- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
Одна, из основных причин низкой эффективности вытеснения нефти из коллекторов—неоднородность их физических свойств, в результате которой охват пласта заводнением оказывается невысоким. Увеличение вязкости нефти сопровождается снижением охвата пласта вытесняющим агентом. Идея использования полимеров для повышения эффективности процесса заводнения основана на способности их водных растворов даже при низкой концентрации полимера значительно снижать соотношение вязкости нефти и воды (0=н/В) и уменьшать подвижность последней в высокопроницаемых пропластках, выравнивая продвижение водонефтяного контакта. В качестве добавок к воде (загустителей) используются полиакриламид (ПАА) и другие полимеры с массовой долей, равной 0,05— 0,7 %. Эти вещества представляют собой высокомолекулярные соединения со сложным строением молекул в виде длинных цепочек, клубков и спиралей. Полиакриламид представляет собой сополимер акриламида, акриловой кислоты и ее солей:
— СН2—СН—СН2—СН—СН2—СН—СН2—СН—СН2—СН—СН2—
| | | | |
С=О С=О С=О С=О С=О
| | | | |
NH2 O-K+ NH2 NH NH2
В щелочной воде амидные группы полиакриламида подвергаются гидролизу, интенсивность которого в значительной степени оказывает влияние на свойства растворов ПАА:
—СН2—СН—СН2—СН —СН2—СН—СН2—СН
| | | |
СОNН2 СОNН2 n СОNН2 СОONa n
Гидролизованный ПАА в воде диссоциируется, отщепляя катионы. Образующиеся при этом отрицательные заряды вдоль молекул способствуют получению длинных растянутых макромолекул вещества (под влиянием кулоновых сил отталкивания между заряженными группами в цепи). Эти растянутые цепочкообразные молекулы способствуют значительному повышению вязкости воды при малой концентрации ПАА.
Вязкостные свойства растворов полимеров зависят от концентрации вещества, свойств и состава растворителя, степени гидролиза ПАА (Под степенью гидролиза понимают соотношение групп — СОО — к общему числу функциональных групп —СОО— и—СО—).
По реологическим характеристикам растворы полимеров относятся к неньютоновским жидкостям, т. е. зависимость между скоростью их течения и градиентом давления нелинейна. По характеру течения растворы полимеров проявляют себя как псевдопластики и как псевдодилатантные жидкости.
В значительной степени вязкость растворов полимеров зависит от состава и концентрации солей — добавка солей NaCl, CaCl2, MgCl2, FeCl3 значительно снижает их вязкость, причем с увеличением валентности катиона интенсивность понижения вязкости возрастает. При концентрациях полимера 0,5—1,0 % вязкость раствора мало зависит от его минерализации. В качестве примера на рис VIII.12 приведен график зависимости вязкости раствора ПАА от концентрации полимера (измерения проведены с помощью стандартных капиллярных вискозиметров и поэтому значения вязкости условные).
Рис. VIII.12. Зависимость условной вязкости раствора ПАА от концентрации полимера (по данным КазНИГРИ): 1 - в дистиллированной воде при t=300 С; 2 — в пластовой воде месторождения Каражанбас при t=300 С (концентрация ионов Na, Са и Mg 1,40 г на 100 г воды)
Фильтрация растворов полимера в пористой среде характеризуется в отличие от чистых жидкостей специфическими особенностями. Расход жидкости при стационарном перепаде устанавливается через длительное время — для этого необходимо прокачать через пористую среду несколько поровых объемов раствора полимера. При этом оказывается, что проводимость пористой среды для раствора полимера уменьшается более значительно, чем это можно было ожидать от увеличения его вязкости по сравнению с вязкостью воды. Степень проявления этого свойства принято охарактеризовывать фактором сопротивления (ФС) — отношением R подвижности воды (растворителя) и подвижности раствора полимера:
где в и п, kB, kП — соответственно вязкость и проницаемость для растворителя (воды) и полимера.
В таком виде фактор сопротивления учитывает влияние полимера на вязкость раствора и на проницаемость пористой среды. Поэтому иногда из общего значения ФС выделяют ту часть, которая связана лишь с изменением проницаемости пористой среды под влиянием полимера, .
По данным ВНИИ и КазНИГРИ, фактор сопротивления R при концентрации ПАА до 1 % может достигать 100 и более, a RK—4. Считается, что фактор сопротивления — следствие адсорбции полимеров пористой средой и механического улавливания ею крупных молекул полимеров. Опыт показывает, что адсорбция полимеров необратима, т. е. сниженная проводимость пород сохраняется и после многократной замены раствора полимера чистой водой. Иначе говоря, фильтрация и в этом случае характеризуется наличием фактора остаточного сопротивления. Из-за сорбции полимера пористой средой фильтрация сопровождается отставанием фронта раствора, содержащего полимер, от водонефтяного контакта (ВНК), т. е. практически нефть непосредственно на фронте ВНК вытесняется из пористой среды водой, не содержащей полимер. При концентрациях полимера 0,5 % количество сорбированного полимера достигает 0,8—1 мг на 1 см3 породы.
Фактор сопротивления меньше проявляется при вытеснении нефти минерализованной водой. Увеличение рН раствора и наличие остаточной нефти также способствует снижению ФС. Установлено также, что после прекращения фильтрации новый процесс движения раствора полимера начинается как бы при пониженной вязкости раствора.
В. М. Битовым и А. М. Полищуком предложена сорбционно-диффузионная схема проявления ПАА в процессе фильтрации растворов полиакриламида в пористой среде. Сущность ее заключается в том, что одна часть полимерного вещества адсорбируется и удерживается породой необратимо, а другая — сорбируется обратимо, скапливается при фильтрации вблизи сужений капиллярных каналов, вызывая дополнительное сопротивление. В покое (при прекращении фильтрации) под влиянием диффузионных процессов происходит рассеивание этих скоплений вещества, что сопровождается снижением сопротивления системы в первый период после нового начала фильтрации. Из сказанного следует, что механизм проявления полимеров связан с рядом эффектов, которые необходимо учитывать при описании гидродинамики процесса фильтрации растворов полимеров — с изменением фазовой проницаемости системы в зависимости от насыщенности различными фазами и от степени сорбции полимеров пористой средой, с изменением соотношения вязкости вытесняемого и вытесняющего агентов.
Опыт показывает, что с увеличением концентрации полимера в растворе фазовая проницаемость пористой среды для смачивающей фазы уменьшается, а проницаемость для углеводородной жидкости при одной и той же насыщенности возрастает (при концентрациях полимера до 0,05 %).
По данным лабораторных опытов, нефтеотдача может возрастать при вытеснении нефти полимерными растворами на 15—20 % (данные получены на линейных моделях с однородными пористыми средами).
На практике для экономии полимера целесообразно закачивать в пласт оторочку загущенной полимеров воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Чтобы оторочка не полностью размылась до подхода к эксплуатационным скважинам, объем ее должен быть подобран с учетом неоднородности пласта, соотношения 0 вязкостей нефти и раствора полимера. По данным ВНИИ (А. Т. Горбунов, С. Г. Пугачев и 3. К. Рябинина), при о=15 минимально необходимый объем нагнетаемой оторочки в расчете на однородный линейный пласт составляет 5—6 % от объема пор обрабатываемого участка. Нагнетание растворов полимера в пласт с целью увеличения нефтеотдачи осуществляется на ряде промыслов СССР.