Алматы 2017 январь

 

●

 Технические науки 

 

218                                                                                            

№1 2017 Вестник КазНИТУ 

 

УДК 622.276.72 

Г.А. Баймаханов, Р. Шакирзянов, Ж. Курмангазы  

(Казахский национальный исследовательский технический университет имени К.И Сатпаева,  

Алматы, Республика Казахстан, Galymbek01@rambler.ru) 

 

ИССЛЕДОВАНИЯ  РАСТВОРОВ ПОЛИМЕРОВ  

ДЛЯ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ 

 

Аннотация. В статье  исследовано  применение разработок суспензионного состава РПНП (полиакрила-

мид+ПАВ) для повышения нефтеотдачи, позволяющего упростить ввод полимера в воду и ускорить его раство-

рение.  Также  изучены  физико-химические  процессы,  происходящие  при  контакте  высокоминерализованной 

пластовой воды с различными по составу полимерными растворами полиакриламида (ПАА) и карбоксиметил-

целлюлозы (КМЦ) и установлено повышение гидродинамического воздействия на пласт на основе водораство-

римых полимеров. 

Ключевые слова: полимер, нефть, пласт, полиакриламид, суспезия, вязкость. 

 

В  последние  годы  при  оценке  состояния  и  перспектив  развития  нефтяной  отрасли  отмечается 

истощение ранее введенных в эксплуатацию крупных месторождений и снижение  объема прироста 

запасов на месторождениях с осложненными геолого-физическими характеристиками. В связи с этим 

особое внимание отводится вопросу применения новых технологий нефтедобычи, позволяющих зна-

чительно  увеличить  нефтеотдачу  разрабатываемых  пластов,  на  которых  традиционными  методами 

извлечь остаточные запасы нефти уже невозможно.одним из реагентов, который широко использует-

ся  в  технологиях  повышения  нефтеотдачи  пластов,  является  синтетический  водорастворимый  поли-

мер полиакриламид (ПАА). Спектр технологий на основе ПАА включает закачку в пласт воды, загу-

щенной полимером, создание в пласте оторочек раствора полимера со сшивающим агентом, создание 

в  пласте  оторочек  осадкогелеобразующими  составами.одной    из    важнейших    характеристик  ПАА 

является  быстрая  и  качественная  растворимость  его  в  воде.  однако  ввод  ПАА  в  воду  в  сухом  виде 

значительно усложняет процесс гидратации и имеет ряд существенных недостатков, таких как техно-

логические трудности при дозировании и приготовлении растворов, что выливается в использование 

специальной техники и установок, невозможность введения полимера «в поток» при закачке в сква-

жину /1/. 

С целью устранения недостатков в научно-образовательном центре «Промысловая химия» при 

РГУ  нефти  и  газа  имени  и.М.  Губкина  был  разработан  состав,  представляющий  собой  суспензию 

ПАА  в  углеводородной  жидкости  -  керосине,  стабилизированную  поверхностно-активными  веще-

ствами  (ПАВ),  названный  РПНП.  Состав  представляет  собой  маловязкую,  легкоподвижную  суспен-

зию, имеющую  высокую  седиментационную  устойчивость  и  низкую  температуру  застывания.  С  це-

лью устранения недостатков был разработан состав, представляющий  собой  суспензию  ПАА в уг-

леводородной  жидкости  -  керосине,  стабилизированную  поверхностно-активными  веществами 

(ПАВ),  названный  РПНП.  Состав  представляет  собой  маловязкую,  легкоподвижную  суспензию, 

имеющую  высокую  седиментационную  устойчивость  и  низкую  температуру  застывания.  Техниче-

ские свойства состава РПНП представлены в таблице 1. Было  выявлено, что состав РПНП обладает 

меньшим по сравнению с сухим ПАА временем гидратации. В отличие от ПАА, который не распус-

кается в холодной воде, состав РПНП имеет конечное одинаковое значение вязкости, как в холодной 

воде (t=4 °c), так и в воде с комнатной температурой (t=25  °c)  после часа перемешивания. При про-

хождении через пористую среду раствор исходного ПАА теряет  более 60%  своей вязкости, что свя-

зано  с  большой  адсорбцией  полимера  на  породе  и  механического  разрушения  при  движении  через 

пористую среду. Водный раствор РПНП при той же концентрации полимера теряет 30–40% от своей 

вязкости,  что  говорит  о  том,  что  измельченный  полимер  в  меньшей  степени  адсорбируется  на  по-

верхность породы, и, таким образом, фронт полимерного заводнения может распространяться равно-

мерно, без потери вытесняющей способности, на большее расстояние. 

