовых условиях соответственно, доли ед. Измерение коэффициента проницаемости модели пласта по жидкости (нефти, воде) проводится после ее прокачки через породу в количестве не менее 4-6 поровых объемов и наличии стабилизации градиента давления на торцах составной колонки. Вычисление результатов измерений коэффициента проницаемости породы пласта по жидкости производится по формульному выражению линейного закона фильтрации Дарси (2): (2) где К - проницаемость породы по жидкости, мкмг; Q - объемный расход жидкости, см3/с; L - длина участка образца, на котором измеряется перепад давления, см; F - площадь поперечного сечения образца на измерительном участке образца, см2; μ - вязкость жидкости при условиях проведения эксперимента, мПа∙с; ∆Р - перепад давления на измеряемом участке при данном режиме фильтрации, 105 Па. Выполнение измерений коэффициента вытеснения нефти Метод измерения предусматривает определение полноты извлечения нефти из модели пласта за счет фильтрации через ее пустотное пространство вытесняющих агентов (вода, растворы химических реагентов) до предельной обводненности отбираемого флюида. Сущность метода заключается в моделировании процесса заводнения продуктивных горизонтов. Совмещение процессов заводнения и прокачки оторочек составов потококорректирующих технологий позволяет установить дополнительный прирост вытеснения остаточной нефти. Вытеснение нефти из модели пласта проводится при поддержании постоянного расхода для всех прокачиваемых жидкостей, который должен соответствовать реальной или проектной (ожидаемой) линейной скорости (1) их фильтрации в области удаленной от скважины зоны пласта. Порядок проведения измерений коэффициентов вытеснения нефти при испытании составов технологий состоит из следующих этапов: - непрерывное вытеснение нефти водой до полного обводнения выходящей из кернодержателя жидкости, но не менее 4-6 объемов пор модели пласта. Начальный объем вытесненной водой нефти определяется по показаниям акустического сепаратора; - прокачка через модель пласта оторочек составов потококорректирующих технологий от 0,5 до 4 поровых объемов, количество которых при проведении испытаний принимается, исходя из особенностей технологического процесса закачки растворов химреагентов в пласт; - прокачка через модель пласта оторочки воды в количестве 4-6 объемов пор породы. Конечный объем дополнительно вытесненной нефти после фильтрации оторочек составов технологий определяется ретортным методом. Достигнутый прирост доизвлечения остаточной нефти ∆Квыт. после применения составов технологий определяется из разности между конечным Квыт.кон и начальным Квыт.нач коэффициентами вытеснения (3): (3) Начальный (при вытеснении нефти водой) и конечный (после прокачки составов технологий) коэффициенты вытеснения нефти рассчитываются по формулам (4), (5): (4) (5) где Квыт.нач, Квыт.кон - коэффициенты вытеснения нефти до и после прокачки составов технологий через модель пласта соответственно, %; Vн.сеп, Vн.рет - объемы вытесненной нефти по показаниям акустического сепаратора и экстракционной реторты соответственно, приведенные к условиям испытания, см3; Vн.нач - объем нефти, первоначально содержащийся в модели пласта, определяемый по разности объемов пустот и остаточной воды, приведенный к условиям испытания, см3. Содержание остаточной нефти в модели пласта после прокачки составов технологий определяется по формуле (6): (6) где Sн.ост - остаточная нефтенасыщенность модели пласта после прокачки составов технологий, %; Vn - поровый объем модели пласта из образцов керна, см3. Результаты лабораторных испытаний марок полимера акриламида Для установления заявленных реологических характеристик сшитых полимерных систем на основе принятых к испытанию марок полимеров акрилового ряда (ПАА) и лабораторной оценки эффективности технологии вязкоупругого состава (ВУС), предназначенной для перераспределения потоков нагнетаемой воды при выравнивании профиля приемистости и фронта вытеснения нагнетательных скважин в расчлененных и неоднородных по проницаемости пластах, был проведен комплекс лабораторных исследований. Первым этапом работ являлось изучение реологических свойств полимерных систем с моделированием термобарических параметров технологического