Методы повышения нефтеотдачи продуктивных пластов полимерными растворами в условиях «Лянторского месторождения»

Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

   полимерное заводнение (закачка оторочки} на неоднородных по проницаемости объек­тах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

   комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;

   воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля при­ емистости и интенсификации добычи нефти;

   циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;

   циклическое воздействие на продуктивный пласт полимерсодержащими поверхност­но-активными системами;

   щелочно-полимерное заводнение;

   полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Метод заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент — полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать её подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением.

От вязкости воды, вытесняющей нефть, от соотношения вязкости нефти и воды существенно зависит охват неоднородных пластов заводнением.

Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. При концентрации их в растворе 0,01-0,1% вязкость его увеличивается до 3-4 мПа·с. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта. В процессе фильтрации полимерных растворов через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше вязкости, замеренной вискозиметром. Поэтому полимерные растворы наиболее применимы в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Кроме того, полимерные растворы, обладая повышенной вязкостью, лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. Поэтому они вступают во взаимодействие со скелетом пористой среды, т.е. породой и цементирующим веществом. Это вызывает адсорбцию молекул полимеров, которые выпадают из раствора на поверхность пористой среды и перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в них воды, а на фронте вытеснения при этом образуется вал неактивной воды. А так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопронецаемые слои, то за счет этих двух эффектов — повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды — происходит существенное уменьшение динамической неоднородности потоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пластов заводнением. Температура пласта от 20 до 90 0С мало влияет на отношение вязкостей. Известно также, что полимерные растворы обладают вязкопластичными, или так называемыми неньютоновскими свойствами, вследствии чего фильтрация их возможна только после преодоления начального градиента сдвига и может улучшаться или ухудшаться в зависимости от скорости фильтрации и молекулярной массы полимера.

Установлено, что с повышением скорости фильтрации  и с уменьшением размеров поровых каналов кажущаяся вязкость увеличивается, т.е. сопоставление пористой среды фильтрации раствора возрастает. Это явление обуславливается удержанием полимера пористой средой и эластичными свойствами растворенного в воде полимера.

2.2 Методы полимерного заводнения применяемые в условиях НГДУ                                              «Лянторнефть»

В настоящее время в условиях НГДУ «Лянторнефть» применяют следующие методы полимерного заводнения:

   воздействие на пласт глиносодержащим полимерногелевым составом;

   увеличение нефтиотдачи пластов на основе полимерного гелеобраующего состава (ПГС).

Технология воздействие на пласт глиносодержащим полимерногелевым составом предназначена для изоляции водопритоков, выравни­вания профилей приемистости, изменения проницаемостной неоднородности пласта вокруг обрабатываемой скважины на заданный уровень и глубину в зависимости от условий решаемой задачи.

ПГС применяется с целью выравнивания проницаемостной неод­нородности пласта за счет снижения проницаемости высокопроницаемых слоев, трещин, вырабатываемых наиболее интенсивно и служащих кана­лами преимущественного движения воды. В результате снижения проницае­мости высокопроницаемых пропластков происходит уменьшение притока во­ды в добывающие скважины, приводящее к увеличению депрессии на пласт и вовлечению в процесс фильтрации низкопроницаемых пропластков.

2.2.1 Метод воздействия на пласт глиносодержащим полимерногелевым составом.

Сущность метода заключается в закачке в продуктивный пласт через нагнетательные скважины чередующихся между собой оторочки сус­пензии глинопорошка в растворе полимера и оторочки соляной кислоты, с продвижением по пласту за счет последующего нагнетания воды.

Закачка в пласт глинистой суспензии в растворе полиакриламида обеспечивает выравнивание профиля приемистости нагнетательной скважи­ны и перераспределение фильтрационных потоков, в результате чего закачи­ваемая вода направляется в зоны ранее слабо охваченные заводнением. Вводимая следом оторочка соляной кислоты воздействует на низкопроницае­мые интервалы пласта, повышая их проницаемость и увеличивает скорость фильтрации флюидов в этих интервалах.