 

 

 

 

 

 

●

 Техникалық ғылымдар 

 

ҚазҰТЗУ хабаршысы №1 2017                                          

219 

 

Таблица 1. Физико-химические свойства РПНП 

 

Наименование показателей 

Значения 

Плотность при 25°С, кг/м

3

 , 

900–950 

Эффективная вязкость при скорости сдвига 170 с

-1

 , при температуре 25 °С, мПа*с 

30–70 

Температура застывания, °С 

Минус 37 

 

Раствор  РПНП  обладает  достаточно  высокой  нефтевытесняющей  способностью,  увеличение 

коэффициента  нефтеизвлечения  составляет  более  4%.  А  в  результате  меньшей  адсорбции  полимера 

на поверхности породы можно создать фронт равномерный вытеснения от нагнетательной до  добы-

вающей скважины. Существует возможность перевода сухого ПАА в суспендированный вид с полу-

чением  стабильной,  обладающей  хорошими  низкотемпературными  характеристиками,  суспензии  - 

РПНП.  РПНП  позволит  значительно  упростить  технологию  приготовления  загущенной  ПАА  воды 

посредством  упрощения и облегчения процесса дозирования и растворения полимера, в том числе и 

минуя  процесс  его  растворения  в  предварительных  емкостях.  Предлагается  также  рассмотреть  воз-

можность технологии закачки раствора РПНП «в поток» в систему  ППД. С помощью фильтрацион-

ных исследований было установлено, что водные растворы суспензии ПАА обладают малой адсорб-

цией на породе, малой механической деструкцией  при фильтрации через пористую среду, что  обес-

печивает нужную глубину обработки в промысловых условиях. 

Структура  извлекаемых  запасов  нефти  в  настоящее  время  -более  60  %  относится  к  категории 

трудноизвлекаемых.  Запасы  нефти  таких  месторождений,  с  приемлемыми  технико-экономическими 

показателями, могут быть выработаны только при условии применения физико-химических методов 

воздействия на нефтяной пласт /2/. В этой  связи, особую актуальность приобретает выбор наиболее 

эффективной  технологической  схемы  воздействия  на  пласт, направленный  на  максимальное  сниже-

ние  остаточных  запасов  нефти.  В  мировой  и  отечественной  практике  широко  используется,  в  каче-

стве агентов поддержания пластового давления (ППД) и повышения коэффициента извлечения нефти 

(КИН),  закачка  оторочек  различных  химреактивов,  в  том  числе,  композиций  на  основе  водораство-

римых  полимеров.  Использование  водорастворимых  полимеров  позволяет  в  значительной  степени 

нивелировать проводимость фильтрационных путей для нефти и  воды, выровнять фронт вытеснения 

нефти водой, продлить безводный период эксплуатации скважин, что в результате способствует уве-

личению  нефтеизвлечения.  Широкое  распространение  полимерного  заводнения  обусловлено  несо-

мненными его достоинствами. Метод хорошо подходит для извлечения нефти с высокой вязкостью, в 

условиях  различных  стадий  разработки  месторождений  с  неравномерной  проницаемостью,  различ-

ных  по  свойствам  и  строению  коллекторов,  осуществляется  при  небольших  расходах  реагента,  не 

требует  применения  дорогостоящего  и  сложного  оборудования.  Недостатки  метода,  такие  как,  сни-

жение  стабильности  растворов  полимеров  при  высоких  температурах  (термодеструкция)  и    минера-

лизации пластовых флюидов, как правило, устранимы за счет тщательного подбора состава полимер-

ной композиции, а также проведения ее модификации /3/. 

