Причины, влияющие на деструкцию полимерного раствора

Разработка месторождений с нефтями повышенной и высокой вязкости методом традиционного заводнения, особенно в трещиноватых коллекторах, как правило, приводит к низким коэффициентам нефтеизвлечения (0.25 – 0.29), что связано прежде всего, с неустойчивым (неравномерным) продвижением водонефтяного фронта. С самого начала заводнения развивается явление вязкостной неустойчивости - вода в виде языков различной формы и размеров по наиболее проницаемым участкам пласта, а в трещиноватых коллекторах по трещинам, проникает в нефтяную часть пласта, оставляя за фронтом вытеснения целики нефти. Устойчивое, более равномерное продвижение водонефтяного контакта можно достичь за счет снижения отношения вязкостей нефти и закачиваемого агента. Достигается это путем увеличения вязкости закачиваемой воды, загущением ее полимерными добавками.

Для полимерного заводнения применяются высокомолекулярные полимеры трех типов – на основе акриламида (особенно гидролизованные полиакриламиды), полиэтиленоксиды и полисахариды.

В 1976 г. на Мишкинском месторождении в Удмуртии были начаты промышленные испытания методов закачки холодного и горячего полиакриламида (ПАА) японского типа PDA-1012 и PDA-1020. Также существуют типы PDA-1041, ….

Можно выделить следующие основные виды деструкции полимерных растворов:

1. Термодеструкция – разрушение, расщепление молекул полимера под действием высоких температур в результате их теплового хаотического движения. Температура начала термодеструкции полимера равна 90 °С. Поэтому температура предварительно прогретого пласта – при методах закачки холодного полимера, или же температура полимера на устье скважины – при методах закачки горячего полимерного раствора, должны быть ниже температуры начала термодеструкции.

2. Механическая деструкция полимера – разрушение молекул полимера в результате его интенсивного механического перемешивания. Механическая деструкция в основном проявляется при закачке полимерного раствора центробежными насосами. Поэтому с целью недопущения механической деструкции полимера при их нагнетании в пласт желательно применять поршневые насосы.

3. Химическая деструкция полимера – разрушение молекул полимера в результате химических реакций. В некоторых случаях применение полимерного заводнения ограничивается химическим составом минерализованных пластовых и связаных вод, при смешении с которыми может происходить химическая деструкция структуры его молекул.

4. Физическая деструкция – в основном наблюдается при использовании полимерного раствора на поздней стадии разработки месторождения, когда пласт уже существенно заводнен. При этом происходит разбавление полимерного раствора с потерей им вязкостных свойств. Поэтому наиболее благоприятные условия применения полимерных растворов следующие: метод желательно применять с самого начала разработки залежи; продуктивный пласт не должен иметь подошвенную воду.

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

КИН – характеризует, какую часть запасов можно извлечь от геологических запасов.

Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата– это количество запасов н.г.конденсата, которое может быть извлечено при применении наиболее эффективных в данных геолого – физических условиях технологий и технических средств при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований по охране недр и окружающей среды.

КИН может быть выражен как отношение добытой нефти к его балансовым запасам. КИН за все время разработки называется конечным, за некоторый промежуток времени – текущим.

Конечный КИН определяется с использованием покоэффициентного метода, основанного на определении ряда значений, влияющих на КИН, учитывающих геолого-физическую характеристику залежи и особенности предлагаемой к внедрению системы разработки.

КИН = Кохв.*Квыт.

На величину КИН оказывает влияние:

- геолого-физическая характеристика разрабатываемого объекта

- физико-химические свойства нефти

- система разработки и объект воздействия.

Кохв. определяется расчетным путем и зависит от плотности сетки скважин, от соотношения числа добывающих к нагнетательным скважинам. Отношение объёма пустотного пространства, вытесняемого объектом к общему объёму пространства коллекторов изучаемого объекта, содержащего нефть. Он характеризует долю пород-коллекторов, охватываемых процессом фильтрации, при данной системе разработки.

Квыт. определяется в лабораторных условиях. Отношение количества нефти, вытесненного при длительной интенсивной промывке объема пустотного пространства коллектора, в который проникает вода, к начальному количеству балансовых запасов в этом объёме. Он показывает предельную величину нефтеизвлечения, кот. Можно достигнуть с помощью данного рабочего агента.

В соответствии с принятой классификацией (РД 1533900796) в настоящее время методы увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов делятся на 5 групп:

- тепловые

- газовые

- химические

- физические

- гидродинамические

Иногда 2, 3 и 4 группы объединяют под название физ-хим методы.

К группе тепловых методов относится:

а) паротепловое воздействие на пласт

б) внутрипластовое горение

в) вытеснение нефти горячей водой

г) пароциклические обработки скважин.

К группе газовых методов относится:

а) воздействие на пласт УВ газом

б) воздействие двуокисью углерода

в) воздействие азотом, дымовыми газами.

К группе химических методов относится:

а) вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы)

б) вытеснение нефти растворами полимеров и другими загущающими агентами

в) вытеснение нефти щелочными растворами

г) кислотами

д) композициями химических реагентов (в т.ч. мицелярные растворы)

е) совместное воздействие на ПЗП

ж) микробиологическое воздействие.

К группе физических методов относится:

а) электромагнитное воздействие

б) волновое воздействие на пласт

в) ГРП

г) ГС

К группе гидродинамических методов относится:

а) вовлечение в разработку недренируемых запасов

б) барьерное заводнение на г.н.залежах

в) нестационарное (циклическое) заводнение

г) ФОЖ

д) ступенчато-термальное заводнение.

По Гремихинскому месторождению

- на естественном режиме КИН = 0,12

- при заводнении 0,2

- при закачке горячей воды 0,29

- ИДТВ 0,37

- ИДТВП 0,4

- ТЦВП 0,45

Эффективность МУН определяется путем сравнения фактических показателей с вариантом базового метода разработки объекта до применения МУН.

Вариант базового метода разработки обосновывается в технологической схеме. Обычно режим истощения пластовой энергии является базовым вариантом для объектов, разрабатываемых тепловыми методами и в ряде случаев при закачке в пласт УВ газа.

Для объектов, разрабатываемых физическими, химическими и газовыми методами, базовым вариантом является процесс заводнения.

При определении эффективности применении МУН на стадии текущей разработки объекта за базовый вариант принимается метод, который применялся на этом месторождении до начала применения анализирующего МУН.

Интенсификация – воздействие на ПЗП и вмещающие ее флюиды с целью:

- увеличения приемистости нагнетательных скважин и продуктивности добывающих скважин

- увеличение качества добываемой продукции (снижение обводненности).

Классификация – гидродинамическая, тепловая, газовая, химическая (физ-хим).