Кафедра: Разработки и эксплуатациинефтяных и газовых месторождений
Реферат по курсу «Основы численного моделирования»
Повышение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды
Санкт-Петербург
2011 год
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
ПРИМЕНЕНИЕВОДОРАСТВОРИМЫХ ПАВ
ПРИМЕНЕНИЕМАСЛОРАСТВОРИМЫХ ПАВ
МИЦЕЛЛЯРНЫЕРАСТВОРЫ (MP)
ПОЛИМЕРНОЕЗАВОДНЕНИЕ
ВОДОГАЗОВОЕЦИКЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕСИСТЕМЫ ГАЛКА И ГАЛКА-ПАВ
ВВЕДЕНИЕ
При всех достоинствахосвоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как методанаиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечиваетнеобходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условияхнеоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигаетсяотносительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработкинефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти.Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ееобычными методами разработки затруднительно.
Как известно, различаютостаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную впроцесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недрени-руемых зонах ипропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинамивозникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередьпрони-цаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением исеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различиипроницаемостей двух про-пластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз иболее, вода практически не поступает в низкопроницаемые пропластки, врезультате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, чтоостаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается отвытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами. Другойтип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытыхобъемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, привысоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефтьстановится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играютвзаимодействия в системе порода — нефть й закачиваемые флюиды, в частности,характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефтиотличается от состава нефти в начале разработки.
При вытеснении нефти изгидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к«поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В своюочередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и призакачке 0,5— 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненностьдобываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхностипороды, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах.Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам,нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры.Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленнойнефтью.
В гидрофобной пористойсреде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образуетпленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналычерез крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенноуменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуетсякоротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельнойобводненности требуется закачка 6— 10 поровых объемов воды. Остаточная нефтьсосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковыхпорах.
Наибольшие коэффициентывытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах с промежуточнойсмачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные — гидрофобны. Такаясмачиваемость характерна для девонских песчаников Волго-Уральской нефтянойпровинции. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти,сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных.Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньшекапиллярно-защемленной нефти.
Формирование остаточнойнефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентныйсостав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярныхасфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими наструктурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазноенатяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеютпринципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этихкомпонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активныхвеществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы иусиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.
Специфичность свойствнефтей с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительныемолекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность,выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочнойструктуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлениюсамостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновскихнефтей. Среди исследователей, работающих в этой области, можно назвать А.Х.Мирзаджанзаде, В.В. Девликамова, А.Т. Горбунова, И.М. Аметова, ЗА Хаби-буллина,А.Г. Ковалева, М.М. Кабирова и др.
Применение заводнения потрадиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнениепластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождениймногопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторскимсвойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерноевытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточнойнефти в малопроницаемых прослоях и зонах.
/>ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОРАСТВОРИМЫХ ПАВ
Первые результатыэкспериментальных и промысловых исследований по применениюповерхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластовбыли опубликованы в США в 40 — 50-х годах. В нашей стране эта проблемаизучается более 30 лет.
За рубежом используют ПАВв основном ионогенного типа в различных компонентных составах. Впервые вотечественной практике этот метод в виде водных растворов ПАВ типа ОП-10проходил промышленные испытания с 1964 г. на Арланском месторождении.Технологии заводнения нефтяных залежей с применением водорастворимых инефтерастворимых ПАВ испытывались на более чем 30 опытных участкахместорождений России, приуроченных к различным типам коллекторов.
Механизм процессавытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ типаОП-10 основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой с 35—45 до 7— 8,5 мН/м и изменении краевого угла смачивания кварцевой пластинки от18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (acosB) уменьшается в 8— 10раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрациейнеионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05— 0,1 % .
При вытеснении нефтирастворами ПАВ последние могут дифундировать в значительных количествах внефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется,отчего изменяются реологические свойства нефти. Впервые в работах В.В.Девликамова с соавторами сообщалось о диффузии в нефть неионогенных ПАВ изводных растворов.