Во  всех  проектах  опытно-промышленной  и  промысловой  эксплуатации  планируется,  либо  уже  ис-

пользуется метод гидродинамического воздействия (заводнение) с применением высокоминерализованных 

солевых растворов. Как известно, при заводнении КИН в лучших условиях составляет не более 55-65 % и 

при этом значительная часть нефти (до 70 % от остаточных запасов) остается в неохваченных заводнением 

участках пласта вследствие макронеоднородности и высокой подвижности воды относительно нефти. Все-

стороннее  изучение  проблемы  совместимости  пластовых  вод  и  закачиваемых  высокоминерализованных 

растворов с учетом индивидуального химического состава, ионной силы смешиваемых растворов, возмож-

ности  протекания  конкурирующих  реакций,  а  также  низких    температур  позволило  установить,  что  при 

совмещении  этих  растворов происходит  значительное  снижение  фильтрационных  характеристик пород – 

коллекторов  по причине их интенсивной сульфатизации и кальцинирования . Для исключения нежелатель-

ного кристаллообразования и ухудшения фазовой проницаемости по нефти, а также повышения эффектив-

ности метода гидродинамического воздействия в качестве агентов нефтевытеснения было предложено ис-

пользовать растворы полимеров. Широкое применение полимеров для повышения эффективности метода 

заводнения основано на способности их водных растворов, даже при низкой концентрации полимера, зна-

чительно снижать соотношение вязкостей нефти и воды, анизотропию самого пласта и изменять реологиче-

ские свойства и структуру фильтрационных потоков  пластовых флюидов. Для точности прогнозирования 

применения  любого  метода  увеличения  нефтеотдачи  необходимо  тщательно  изучить  выбранный  способ 

 

●

 Технические науки 

 

220                                                                                            

№1 2017 Вестник КазНИТУ 

 

вытеснения  в  лабораторных  условиях.  Так  как  на  практике  обычно  применяются  растворы  полимеров  с 

концентрациями от 0,4 до 10 г/л для исследования реологических свойств растворов ПАА и КМЦ в различ-

ных условиях были использованы растворы с концентрациями 0,5; 1; 2; 3; 4 и 5 г/л. Одним из важных пара-

метров  гидродинамического  воздействия  является  соотношение  вязкостей  нефти  и  агента  ППД.  Чем  оно 

меньше, тем эффективнее процесс перемещения нефти в пласте. В таблице 2 приведены значения соотно-

шения вязкостей нефти и исследуемых растворов полимеров, а также применяемого в настоящее время в 

системе  разработки  высокоминерализованного    раствора  ППД.  Видно,  что  наиболее  эффективными  для 

использования в качестве агентов нефтевытеснения с точки зрения обсуждаемого параметра являются рас-

творы полиакриламида с концентрациями 1,0 и 2,0 г/л и раствор карбоксиметил-целлюлозы с концентраци-

ей 5,0 г/л. Установлено, что температура оказывает значительное влияние на исследуемый параметр. Так, 

для растворов ПАА установленных эффективных концентраций с понижением температуры соотношения 

вязкостей  нефти  и  вытесняющего  раствора  уменьшаются,    а  в  случае  раствора  с  концентрацией  1  г/л 

уменьшаются в 2 раза (табл. 2). По сравнению с высокоминерализованным раствором ППД значения соот-

ношения вязкостей нефти и агента ППД для растворов ПАА и КМЦ при температурах соответствующих 

пластовым, в 3 и 1,5 раза ниже соответственно (табл. 2). 

 

Таблица 2. Соотношение динамической вязкости нефти Иреляхского месторождения и 

растворов ППД 

 

№ 

Раствор, концентрация 

η=η

н

/η

в

 

10 

о

С 

20 

о

С 

1 

Раствор для ППД, минерализация 284,92 г/л 

10,58 

9,02 

2 

Раствор ПАА, 0,5 г/л 

15,38 

12,44 

3 

Раствор ПАА, 1,0 г/л 

3,43 

7,03 

4 

Раствор ПАА, 2,0 г/л 

0,37 

0,43 

5 

Раствор КМЦ, 0,5 г/л 

31,79 

27,20 

6 

Раствор КМЦ, 1,0 г/л 

30,23 

23,78 

7 

Раствор КМЦ, 2,0 г/л 

21,29 

18,41 

8 

Раствор КМЦ, 3,0 г/л 

15,62 

15,85 

9 

Раствор КМЦ, 4,0 г/л 

11,17 

12,39 

10 

Раствор КМЦ, 5,0 г/л 

6,90 

5,910 

 