2.2.1.1 Геолого-физические критерии применения технологии.

Область применения технологии - слоисто-неоднородные по про­ницаемости и начальной нефтенасыщенности пласты, представленные отно­сительно высокопроницаемыми коллекторами, в которых по результатам раз­работки выявлены аномально обводняющиеся интервалы.

Средняя проницаемость коллекторов пласта более 0,075 мкм2. Неоднородность коллекторов разреза пласта по проницаемости в пределах 2-60. Неоднородность определяется отношением максимальной проницаемости, относящейся к 10 % мощности пласта, к минимальной прони­цаемости, относящейся к 25 % мощности пласта.

Начальный коэффициент нефтенасыщенности коллекторов в среднем по пласту более 0,50.Текущий коэффициент нефтенасыщенности коллекторов в сред­нем по пласту более 0,3.Мощность нефтенасыщенного интервала пласта не менее 4 м. Вязкость пластовой нефти менее 10 мПа·с. Обводненность продукции добывающих скважин в среднем по участку не менее 70 %.

2.2.2 Метод увеличение нефтиотдачи пластов на основе полимерного гелеобраующего состава (ПГС)

Сущность технологии заключается в закачке в продуктивный пласт, через нагнетательные или добывающие скважины, полимерной компо­зиции (ПГС), содержащей раствор полимера (полиакриламида) и сшивающий агент, который в пластовых условиях образует в поровом и трещинном про­странстве коллектора структурированную систему (упругий гель) с высоким градиентом начального напряжения сдвига и значительным фактором оста­точного сопротивления после разрушения геля.

Воздействие ПГС на пласт может осуществляться как через добы­вающие, так и через нагнетательные скважины. Технология ПГС может коплексироваться с технологиями интенсификации процесса вытеснения - по­вышение давления нагнетания, применение химреагентов моющего и растворяющего действия (кислоты, щелочи, растворители, растворы ПАВ, их сочетания и др.).

2.2.2.1 Геолого-физические критерии применения технологии

Технология ПГС рекомендуется для использования на нефтяных месторождениях с терригенными, полимиктовыми по составу продуктивными пластами, со значительными удельными извлекаемыми запасами при высо­кой обводненности продукции окружающих добывающих скважин, характери­зующихся следующими показателями:

   тип коллектора пористый, трещиновато-пористый;

   пористость, не менее 15 %;

   средняя проницаемость >0,03 мш2;

   нефтенасыщекная толщина, не менее 3 м;

   пластовая температура < 120 °С;

   расчлененность £2;

   обводненность добывающих скважин <95 %;

   приемистость нагнетательной скважины >100 м3/сут;

   дебит добывающих скважин по жидкости менее 20 м3/сут.

2.3 Оборудование применяемое при заводнении нефтяных пластов полимерными растворами

Приготовление и закачку полимерных растворов можно проводить используя установку по приготовлению водного раствора полиакриламида необходимой концентрации, которая рассчитана для работы с гелеобразным реагентом. Предварительно измельченный в специальном устройстве реагент подается в емкости, в которых происходит растворение благодаря кратной циркуляции, создаваемой специальными насосами. Полученный 0,6-0,7%-ный раствор полиакриламида через фильтры грубой и тонкой очистки поступают в емкости, из которых отбирается дозировочным насосом типа ВКО-2/26 для последующей подачи на прием насосов кустовой насосной станции. При использовании в качестве дозировочного агрегата высоконапорного плунжерного насоса, например типа НС-1/150, подача концентрированного раствора может

осуществятся и в выкидную линию КНС, т.е. водовод высокого давления. Расход концентрированного раствора контролируется счетчиком типа СВШ-25. Максимальная подача подобной установки составляет около 100 м3/сут, в расчете на 0,6-0,7%-ный раствор ПАА.

При полимерном загущении воды на Сургутском месторождении для повышения эффективности поставляемого 8%-ного геля ПАА в установке подготовки раствора предусмотрена возможность гидролиза реагента в результате ввода в установку каустической соды. Эта установка позволяет готовить растворы на базе как гелеобразных, так и промышленных реагентов. Для этого на установке имеются гидросмесители с турбинами, бункер со шнековым погрузчиком и загрузочная емкость. Для гидролиза ПАА используется специальное устройство, состоящее из серии сообщяющихся между собой цилиндрических колонок с вмонтированными внутри них электрическими нагревателями  - ТЭНами мощностью 21 кВт каждый. Все ТЭНы снабжены автономными пультами управления. Смешение раствора ПАА с каустической содой осуществляется центробежным насосом, а подача NaOH из мерной емкости — дозировочным насосом. Подобное электрогидролизное устройство, по мнению разработчиков, позволяет повысить вязкость рабочего раствора гелеобразного ПАА с 2-3 до 4-6 мПа·с при тех же удельных расходах реагента или сократить расход реагента в 2 раза при неизменной   вязкости    раствора.    Гидролиз    1%-ного    раствора    ПАА осуществляется 40%-ным раствором NaOH, раствор которого составляет 120-140 кг на 1т 8%-ного геля ПАА. Время процесса 20 ч, температура 30-40 0С.

Проводятся работы по созданию типовых установок подготовки и дозирования полимерных растворов, например на базе установок типа УДПП-1,5 техническая характеристика которой приведена ниже.

Максимальная пропускная способность в расчете на  100%-ный   реагент,

т/сут. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1,5;

Режим работы узла загрузки. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . односменный;

Расчетная пропускная способность узла по 50%-ному реагенту, кг/ч. . . . . . . . . .500;

Максимальное содержание реагента в растворе, %. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2;

Максимальное давление дозировки, Па. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20;

Минимальная температура воды, 0С. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8;

Численность персонала в одну смену. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1;                                               

Наработка до первого отказа, ч. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1500;                           Ресурс до капитального ремонта, ч. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25000

Установка, предназначеная для обработки порошкообразных реагентов включает три основных блока: дозирования, растворения и нагнетания. Дозировочный блок состоит из накопительного бункера, автодозатора сыпучих материалов типа ДН-21У и смесителя. Основные элементы блока растворения — специальная многсекционная емкость, одновинтовой электронасос и фильтр. В нагнетательный блок входит трёхвинтовой электронасосный агрегат, предназначеный для подачи концентрированного раствора на прием насосов КНС. Установка предусматривает возможность подачи раствора и в выкидную линию КНС. Для этого в нагнетательном блоке имеется плунжерный насос, который включается при давлении в водоводе более 16 МПа. Порядок подготовки и закачки полимерного раствора следующий. На приемном столе вибросита вскрывают полиэтиленовые или крафт-мешки, в которых порошкообразный или гранулированный реагент поступает на промысел. Просеянный и отделенный от крупных включений и посторонних предметов реагент при помощи шнекопогрузчика подается в накопительный бункер и далее в весовой автодозатор, который обеспечивает непрерывное дозирование порошка в смеситель. В последнем происходит предварительное смешивание с водой. Циркуляция осуществляется насосом типа ФГ-14,5/10-б. Смесь поступает в многосекционную емкость блока растворения, читанную таким образом, что в процессе движения нефти происходит полное растворение полимера в воде. Готовый концентрированный раствор ПАА откачивается из емкости одновинтовым электронасосом и через фильтры подается в блок нагнетания на прием высоконапорного трехвинтового насоса.

Установка снабжена некоторыми вспомогательными устройствами и системами. Для отвода образующейся при просеивании поршка в вибросите пыли к блоку дозирования подключается специальный вентилятор, который устанавливается за пределами основного помещения. Для предотвращения слипания реагента и осаждения его на дне емкости смешения, последняя оборудуется обводной линией. Установка монтируется в отапливаемом помещении с температурой не ниже 15 0С.