Показано, что послеконтакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходитсущественное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, вопределенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости.Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта инефтеотдача возрастает. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшениянефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблятьструктурномеханические свойства нефтей.
Вытеснение нефти водныммалоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженноммежфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой вкрупных порах заводненной части пласта, но несущественному.
Проведенные вТатНИПИнефти, СибНИИНП и ВНИИ-нефти опыты по доотмыву остаточной нефти иззаводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этомслучае увеличивают коэффициент вытеснения нефти из моделей пористой среды всреднем на 2,5— 3 %.
Вместе с тем опыты,проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностьюнасыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициентавытеснения на 10— 15 % .
Приведенные данные обэффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют осущественном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемостиповерхности поровых каналов. С увеличением гидрофильности пород эффективностьприменения ПАВ для довы-теснения остаточной нефти снижается.
Как показали модельныеисследования, применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичноговытеснения нефти значительно интенсифицирует процесс. Максимальный приросткоэффициента вытеснения при этом, по сравнению с вытеснением нефти водой безоторочки ПАВ, равный 8,3 %, достигнут при закачке 2,0— 2,5 поровых объемоврастворов ПАВ. При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ этот параметрравняется 5 % при закачке четырех поровых объемов жидкости вытеснения.
Оценки технологическойэффективности заводнения опытных участков месторождений республик Башкортостанаи Татарстана, а также Западной Сибири неоднократно проводились на основе сопостaвлeнияпромысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках исмежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работвесьма неоднозначны и противоречивы. Удельная дополнительная добыча нефти отприменения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ,определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется вшироких пределах — от 12 до 200 т/ т. Столь широкий диапазон изменения этого показателяуказывает на неоднозначность и недостоверность определения .
В АО «Татнефть» пообъемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ находится на втором местепосле закачки серной кислоты. Всего на месторождениях Татарстана закачано 56тыс. т водорастворимых и 17 тыс. т маслораство-имых ПАВ, в том числе наРомашкинском месторождении — соответственно 47 и 14 тыс. т. На месторождении засчет закачки ПАВ добыто 2,9 млн. т нефти. Удельная дополнительная добыча нефтисоставила 47,5 т на одну тонну ПАВ.
Метод заводнения нефтяныхзалежей с применением ПАВ имеет ряд недостатков. Самый большой недостатокзаводнения малоконцентрированными растворами ПАВ, как это вытекает изрезультатов многочисленных исследований, заключается в относительно большоммежфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химическогореагента на породе.
Кроме того, неионогенныеПАВ имеют слабую биоразлагаемость (всего 35— 40 %), что способствуетзагрязнению окружающей среды. Они чувствительны к качеству воды — содержаниюкислорода, микроорганизмов и химических примесей, которые в состоянии свестиэффект к нулю вследствие разрушения раствора.
Перспективу примененияПАВ при разработке нефтяных месторождений исследователи и производственникисвязывают со следующими направлениями:
1) обработка призабойныхзон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости и охвата пластавоздействием;
2) нагнетаниеслабоконцентрированных (0,05— 0,5 %) и высококонцентрированных (1— 5 %)растворов для освоения плотных глинистых коллекторов./>ПРИМЕНЕНИЕ МАСЛОРАСТВОРИМЫХ ПАВ
Сущность механизмаизвлечения остаточной нефти заключается в следующем. Приготовленная наповерхности водная дисперсия с массовым содержанием до 10 % может быть представленакак микроэмульсия прямого типа. Поверхностно-активное вещество выполняет висходной дисперсии двойную функцию — как дисперсной фазы, так и стабилизаторапрямой микроэмульсии. Вязкость этой эмульсии растет во времени с формированиемструктурных связей.
Дисперсия ПАВ после закачки в пласт постепенноадаптируется к пластовым условиям. Часть полимергомологов ПАВ переходит изводной фазы в капиллярно- и пленочно-удержанную нефть и формирует межфазныйслой («среднюю фазу») с низким межфазным натяжением на контакте как с нефтью,так и с водой. Этот процесс ведет к формированию
микроэмульсионнойоторочки с низким содержанием нефти (до нескольких процентов) и хорошейнефтевытесняющей способностью. Вязкость этой микроэмульсии близка к вязкостинефти и меняется с включением в ее состав нефти и воды. При увеличениисодержания нефти свыше 10— 15 % эта эмульсия с дальнейшим набором нефтиуменьшает вязкость, и, наоборот, с набором воды вязкость ее значительно растетвплоть до 10— 20-кратного разбавления. Описанный выше механизм позволяетувеличить фильтрационное сопротивление (снизить подвижность системы) иподдерживать эту величину длительное время. Таким образом, указанный методможет быть охарактеризован как авторегулируемое вытеснение остаточной нефти напоздней стадии заводнения нефтяных залежей.
В промысловых условияхтехнология испытывалась с 1988 г. на большом количестве опытных участковзаводненных девонских терригенных пластов месторождений республики Татарстан.Средняя начальная обводненность до начала испытаний на различных участках быларавна 83— 95 %. Оценка технологической эффективности метода оказаласьвозможной на 31 участке. Расчеты показали, что общая дополнительная добыча сэтих участков превышает 257 тыс. т нефти. Удельная технологическая эффективностьсоставила в среднем 41 т дополнительной добычи нефти на 1 т ПАВ.
Схема расположенияскважин одного из опытных участков Ташлиярской площади Ромашкинскогоместорождения представлена на рис.1.
Закачка водной дисперсииПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. впласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.
Пласт «а» на опытномучастке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения поучастку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальнаянефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.
Закачка водной дисперсииПАВ АФ6 на опытном участке была осуществлена в апреле 1988 г. впласт «а» скв. 1 в количестве 400 т.
Пласт «а» на опытномучастке вскрыт всеми скважинами и представлен песчаниками. Средние значения поучастку: нефтенасыщенная толщина — 6,8 м, пористость — 20,8 %, начальнаянефтенасыщенность — 84,5 %, коэффициент проницаемости — 0,673 мкм2.
Обводненность добываемойпродукции на дату начала эксперимента составляла 83,9 %.
/>
Рис. 1. Опытный участокТашлиярской площади по закачке ПАВ АФ6:
1 — 9 — условные номера скважин;заштрихована доля нефти в добываемой продукции скважин
Дополнительная добычанефти на опытном участке составляла 24 тыс. т, или 60 т на 1 т ПАВ.
Отмечается, что широкоепромышленное внедрение маслорастворимых ПАВ в условиях Ромашкинскогоместорождения сдерживается из-за их высокой стоимости и недостаточнойтехнологической эффективности. />МИЦЕЛЛЯРНЫЕ РАСТВОРЫ (MP)
Водные растворысовременных индивидуальных водорастворимых ПАВ, находящие самостоятельноепромышленное применение для уменьшения остаточной нефтенасыщенности пластов,способны снижать межфазное натяжение на контакте нефтьй вода лишь до 7— 8,5 мН/м.
Такой раствор, какпоказывают многочисленные лабораторные исследования, не может существенноуменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта. Каквидно из результатов лабораторных экспериментов, необходимое снижениеостаточной нефтенасыщенности возможно лишь при уменьшении межфазного натяженияна контакте нефть — вода до 10—3 мН/м. Такое низкоемежфазное натяжение достигается при использовании ми-целлярных растворов,позволяющих устранить капиллярные силы в заводненных пористых средах.
В практике разработкинефтяных месторождений получают распространение мицеллярные растворы, прирасслаивании которых активные компоненты (ПАВ), образующие высокомолекулярныеагрегаты (мицеллы), сосредоточиваются в основном лишь в одной фазе — водной,нефтяной или промежуточной мицеллярной, находящейся в равновесии с водой инефтью. Соответствующая фаза называется внешней фазой мицеллярных растворов, асами растворы водными (прямыми), углеводородными (обратными) или промежуточнымими-целлярными растворами (микроэмульсиями).
Процессы вытеснения нефтиэтими растворами имеют особенности, которые обусловлены тем, что мицеллярныерастворы сочетают преимущества растворителей и растворов высокоэффективных ПАВи обладают способностью «вбирать» в себя воду и (или) нефть, снижаяповерхностное натяжение на границе контакта фаз до сверхнизких значений исоздавая тем самым условия их частичного или полного смешивания. Кроме того,тип мицеллярного раствора может меняться при вытеснении в результате инверсии,обусловленной, например, различным содержанием мицеллярных солей в растворах ипластовых водах.
В состав мицеллярныхрастворов входят: ПАВ, углеводород, вода, стабилизатор и электролит. В табл. 2приведены диапазоны изменения содержания основных компонентов устойчивыхмицеллярных растворов трех категорий, разработанных в настоящее время.
Как видно из табл. 2,устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержанияотдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержатьдо 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора.
Экспериментальноустановлено, что при вытеснении нефти из моделей однородных пористых средмицеллярной оторочкой размером 2,5 % от порового объема извлекается 80 %остаточной нефти, а при оторочке размером 5 % от порового объема достигаетсяпрактически полное вытеснение. На эффективность извлечения остаточной нефтисильно влияет правильно подобранный состав оторочки мицеллярного раствора.
Первые опытно-промысловыеработы в нашей стране по испытанию технологии увеличения нефтеотдачи пластов наоснове использования мицеллярных растворов (MP) были начаты в 1979 —1983 гг. на Ромашкинском месторождении (пласт Д1 на Южно-Ромашкинской и Азнакаевскойплощадях).
Таблица 2 Изменениеобъемного содержания основных компонентов мицеллярных растворов, % (по массе)Компонент раствора Раствор с внешней нефтяной фазой Раствор с внешней нефтяной фазой при высоком содержании воды Раствор с внешней водной фазой ПАВ 6- 10 3- 6 3- 5 Углерод 35 — 80 4- 40 2- 50 Вода 10-55 55- 90 40- 95 Стабилизатор 2-4 0,01- 20 0,01- 20 Электролит 0,01- 5 0,001-4 0,001- 4
Технология заключается внагнетании в пласт оторочки MP объемом в количестве 5-10 % объема пор пласта,продвигаемой оторочкой раствора полимера для предупреждения преждевременногоразмывания оторочки MP и достижения высокого коэффициента охвата пласта воздействием.Полимер может вводиться в состав MP. В качестве основных ПАВ в составе MP на Ромашкинскомместорождении использовались нефтяные сульфонаты, вспомогательными веществами — содетергентами служили низкомолекулярные спирты. В состав MP входят такжеуглеводороды. Состав и свойства MP варьируются в широких пределах.
Перед проведениемпромышленных экспериментов по испытанию MP на Ромашкинскомместорождении во ВНИИ-нефть провели лабораторные опыты по довытеснениюостаточной нефти мицеллярно-полимерными растворами на девяти моделях пористыхсред. В результате опытов по вытеснению нефти водой на линейных моделях пластаполучили значение коэффициента вытеснения в среднем 68,1 %, при доот-мыве нефтиоторочкой мицеллярного раствора в размере 0,1 % объема пор модели пластакоэффициент вытеснения нефти увеличился до 86,8 %, а коэффициент доотмывасоставил 58,6 %. Объем дополнительно вытесненной нефти на 1 м3 использованныхсульфонатов составил 22,1 м3.
Нагнетание мицеллярногораствора вязкостью 16 мПа-с вызвало снижение приемистости до 80— 100 м3/сут,а давление на устье возросло до 18— 20 МПа. Дополнительная добыча нефти,определенная по характеристикам вытеснения, составила 3,6 тыс. т.
Проведенные промышленныеэксперименты на Южно-Ромашкинской и Азнакаевской площадях не подтвердилирезультатов лабораторных исследований по высокой эффективности метода. Причинойэтого явилось различие лабораторных моделей пористых сред и реальных пластов постепени неоднородности. Наблюдался прорыв закачиваемого мицел-лярного растворапо высокопроницаемым участкам и направлениям. Почти полный отмыв нефти резкоувеличивает фазовую проницаемость для воды за фронтом вытеснения, значительноухудшая неблагоприятное соотношение подвижностей нефти и вытесняющих агентов,что способствует языкооб-разному движению фронта вытеснения по площади пласта.Все это привело к низкой эффективности проведенных работ.
Следует отметить, чтобольшое количество промышленных экспериментов по применению MP за рубежом показываетдостаточно хорошую эффективность этого метода.
Перспективны для увеличения нефтеотдачи пластовводные мицеллярные растворы, обеспечивающие достаточно полное вытеснениеостаточной нефти и в то же время являющиеся менее дорогими по сравнению суглеводородными мицеллярными растворами./>ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ
Полимерное заводнение заключается в добавлении полимера вводу для уменьшения ее подвижности. Получаемое увеличение вязкости, а такжеуменьшение проницаемости по водной фазе, которое происходит при использованиинекоторых полимеров, является причиной более низкого отношения подвижностей.Это уменьшение отношения подвижностей повышает эффективность заводнения за счетболее высокого коэффициента охвата по объему и меньшей нефтенасыщенности вотмытой зоне. Минимальная остаточная нефтенасыщенность не уменьшается, хотяостающаяся после процесса вытеснения нефтенасыщенность уменьшается, так и вполимерном заводнении. Более высокий коэффициент нефтеотдачиявляетсяэкономическим стимулом для осуществления полимерного заводнения. Какправило,полимерное заводнение бывает экономически выгодным только в тех случаях, когдаотношение подвижностей при обычном заводнении высоко, неоднородность пластабольшая или отмечается сочетание этих двух факторов.
Существует три способа применения полимеров в процессахдобычи нефти:
1. При обработке призабойных зон для улучшения рабочиххарактеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счетблокирования зон высокой проницаемости.
2. В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупориваязоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществленияэтих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катиономметалла, который образует впоследствии поперечные связи между молекуламизакачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.
3. В качестве агентов, снижающих подвижность воды илиуменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.
Первый способ не является истинным полимерным заводнением, т.к.в качестве агента, вытесняющего нефть, используется не полимер. Несомненно, большинствопроектов повышения нефтеотдачи за счет применения полимеров, попадают под пункт3.
Для осуществления метода, изображенного на рисунке, требуетсяпредварительная промывка, создающая нужные условия в пласте, закачкаполимерного раствора, регулирующего подвижность, для того, чтобы свести кминимуму проскальзывание воды, и вытесняющая жидкость (вода) для вытесненияраствора полимера и образующегося нефтяного вала в направлении добывающихскважин.
Часто буфер содержит полимер, количество которого постепенноубывает, чтобы уменьшить неблагоприятное отношение подвижностей междупродавочной водой и полимерным раствором. Из-за того, что процесс носитвытесняющий характер, полимерные заводнения всегда осуществляются на отдельныхгруппах нагнетательных и добывающих скважин.
Подвижность в полимерном заводнении снижается путем закачкиводы, которая содержит высокомолекулярный водорастворимый полимер. Т.к. вкачестве воды обычно используют разбавленные пластовые воды, степеньминерализации имеет большое значение, особенно для определенного классаполимеров.
В качестве агентов полимерного заводнения перечислимнесколько полимеров: это – ксантановая смола, гидролизованный полиакриламид (ГПАА),сополимеры (полимер, состоящий из двух и более типов мономеров) акриловой кислотыи акриламида, сополимеры акриламида и 2-акриламид 2-метилпропансульфоната(АА/АМПС), гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилгидроксиэтилцеллюлоза, полиакриламид(ПАА), полиакриловая кислота, глюкан, декстрана, полиоксиэтилен и поливиниловыйспирт. Хотя только первые три фактически используются на промысле, существуетмного потенциально пригодных реагентов, и некоторые из них могут оказатьсяболее эффективными, чем те, которые используются в настоящее время./>ВОДОГАЗОВОЕ ЦИКЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
Технология циклическоговодогазового воздействия заключается в том, что в пласты поочередно оторочкамиили одновременно в смеси нагнетается газ и вода через одну и ту же или вотдельные нагнетательные скважины.
Механизм улучшениянефтевытеснения заключается в следующем. В отличие от воды, которая взаводненной зоне занимает мелкие поры и сужения, газ, закачанный в пласт, какнесмачиваемая фаза в загазованной зоне, наоборот, занимает крупные поры, а поддействием гравитационных сил й верхние части пласта. Эти особенности воды игаза привели к выводу о целесообразности совмещения достоинств воды и газа сцелью уменьшения их недостатков, применения их периодического, циклическогонагнетания. Оптимальное соотношение объемов нагнетания воды и газа при такомвоздействии должно быть пропорционально отношению объемов мелких пор (нижесреднего размера) и крупных пор (выше среднего размера) в коллекторе. В этомслучае можно рассчитывать на достижение максимального эффекта от совместногонагнетания воды и газа в пласты, т.е. вытеснения водогазовой смесью, которыйбудет обусловливаться тем, что фазовая проницаемость для смачивающей фазызависит только от водонасыщенности, а наличие в пласте свободного газаувеличивает вытеснение нефти на величину предельной газонасыщенности (10— 15%), при которой газ неподвижен.
Поочередное нагнетаниеводы и газа способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти и охватанеоднородных пластов заводнением вследствие снижения относительной проводимостивысокопроницаемых пропластков, занятых водогазовой смесью. Вытеснение нефти изнеоднородных пластов водой и газом совместно при любой технологии болееэффективно для конечной нефтеотдачи, чем вытеснение раздельно только водой илигазом. При оптимальном применении нефтеотдачу пластов можно увеличить на 7 — 15% по сравнению с обычным заводнением. Основным условием оптимальности процессаводогазового воздействия на пласт является обеспечение равномерногораспределения нагнетаемого газа по заводненному объему залежи, при которомпроисходит одновременный прорыв газа и воды в добывающие скважины.
Водогазовое циклическоевоздействие наряду с положительным влиянием на довытеснение остаточной нефтиобладает и существенными недостатками.
Приемистость нагнетательнойскважины для каждого рабочего агента после первого цикла резко снижается й длягаза в 8— 10 раз, для воды в 4— 5 раз вследствие снижения фазовой проницаемостипороды в призабойной зоне пласта.
Гравитационное разделениегаза и воды в пласте может снижать эффективность вытеснения нефти и охватапласта процессом на 10— 20 % в зависимости от степени и характеранеоднородности пласта и соотношения вязкостей нефти и воды.
Оборудование каждойнагнетательной скважины для поочередного нагнетания воды и газа значительноусложняется. Для условий Зайкинской группы месторождений легких неф-тейпредставляет интерес поиск способа реализации водога-зовой циклическойрепрессии за счет собственного газа путем периодического и управляемогоснижения пластового давления ниже давления насыщения нефти газом.
/>ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ СИСТЕМЫ ГАЛКА ИГАЛКА-ПАВ
В методе реализованизвестный в аналитической химии принцип «возникающих реагентов» (гомогенногоосаждения). В пласт закачивается гомогенный водный раствор, содержащийгелеобразующую систему (карбамид — соль алюминия — вода — ПАВ). В пласте засчет его тепловой энергии или энергии закачиваемого теплоносителя карбамидпостепенно гидролизуется. Образующиеся продукты гидролиза вызывают сдвигпротолитического равновесия ионов алюминия, в результате чего черезопределенное время по механизму кооперативного явления происходитгидролитическая поликонденсация гидроксокомплексов алюминия и во всем объемераствора практически мгновенно образуется гель. При этом основныехарактеристики можно регулировать.
Для регулированияфильтрационных потоков в продуктивных пластах месторождений, увеличения охватапластов заводнением, повышения нефтеотдачи разработаны две технологии сприменением неорганических гелеобразующих составов — ГАЛКА и ГАЛКА-ПАВ.Опытно-промышленные испытания на месторождениях Западной Сибири показалитехнологическую и экономическую эффективность метода: снижение обводненности продукциидобывающих скважин на 10— 50 %, увеличение дебитов по нефти. Дополнительнаядобыча нефти составила 40— 60 т на 1 т гелеобразующей системы. Дляприготовления гелеобразующих составов можно использовать алюмосодержащие отходымноготоннажных промышленных производств.