Для исключения возможности снижения емкостных свойств коллектора при использовании ме-

тода  полимерного  заводнения  необходимо  исследовать  особенности  взаимодействия    растворов  по-

лимеров и пластовой воды, так называемую их совместимость. Для  определения степени  совмести-

мости растворов полимеров с пластовой водой  в свободном объеме,  были приготовлены смеси пла-

стовой  воды  с  растворами  ПАА  (1,0  г/л)  и  КМЦ  (5,0  г/л)  в  следующих  соотношениях:  1:9,  2:8,  3:7, 

4:6, 5:5, 6:4, 7:3, 8:2, 9:1 соответственно и исследованы их реологические характеристики при темпе-

ратурах 10 и 20 

о

С (рис. 1 и 2). 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1. Зависимость динамической вязкости раствора КМЦ (5 г/л) от количества добавленной пластовой воды: 

1- при 10 

о

С, 2- при 20 

о

С 

 

 

●

 Техникалық ғылымдар 

 

ҚазҰТЗУ хабаршысы №1 2017                                          

221 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 2. Зависимость динамической вязкости раствора ПАА (1 г/л) от количества добавленной пластовой воды: 

1- при 10 

о

С, 2- при 20 

о

С 

 

Из  рис.  1  и  2  видно,  что  характер  изменения  динамической  вязкости  растворов  полимеров  от 

концентрации  не  зависит  от  температуры.  Снижение  вязкости  растворов  исследованных  полимеров 

при  добавлении  пластовой  воды,  прежде  всего,  объясняется  ее  высокой  минерализацией  (более  200 

г/л). Известно, что понижение вязкости растворов полимеров, наблюдающееся в присутствии некото-

рых  электролитов  и  связано  с  их  сорбцией  на  активных  полярных  группах полимера,  что  и  препят-

ствует  образованию  поперечных  связей,  отвечающих  за  вязкость  раствора.  Для  объяснения  химиче-

ской природы эффекта так называемого высаливания был проведен химический анализ полученных 

смесей  растворов  полимеров  с  пластовой  водой.  В  процессе  исследований  установлено  заметное 

снижение концентрации анионов (содержание хлорид- и гидрокарбонат-анионов уменьшается на 75 и 

94 % в случае с  ПАА, на 77 и 89 % - с КМЦ соответственно), что  связано с электростатической ад-

сорбцией анионов на положительных группах макромолекул полимеров (табл. 3). Таким образом, на 

основании  исследований  зависимости  вязкости  от  температуры  и  механизма  взаимодействия  поли-

меров  с  пластовой  водой  в  свободном  объеме  выбраны  рациональные  концентрации  полимеров    в 

растворах для применения в качестве агентов ППД, что составляет для раствора ПАА –1,0 и 2,0 г/л, а 

для КМЦ – 5,0 г/л. 

 

Таблица 3. Химический состав смесей растворов ПАА и КМЦ с пластовой водой 

 

Соотношение ПВ: поли-

мер 

рН 

Ca

2+

, моль/л 

Общая жесткость, моль/л 

HCO3

-

, моль/л 

Cl

-

, моль/л 

Пластовая вода 

- 

5 

4,99 

5,93 

0,00732 

6,89 

ПАА, 1 г/литр (рН=7) 

1:9 

5 

0,37 

0,55 

0,00122 

0,238 

3:7 

4,5 

0,344 

3,57 

0,00073 

0,405 

5:5 

4 

0,341 

2,71 

0,00146 

0,928 

7:3 

4 

3,588 

3,44 

0,00098 

1,357 

9:1 

4 

4,644 

4,39 

0,00049 

1,738 

КМЦ, 5 г/литр (рН=7) 

1:9 

5 

0,302 

0,437 

0,00083 

0,19 

3:7 

4,5 

1,372 

1,376 

0,00098 

0,555 

5:5 

4 

2,452 

2,222 

0,00065 

0,904 

7:3 

4 

3,424 

3,303 

0,00049 

1,301 

9:1 

4 

4,055 

4,043 

0,00083 

1,539 

 