процесса приготовления компонентов рецептуры ВУС на устье скважины и последующей его закачкой в пласт. В данных сериях испытаний исследовалось также влияние минерализации воды, которая использовалась для приготовления гелевых систем. Вторым этапом было проведение фильтрационных испытаний сшитых гелевых структур на высокопроницаемых керновых моделях горизонта ВК1 Р-го месторождения. Проведение лабораторных работ носило сравнительный характер и базировалось на сопоставлении технологических показателей - как предлагаемых к опытно-промысловому испытанию реагентов (Poly-T-101, FP-107, FP-207 и PoLEOR АТС N800), так и уже опробованных в составах потокоотклоняющих технологий на месторождениях ПАО «Сургутнефтегаз» марок ПАА (FP-307, Accotrol S-622). Первый этап. До настоящего времени не существует общепринятой методики лабораторного тестирования композиций полимеров акрилового ряда при термобарических условиях залегания залежей нефти. Это вызвано отсутствием обоснованной теории и единого мнения о механизме протекания пространственной сшивки водорастворимых молекул ПАА ионами поливалентных металлов в поровом пространстве пород-коллекторов. С этой целью для определения реологических характеристик гелевых систем использовался специализированный реометр, который позволяет в динамическом режиме фиксировать данные изменения вязкостных свойств испытуемых полимерных систем, смешанных на моделях пресной, подтоварной и сеноманской вод в термобарических условиях «скважина - пласт». При проведении экспериментов для моделирования термобарических параметров технологического процесса приготовления компонентов рецептуры ВУС соблюдались следующие условия: 1. Растворение гелеобразователя в растворителе при постоянном перемешивании мешалкой (300 об/мин) в течение 30 мин при температуре 22-25 оС с последующим добавлением в раствор сшивателя. 2. Температурные интервалы нагрева образца сшитой полимерной системы в опыте: - нагрев от 25 до 40 оС в течение 30 мин; - проведение опыта с равномерным повышением температуры до 70 оС в течение 24 ч. 3. Установление значений динамической вязкости испытуемой композиции при скорости сдвига 100 1/с (117,6 об/мин) и давлении жидкости в системе вискозиметра 7 МПа. Соблюдение данных условий моделировало фактическое время приготовления растворов линейного геля и сшивателя (30-40 мин), их смешения в турбулентном потоке при движении по насосно-компрессорным трубам (НКТ) до забоя скважины (20-30 мин) и последующей выдержки полимерной системы на образование связей сшивки непосредственно в пласте (не менее 12-24 ч). В опытах особое внимание уделялось температурным интервалам нагрева образцов сшитого геля: - для закачки полимерной композиции в пласт - повышение температуры от 20 до 40 °С в течение 30 мин. - для пространственной сшивки молекул ПАА в пустотном пространстве пород - равномерное повышение температуры до 70 °С в течение 24 ч. Это соответствует темпу прогрева полимерной системы до пластовой температуры в области охлажденной нагнетаемой водой призабойной зоны скважины. При соблюдении регламентированных концентраций гелеобразователя (СПАА = 0,4 % мас) и сшивающего агента (САХ = 0,04 % мас.) полимерные структуры демонстрируют высокие значения начальной динамической вязкости (от 40 до 80 мПа∙с), что вызвано конечной стадией сшивки микрогелевых комплексов за счет практически полного растворения ПАА в дистиллированной воде за относительно короткий промежуток времени (30-40 мин). Исключение из всего набора испытуемых марок ПАА составляет PoLEOR АТС N800, который не обладает высокой термостабильностью в пресной воде, теряя свои вязкостные свойства более чем в 2,5 раза при возрастании температуры нагрева исследуемого образца до 50-60 °С. Таблица 2 Вязкостно-температурные характеристики полимерных композиций на основе образцов сшитого ацетатом хрома полиакриламида (СПАА = 0,4 % мас., САХ = 0,04 % мас.) Модельный тип воды (растворителя) Poly-T-101 Poly-T-101 FP-107 FP-207 FP-307 Accotrol S-622 PoLEOR ATC N800 Динамическая вязкость полимерной системы (мПа∙с) при скорости сдвига 100 1/с (117,6 об/мин) Пресная (дистиллированная) 48,87*/37,01** 61,20*/38,79** 47,69*/33,51** 44,74*/35,39** 47,32*/46,51** 68,82*/55,94** 28,55*/11,21** Подтоварная (CNaCI = 5 г/л) 10,19*/42,95** 17,33*/44,13** 15,24*/47,69** 16,49*/21,64** 15,80*/17,84** 69,41*/67,65** 6,62*/10,19** Сеноманская (CNaCI = 15 г/л) 9,68*/32,18** 13,76*/31,58** 11,33*/22,08** 8,39*/17,58** 11,09*/13,25** 9,68*/11,72** 0,56*/6,73** Примечание: * - начальная динамическая вязкость испытуемой полимерной композиции при температуре 20-25 оС; ** - конечная динамическая вязкость полимерной композиции по истечении 24 ч при температуре 70 оС. При приготовлении составов технологии ВУС на модельных типах подтоварной и сеноманской вод, за исключением раствора на основе реагента Accotrol S-622 (CNaCl = 5 г/л), напротив, первостепенным фактором, оказывающим влияние на поддержаниестабильных вязкостно-температурных характеристик гидрогелей, выступает губительное влияние слабой минерализации солей в составе растворителей. Это обусловлено получением низких значений начальной вязкости систем (от 10 до 17 мПа∙с) за счет временной задержки процессов внутримолекулярной сшивки во всем объеме полимерных композиций, интенсивность которых возрастает только по истечении 4-6 ч. При этом в ходе опытных работ отмечено, что кинетика пространственного гелеобразования полимеров акриламида в солевых растворах, как и в пресных водах, также ограничивается температурой эксперимента (не выше 50-60 °С). Это демонстрирует последующее падение вязкостных свойств испытуемых составов, вызванное термической деструкций межцепных связей сшитых гелей, с достижением окончательной стабилизации их реологических свойств только при прошествии 16-20 ч. По результатам выполненных реологических тестов установлено, что из всех подвергнутых исследованию контрольных проб образцов ПАА негативное влияние вышеприведенных факторов (чувствительность к рассолам, термостабильность) в меньшей степени распространяется на полимерные композиции на основе реагентов FP-107 и Ро1у-Т-101, у которых конечные вязкости растворов (по истечении 24 ч при температуре 70 °С) более чем в 2-3 раза превышают начальные значения и сопоставимы с вязкостью гелей, приготовленных на пресной воде (табл. 2). В случаях испытания сшитых систем на основе марок ПАА FP-207, FP-307, Accotrol S-622 и PoLEOR АТС N800 не выявлено кратного увеличения конечной вязкости полимерных систем, и объяснением полученному результату выступает высокая чувствительность к слабоминерализованным рассолам при наличии более низкого порога температурного разрушения (см. табл. 2). Таблица 3 Условия проведения и наблюдаемые параметры фильтрационных испытаний на высокопроницаемых керновых моделях горизонта ВК1 Р-го месторождения Параметр Значение Условия проверки Температура опыта, οС 70 Всестороннее давление обжима, МПа 31 Внутрипоровое давление, МПа 10 Расход закачки флюида, см3/ч 2,4 Вязкость модели пласт. нефти, мПа·с 4,07 Вязкость модели пласт. воды, мПа·с 0,54 Минерализация модели пластовой воды, г/л 12 Наблюдаемые параметры grad P при насыщении модели пласта нефтью, МПа/м 0,041 Фазовая проницаемость по нефти при КНН, мкм2·10-3 96,56 grad P при вытеснении нефти водой до фильтрации составов технологий физико-химических МУН, МПа/м 0,130 Фазовая проницаемость по воде до обработки при КОН, мкм2·10-3 4,07 grad P при вытеснении нефти водой после фильтрации составов технологий физико-химических МУН, МПа/м 10,330 Фазовая проницаемость по воде после обработки при КОН, мкм2·10-3 0,05 Рис. 2. Зависимость изменения прироста дополнительно вытесненной нефти от конечной вязкости прокаченных через модели пласта ВК Р-го месторождения полимерных составов на основе принятых к испытанию марок ПАА, затворенных на модели подтоварной воды Второй этап. Проведение фильтрационных испытаний для определения коэффициентов проницаемости и вытеснения нефти при применении сшитых гелевых структур на высокопроницаемых керновых моделях горизонта ВК1 Р-го месторождения (табл. 3). Выявленные отличия в поведении кривых вязкостно-температурных зависимостей, сшитых ацетатом хрома марок ПАА, полностью согласуются с результатами их фильтрационных испытаний на моделях пласта ВК1 Р-го месторождения, где минерализация поровой (остаточной) воды и агента-вытеснения составляла CNaCl = 12 г/л. Полученные приросты коэффициентов вытеснения нефти водой располагаются в интервале от 5,94 до 9,55 % и имеют прямую зависимость от конечных значений динамической вязкости полимерных систем. Установленное при этом в опытах относительное снижение остаточной нефтенасыщенности составных колонок из образцов керна после обработки композициями полимеров на основе испытуемых марок полиакриламида составило: Ро1у-Т-101 - 5,29 и 6,13 %; Accotrol S-622 - 4,23 %, FP-307 - 5,70 % и PoLEOR АТС N800 - 3,91 % (табл. 4). Выводы 1. При соблюдении регламентированных концентраций гелеобразователя (СПАА = 0,4 % мас.) и сшивающего агента (САХ = 0,04 % мас.) полимерные структуры демонстрируют высокие значения начальной динамической вязкости (от 40 до 80 мПа∙с), что вызвано конечной стадией сшивки микрогелевых комплексов за счет практически полного растворения ПАА в дистиллированной воде за относительно короткий промежуток времени (30-40 мин). Исключение из всего набора испытуемых марок ПАА составляет PoLEOR АТС N800, который не обладает высокой термостабильностью в пресной воде, теряя свои вязкостные свойства более чем в 2,5 раза при возрастании температуры нагрева исследуемого образца до 50-60 °С. Таблица 4 Результаты определения остаточной нефтенасыщенности моделей пласта ВК1 Р-го месторождения при вытеснении нефти водой до и после фильтрации оторочек составов технологии ВУС (САХ = 0,04 % мас., СПАА = 0,4 % мас.) на основе различных марок ПАА Номер опыта Марка ПАА Номер образца Газопроницаемость, мкм2·10-3 Пористость, % Начальная нефтенасыщ., % До прокачки растворов химреагентов После прокачки растворов химреагентов Снижение остаточной нефтенасыщенности модели пласта после фильтрации сшитого ПАА, % Прирост вытеснения нефти водой после фильтрации раствора сшитого ПАА, % Скорость линейная по ОСТ 39-195-86, м/сут Sн.ост (сепарационный метод),% Коэффиц. вытеснения нефти водой,% Sн.ост (ретортный метод),% Коэффиц. вытеснения нефти водой,% 1 POLY-T-101" 2860-06 236,40 27,32 64,01 26,00 59,43 20,07 68,64 6,13 9,55 0,82 8016-06 233,45 26,43 65,49 19,70 69,92 0,81 2913-06 230,40 27,39 62,75 19,84 68,38 0,84 Ср.взв.знач. 233,43 27,05 64,09 26,00 59,43 19,87 68,98 6,13 9,55 0,82 2 POLY-T-101 2912-06 225,55 27,16 61,88 27,50 56,63 21,01 66,05 5,29 8,35 0,90 8003-06 218,11 29,31 63,18 22,96 63,66 0,81 7861-07 205,15 26,85 65,01 22,61 65,22 0,84 Ср.взв.знач. 215,93 27,75 63,41 27,50 56,63 22,21 64,98 5,29 8,35 0,85 3 FP-307 2828-06 908,26 30,72 69,10 28,19 59,42 24,01 65,26 5,70 8,19 0,68 2833-06 896,57 28,52 70,61 21,24 69,92 0,71 2839-06 879,51 28,71 68,69 22,22 67,65 0,74 Ср.взв.знач. 894,90 29,32 69,47 28,19 59,42 22,49 67,60 5,70 8,19 0,71 4 Accotrol S-622 2843-06 884,84 27,94 65,70 26,86 59,65 18,71 71,53 4,23 6,43 0,79 2821-06 872,70 28,20 67,58 29,61 56,19 0,75 2820-06 862,61 28,61 66,47 19,80 70,22 0,76 Ср.взв.знач. 873,43 28,25 66,57 26,86 59,65 22,63 66,08 4,23 6,43 0,77 5 PoLEOR ATC N800 2861-06 249,95 27,17 66,13 30,22 54,13 25,60 61,28 3,91 5,94 0,88 2910-06 243,71 26,89 67,68 27,85 58,85 0,85 2911-06 241,18 26,79 63,82 25,50 60,04 0,95 Ср.взв.знач. 244,96 26,95 65,87 30,22 54,13 26,31 60,06 3,91 5,94 0,89 2. По результатам выполненных лабораторных исследований реологических свойств установлено, что из всех подвергнутых исследованию контрольных проб образцов ПАА негативное влияние вышеприведенных факторов (чувствительность к рассолам, термостабильность) в меньшей степени распространяется на полимерные композиции на основе реагентов FP-107 и Ро1у-Т-101, у которых конечные вязкости растворов (по истечении 24 ч при температуре 70 °С) более чем в 2-3 раза превышают начальные значения и сопоставимы с вязкостью гелей, приготовленных на пресной воде. 3. На основании лабораторных исследований считаем, что проведение опытных закачек сшитых композиций на основе ПАА марок FP-107 и Ро1у-Т-101, обладающих способностью кратного повышения конечной вязкости полимерного состава (в 2-3 раза и более) с ростом температуры в слабоминерализованных водах (подтоварная, сеноманская), приведет к получению большей технологической эффективности, чем от применяемого в настоящее время на месторождениях компании полимера акриламида марки FP-307, опробованного ранее - Accotrol S-622 и предлагаемых к применению - FP-207, PoLEOR АТС N800.

Об авторах

Вадим Юрьевич Огорельцев

«СургутНИПИнефть» (Тюменское отделение)

Автор, ответственный за переписку.
Email: Ogoreltsev_VU@surgutneftegas.ru
Тюмень, Россия

заведующий лабораторией

Сергей Александрович Леонтьев

Тюменский индустриальный университет

Email: leontevsa@tyuiu.ru
Тюмень, Россия

доктор технических наук, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Валентин Алексеевич Коротенко

Тюменский индустриальный университет

Email: korotenkova@tyuiu.ru
Тюмень, Россия

кандидат технических наук, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Сергей Иванович Грачев

Тюменский индустриальный университет

Email: grachevsi@tyuiu.ru
Тюмень, Россия

доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Валерий Федорович Дягилев

Филиал Тюменского индустриального университета в г. Нижневартовске

Email: djagilevvf@tyuiu.ru
Нижневартовск, Россия

кандидат физико-математических наук, доцент кафедры «Нефтегазовое дело»

Олег Валентинович Фоминых

Тюменский индустриальный университет

Email: fominyhov@tyuiu.ru
Тюмень, Россия

кандидат технических наук, доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Список литературы

Статистика

Просмотры

Аннотация - 313

PDF (Russian) - 294

PDF (English) - 102

Ссылки

• Ссылки не определены.