При исследовании нефтевытесняющих свойств растворов ПАА и КМЦ в условиях, приближен-

ных к пластовым, были получены зависимости коэффициента проницаемости от объема раствора по-

лимера, проходящего через образец керна-коллектора.Установлено, что для растворов КМЦ с увели-

чением  концентрации  полимера  происходит  снижение  коэффициента  проницаемости,  возможно, 

обусловленное повышением сдвиговых напряжений полимера при его фильтрации. Так, при прокач-

ке растворов КМЦ с различной концентрацией через  образцы в количестве, соответствующем более  

 

●

 Технические науки 

 

222                                                                                            

№1 2017 Вестник КазНИТУ 

 

чем 4-м  объемам  его порового пространства, коэффициент проницаемости  при использовании  рас-

твора с концентрацией 3 г/л уменьшается в 10 раз, с концентрацией 5 г/л – 5,5 раз, а  7 г/л – в 4,4 раза.  

Снижение  фильтрационных  характеристик  образцов  керна-коллектора  происходит  в  результате  ча-

стичной адсорбции и механического улавливания полимера пористой средой. 

Применение  раствора  полиакриламида  в  качестве  агента  вытеснения  нефти  приводит  к  более 

резкому  снижению  фильтрационных  характеристик  керна-коллектора,  чем  раствора  карбоксиметил-

целлюлозы.  Так  при  прохождении  растворов  ПАА  4-х  объемов  порового  пространства  образца 

наблюдается снижение коэффициента проницаемости до нуля, причем это снижение наблюдается для 

всех исследованных концентраций полимера (рис. 3). 

Определение  коэффициента  извлечения  нефти  (КИН)  в  зависимости  от  типа    полимера  и  его 

концентрации  в растворе (рис.3) показало, что растворы на основе ПАА и применяемый на Ирелях-

ском  месторождении  РС(Я) высокоминерализованный  солевой  раствор  ППД  характеризуются  прак-

тически  одинаковыми  значениями  КИН  (растворы  ПАА  от  37  до  40%,  раствор  ППД  -40%).  Низкие 

нефтевытесняющие  свойства  этих  растворов  обусловлены  химической  несовместимостью  агентов 

нефтевытеснения с пластовыми флюидами в существующих термобарических  условиях, результатом 

которой в первом случае является  выпадение твердого осадка сульфата кальция,  а во втором - поли-

мерных  частиц  на  поверхности  пористой  среды,  что  и  приводит  к  значительному  снижению  филь-

трационных характеристик  породы- коллектора и КИН. Однако, из рисунка 3 видно, что для  вытес-

няющих растворов на основе КМЦ значение коэффициента извлечения нефти в 1,4-1,7 раза больше, 

чем для солевого раствора ППД. Самым высоким значением КИН (68 %) характеризуется вытесняю-

щий  раствор  КМЦ  с  концентрацией  полимера  5  г/л,  который    и  по  показателю  соотношения  вязко-

стей растворов полимера и нефти в 1,5 раза превосходит раствор ППД. Экспериментальными иссле-

дованиями показано, что вытесняющие растворы на основе КМЦ по сравнению с растворами на ос-

нове ПАА имеют большую стабильность свойств при нефтевытеснении. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 3. Зависимость коэффициента извлечения нефти от концентрации раствора КМЦ при 10 

о

С 

 

Следовательно,  применение  раствора  карбоксиметилцеллюлозы  с  концентрацией  5  /л  в  каче-

стве базового нефтевытесняющего агента может быть наиболее целесообразно с точки зрения повы-

шения технико-экономических показателей месторождений, характеризующихся высокой минерали-

зацией  пластовых  флюидов  и  низкими  пластовыми  температурами.  Таким  образом,  при  изучении 

возможности применения растворов полимеров в качестве агентов вытеснения нефти на месторожде-

ниях  с  аномально  низкими  пластовыми  температурами  необходимо  проведение  исследований  их 

реологических    характеристик,  нефтевытесняющей  способности    применительно  к  конкретному  ме-

сторождению с учетом реальных пластовых температур, химической совместимости агента вытесне-

ния нефти с пластовыми флюидами и свойств породы-коллектора.  

 

 

 

 

жүктеу/скачать 28,19 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: