Что такое фактор остаточного сопротивления полимерного состава

Заводнение растворами полимеров

Растворы полимеров проявляют свойства полиэлектролитов. Введение электролитов в полимерные растворы приводит к разрушению структур. Увеличение степени минерализации воды понижает реологические свойства растворов. Это связывается с уменьшением геометрического размера полимерных макромолекул под действием гидратированных ионов солей. Соли, имеющиеся в составе пластовых и закачиваемых вод, снижают вязкость раствора, т.к. под действием ионов пластовой воды и приложенного напряжения структура растворов полностью разрушается. С увеличением концентрации полиакриламида в растворе требуется большее количество соли для разрушения структуры. Так, при концентрации полиакриламида 0,1 % мас. вязкость раствора становится независимой от концентрации соли до 3 %. Влияние минерализации пластовой воды (непосредственно в пласте) на стабильность раствора полимера неоднозначно. Увеличение минерализации пластовой воды снижает вязкость раствора, а фазовая проницаемость для раствора увеличивается, что способствует повышению нефтеотдачи. Результирующий эффект может быть различным в зависимости от свойств пластовой воды, пористой среды, типа полимера, свойств растворителя и концентрации раствора. На вязкоупругие и реологические свойства растворов полиакриламида при фильтрации в пористой среде существенное влияние оказывает проницаемость пород. При снижении проницаемости пород линейно увеличиваются показатели реологических свойств фильтрующихся растворов, в особенности остаточный фактор сопротивления, который является основным при оценке действия полимеров и связан с сорбцией полимера породами пласта.

Реологические свойства растворов изменяются во времени: для полимера в динамических процессах падает вязкость и проявляется способность снижать потери на трение при их движении, проявляется так называемый эффект Томса.

В настоящее время разработаны и успешно применяются следующие основные технологии:

— закачка индивидуальных растворов полимера (полимерное заводнение)

— закачка «сшитых» полимеров и полимерное заводнение в сочетании с вязкоупругими составами (ВУС)

— полимерное заводнение в сочетании с другими МУН.[16]

Защитный эффект стабилизирующих добавок проявляется либо за счет химической модификации макромолекул полимера с образованием различных комплексных соединений в результате межмолекулярных связей, либо за счет блокирования агрессивных ионов сточной воды и комплексных взаимодействий. Для регулирования и снижения процесса адсорбции полиакриламида на поверхности водонасыщенных пород, а также улучшения реологических свойств применяются щелочные реагенты, формалин, многоатомные спирты и др.

Снижение эффективности индивидуального полимерного раствора происходит не только по причине деструкции макромолекул полиакриламида, но и за счет таких его конформационных и технологических изменений в агрессивных средах, которые приводят к потере гибкости макромолекул, уменьшению их лабильности и объема макромолекулы. [16]

Сшитые полимерные системы с повышенным содержанием сшивателя, обладающие малым временем гелеобразования, высокой вязкостью и низкой подвижностью в пористой среде, значительным начальным градиентом сдвига и ярко выраженными вязкоупругими свойствами, названы вязкоупругими составами [24].

С целью повышения эффективности полимерного воздействия является введение в полимерный раствор НПАВ. Улучшение вязкоупругих свойств растворов полиакриламида в присутствии АФ-10 связывается с образованием различных водорастворимых комплексов, что приводит к формированию новых конформационных структур с повышенными реологическими параметрами. Проведенные БашНИПИнефтью исследования указывают на перспективность метода воздействия на пласт композициями ПАА-НПАВ в условиях высокоминерализованных пластовых вод и повышенной вязкости нефти. Сочетание ПАА и НПАВ с различной степенью оксиэтилирования (масло- и водорастворимые ) обеспечивает высокие вязкостные и реологические свойства растворов. Для выработки нефтенасыщенных зон на поздней стадии разработки рекомендуются системы, состоящие из ПАА и смесей масло-, водорастворимых НПАВ, которые образуют дисперсные системы.[16]

Испытания полимерных растворов проводились и проводятся на многих месторождения как у нас в стране так и за рубежом.

На опытном участке выделяются два основных пласта С_II и C_VI, которые входят в один объект разработки, и добыча производится в основном совместно из этих двух пластов. Однако, при проведении промышленного эксперимента закачка ПАА проводилась только в пласт С_II. тульского горизонта. Пласт С_II сложен мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и песчаными алевролитами и является основным эксплуатационным объектом на опытном участке.

Закачка раствора ПАА осуществлялась в 4 нагнетательные скважины №№ 5231, 5232, 5239, 5240.

Авторы [15] отмечают, что приемистость нагнетательных скважин выше в среднем на 20%, чем при закачке обычной сточной воды, давление на устье нагнетательных скважин, соответственно, ниже на 6%. Скорее всего данный эффект связан со снижением гидравлического сопротивления.

Оценка технологической эффективности проводилась сопоставлением динамики текущих показателей разработки опытного поля II с динамикой показателей контрольных полей I и III.

Опытный участок отличается от контрольных полей по содержащимся балансовым запасам почти в 2 раза. Участки отличаются по геологической неоднородности, рассчитанные комплексные показатели неоднородности приведены ниже.

Таким образом, контрольные и, особенно восточное не идентифицированы по геологической неоднородности с опытным.

При анализе эффективности закачки ПАА в пласт С_II рассматривалась добыча нефти по всему объекту, так как добыча по многим скважинам производится совместно из пластов С_II и C_VI, а в некоторых случаях и из промежуточных.

С учетом возможных погрешностей статистических методов прогноза увеличение нефтеотдачи от закачки ПАА по опытному участку не может превышать 2-3 %.[79]

В литературных источниках не приводятся данные о времени «существования» в пластовых условиях гелей. В монографии Галеева Р.Г. приводятся данные по средней продолжительности эффективности методов воздействия по залежам Татарстана. Для полимерного заводнения средняя продолжительность эффекта составляет 42-60 мес.

Неоднородность пласта оказывает существенное влияние на эффективность метода при маловязких нефтях ( менее 10 мПа*с), при повышенных вязкостях нефти решающее влияние на нефтеотдачу оказывают реологические характеристики нефти за счет уменьшения вязкостной неустойчивости. Если полимерное заводнение применяют с самого начала разработки, то перед полимерным раствором может образоваться фронт сильно минерализованной связанной воды. Наиболее благоприятные условия применения складываются в конце безводного (начале водного) периода эксплуатации ряда скважин, прилежащего к водонагнетательным.

В карбонатных породах эффективность метода существенно снижается за счет более высокой адсорбции полимера и снижения интенсивности капиллярного замещения нефти в пористых блоках [4].

Трещиноватость считается неблагоприятным фактором. Здесь эффективно применение растворов ПАА с добавкой осадкообразующих реагентов, которые также эффективны в пластах с высокой степенью неоднородности.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Это обстоятельство служит причиной реадсорбции полимера из закачиваемой вслед за раствором ПАА яоды, что усиливает остаточный фактор сопротивления и снижает подвижность этой воды. Подвижность раствора ПАА и следующей за оторочкой ПАА воды снижается также из-за уменьшения фазовой проницаемости для них пористой среды с адсорбированным на поверхности полимером. [26]

Это обстоятельство служит причиной реадсорбции полимера из закачиваемой вслед за раствором ПАА воды, что усиливает остаточный фактор сопротивления и снижает подвижность этой воды. Подвижность раствора ПАА и следующей за оторочкой ПАА воды снижается также из-за уменьшения фазовой проницаемости для них пористой среды с адсорбированным на поверхности полимером. [28]

При расчете физико-химического воздействия на пласт модель учитывает реологические характеристики закачиваемых реагентов: зависимость фактора и остаточного фактора сопротивления от скорости фильтрации, величину начального градиента давления, изменение этих параметров во времени в результате старения химреагентов. Модель учитывает также величину адсорбции и десорбции отдельных компонентов, закачиваемых композиций, переход полимерной системы из раствора в сшитое состояние ( процесс зашивки) в пористой среде. Расчеты позволяют проследить за формированием и продвижением по пласту переднего и заднего фронтов нефтяного вала в случае закачки ПАВ или мицеллярных растворов, установить влияние последовательности закачек оторочек вытесняющих агентов с различными реологическими и нефтевытесняющими характеристиками и их объема на эффективность процесса. [29]

Источник

Тестирование потокоотклоняющих составов для условий месторождений ПАО «ВЧНГ»

Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть»
Ф. К. Мингалишев – ООО «РН-УфаНИПИнефть», к.ф.-м.н.
А. Ш. Гайсина – ФГБОУ ВО «УГНТУ»,
Р. А. Мусин, Д.И. Хохлов, С. В. Поляков – ПАО «ВЧНГ»,
А. В. Фаресов – АО «ОЗНХ»

Введение

Известно, что в процессе заводнения нефтяного пласта закачиваемая через нагнетательные скважины вода устремляется в пропластки с наибольшей проницаемостью (каналы низкого фильтрационного сопротивления), что приводит к неравномерному охвату пластов воздействием. Опыт разработки показывает, что прорыв закачиваемых вод по отдельным высокопроницаемым пластам приводит к преждевременному обводнению скважин до 80-90%, при суммарном отборе нефти не более 40-50% от извлекаемых запасов [1]. Таким образом, на поздней стадии разработки месторождений возникает ряд проблем, связанных с необходимостью вовлечения пропластков, характеризующихся сравнительно низкой проницаемостью и высокой остаточной нефтенасыщенностью [2]. Одним из возможных решений является применение технологии выравнивания профиля приемистости. Данная технология позволяет решать сразу несколько основных задач [3]:

Объектом применения является нагнетательная скважина, как очаг заводнения участка продуктивного пласта, ограниченного первым рядом сетки реагирующих эксплуатационных скважин.

На сегодняшний день в ПАО «ВЧНГ» уделяется большое внимание к подбору реагентов и технологий, которые способствуют повышению эффективности обработки и снижению себестоимости добычи нефти.

Реализация технологии ВПП на месторождении ПАО «ВЧНГ»

Работа включала следующие основные этапы:

Полученные результаты трассерных исследований описывают исключительно высокопроводимые интервалы разреза. Первый отклик на трассер получен через 20 часов после закачки. Каналы, группы каналов, работавшие в первые 84 суток по рассчитанным характеристикам проводимости, относятся к группе аномально низкого фильтрационного сопротивления. Наибольший интерес представляют распределения фильтрационных потоков в залежи через системы каналов, работа которых наблюдается спустя длительный временной интервал с момента ввода трассера в пласт (более 9-12 месяцев). В данный период, как правило, начинают проявляться фильтрационные каналы, описывающие относительно мощные прослои, не связанные с техногенной «трещиноватостью» [4]. На рисунке 1 представлена карта доли влияния введенного в нагнетательную скважину трассера на реагирующие добывающие скважины.

Рисунок 1. Карта доли влияния трассера

По результатам физико-химических исследований (технологическая эффективность эмульсий; реологическое тестирование; определение динамической стабильности; технологические параметры осадкообразования; начальное напряжение сдвига; время гелеобразования) были рекомендованы следующие наиболее эффективные по технологическим свойствам составы:

— осадкообразующие составы в минерализованной (26,32 г/л солей) и пресной водах, 16 % раствора хлористого кальция (плотность 1,112 г/см 3 ), взятых в равных объемах (1:1).

Методика проведения фильтрационных экспериментов заключалась в следующем:

В подготовленную модель пористой среды (в зависимости от типа эксперимента – водонасыщенная или с остаточной нефтенасыщенностью) закачивалось 0,15Vпор тестируемого агента. Затем происходила фильтрация воды до стабилизации параметров. На заключительном этапе производился подсчет фактора остаточного сопротивления и прироста коэффициента вытеснения. Исследования проводились согласно ОСТ 39-195-86 [5].

По результатам фильтрационных исследований на водоносыщенных кернах были получены зависимости фактора остаточного сопротивления для тестируемых составов в условиях различной начальной проницаемости керна по воде. Также были определены показатели вытеснения и факторы остаточного сопротивления при использовании тестируемых потокоотклоняющих составов в условиях остаточной (после заводнения) нефтенасыщенности пласта. Результаты фильтрационных экспериментов для осадкообразующего состава на водонасыщенных кернах представлены на рисунке 2 и в таблице 1, для обратной эмульсии – на рисунке 2 и в таблице 2. Результаты фильтрационных экспериментов на нефтенасыщенных кернах представлены в таблице 3.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Свойства полимерных растворов

РЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПОЛИМЕРНЫХ РАСТВОРОВ

В табл. 5.1. приведены основные факторы, влияющие на скорость растворения полимера в воде.

Полиакриламид (ПАА) выпускается в виде гранул или геля. ПАА используют достаточно широко в качестве основного компонента в водоизолирующих растворах.

Приготовление реагентов с оптимальным диаметром частиц может осуществляться без подогрева, так как время растворения не превышает 1 ¸ 1,5 ч.

Дополнительная добыча нефти при закачке раствора полимера обусловлена регулированием подвижности фильтрующихся фаз. Подвижность растворов полимеров в пористой среде изменяется в зависимости от нескольких факторов.

Наиболее существенный из них – сопротивление, обусловленное вязкостным рассеянием. С ростом концентрации раствора его кажущаяся вязкость увеличивается, а подвижность уменьшается.

Следующий фактор – уменьшение водопроницаемости породы вследствие адсорбции и механического улавливания полимера породой. И, наконец, дополнительное сопротивление при фильтрации раствора может возникать и при проявлении им вязкоупругих свойств. Выделить влияние вязкости и проницаемости на подвижность раствора весьма трудно. Поэтому кажущаяся вязкость и водопроницаемость количественно измеряются фактором сопротивления, который определяется как отношение подвижностей воды и раствора полимера.

Одно из важнейших свойств полимеров – их адсорбция на поверхности породы пористой среды. Взаимодействие растворённого вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрации полимера в растворе уменьшается и перед фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишённой части полимера. Установлено, что с увеличением солёности и уменьшением проницаемости пласта адсорбция возрастает.

Оценка адсорбции полимерного вещества по промысловым данным при обычных концентрациях полимера (0,03-0,05%) показывает, что адсорбция полимера может составлять 30-150 г/м 3 породы или 0,15-0,75 кг/м 3 пористой среды. Это примерно в 15-30 раз меньше, чем адсорбция неионогенных ПАВ в пористой среде. Обычно одним из основных требований, предъявляемых к полимерам, является минимальная адсорбция их на поверхности пористой среды, так как это уменьшает его потери и расход.

В пористой среде при малых скоростях фильтрации раствора, причиной которого является адсорбция полимера в пористой среде. Уменьшение адсорбции полимера снижает фактор сопротивления пласта для воды и охват пласта заводнением.

Ухудшение нефтеотдачи пласта при большой адсорбции объясняется тем, что фронт вытеснения полимера сильно отстаёт от фронта вытеснения нефти водой. Вследствие этого значительная часть нефти вытесняется неактивной водой, что и приводит к меньшей нефтеотдаче пласта.

Таблица 5.1.
Факторы, влияющие на скорость растворения полимера в воде

Молекулярная масса М

С увеличением М скорость растворения падает

Дисперсность реагента (диаметр частиц d)

С ростом размеров частиц увеличивается время набухания, а при чрезмерной дисперсности происходит слипание пылевидных частиц в гелеобразные слаборастворимые агрегаты

С повышением интенсивности перемешивания (частоты вращения мешалки, числа Рейнольдса потока) скорость растворения увеличивается, но вязкость раствора уменьшается

Частота вращения мешалки пропеллерного типа n_об=800- 1000 мин –1 ; Число Рейнольдса

С ростом Т скорость растворения увеличивается

Т=5-20 ° С(без подогрева) при d =0,25-1 мм; Т=50-70 ° С при d ³ 1 мм

Добавление каустической соды (NаОН)

При повышенных температурах добавление NаОН способствует росту скорости растворения ПАА

Содержание NаОН 0,05-0,1% при Т=50-70 ° С

Водородный показатель среды рН

С увеличением рН скорость растворения растёт

При вытеснении нефти из однородных и слоистых пластов полимерными растворами существует оптимальный диапазон адсорбции, соответствующий наилучшим показателям заводнения.

При нулевой адсорбции от применения полимеров получается минимальный эффект. Это объясняется тем, что при движении несорбирующегося полимерного раствора в нефтенасыщенной пористой среде, содержащей связанную воду, полимерный раствор перемешивается с ней и разрушается, а его вязкость уменьшается.

В результате перед фронтом полимера образуется зона неактивной воды и снижается эффективность. Основная же специфика фильтрации полимерного раствора, состоит не только в повышении вязкости воды, но и снижении её подвижности, в повышении фактора сопротивления в

Эксперименты показали, что адсорбция полиакриламидов достаточно велика и частично или полностью необратима. В результате адсорбции уменьшается размер и изменяется форма фильтрационных каналов. Некоторые поры оказываются недоступными для полимеров, другие закупориваются неподвижными частицами полимеров. Эти факторы приводят к снижению водопроницаемости и при нагнетании обычной воды вслед за оторочкой раствора. Степень снижения измеряется фактором остаточного сопротивления. Поэтому для эффективного вытеснения нефти полимерным раствором желательно иметь оптимальную адсорбцию полимера в пласте.

Для использования полимеров в качестве загустителей они должны обладать следующими основными свойствами: сопротивлением и остаточным сопротивлением, реологической характеристикой раствора, адсорбцией, скоростью и полнотой растворения. Все эти параметры зависят от технологии получения полимера, свойств растворителя и породы.

На свойства растворов полимеров влияет минералогический состав коллектора и минерализация закачиваемой и пластовых вод. При высоком содержании глинистого материала, катионов кальция, магния, алюминия в породе пластов сильно снижается вязкость растворов, уменьшается сопротивление и увеличивается адсорбция.

👉 Эффективность полимерного заводнения зависит от вязкости нефти. Наилучшие результаты получаются при вязкости нефти в пластовых условиях 5 – 50 мПа · с.

👉При меньших значениях вязкости вытеснение растворами полимеров эффективно только в сильно неоднородных пластах. Известны результаты применения полимеров для залежей с нефтями вязкостью 200 мПа · с и выше, однако этот процесс эффективен в однородных коллекторах. При этом основной эффект от применения полимеров проявляется в подавлении вязкостной неустойчивости. При очень высокой проницаемости для контроля за подвижностью требуются значительные концентрации раствора. Не имеются ограничения на нефтенасыщенную толщину и глубину залегания пластов. Пластовая температура не должна превышать 100 ° С, в противном случае происходит деструкция молекул полимера.

Деструкция может быть химической, термической, механической (сдвиговой) и микробиологической. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода с полимерными молекулами. Поэтому в воде, используемой для приготовления полимерного раствора, не должно быть кислорода. При температуре выше 130 ° С наступает термическая деструкция. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул полимера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т.е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием аэробных бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти.

Важнейшим фактором является стадия разработки залежи. Наибольший эффект достигается при закачке раствора полимера с начала разработки для доотмыва остаточной нефти. На эффективность метода не влияет плотность сетки скважин, но его применение требует активных (площадных или однорядных) систем заводнения.

В зависимости от свойств полимера и условий движения возникают различные типы течения полимерных растворов. При этом их реологические свойства часто нельзя охарактеризовать каким-то определённым значением вязкости; часто необходимо иметь более полную реологическую характеристику, т.е. зависимость вязкости или скорости сдвига от напряжения сдвига.

Применительно к полимерным растворам, используемым для повышения нефтеотдачи можно выделить четыре типа течения:

Понижение кажущейся вязкости при псевдопластическом течении полимерных растворов, объясняется процессом ориентации асимметричных полимерных частиц (клубков). При этом вместо случайных хаотических движений, которые молекулы совершают в покоящейся жидкости, они своими большими осями ориентируются вдоль направления потока. Убывание эффективной вязкости прекращается с окончанием ориентирования частиц. Ориентирование молекул происходит практически мгновенно с возрастанием скорости сдвига..

При дилатантном течении свойства полимерных растворов таковы, что рост скорости сдвига приводит к ускорению процессов структурообразования и замедлению обратных процессов разрушения пространственных структур.

Молекулярная масса является одним из основных показателей полимера, а вязкость его раствора в значительной степени зависит от размеров молекул. Растворы полимеров с большей молекулярной массой в целом обладают более высокими значениями вязкости.

В качестве растворителя используют пресные и минерализованные воды с различной степенью кислотности рН и минерализации. Растворы технического полиакриламида и других полимеров в воде проявляют свойства полиэлектролитов, поэтому их вязкость зависит от наличия низкомолекулярных электролитов. Соли, имеющиеся в растворителе, обычно снижают вязкость раствора. Вероятность содержания хлорного железа, хлористого кальция и хлористого натрия и соответствующих ионов в закачиваемых растворах полимеров на практике достаточно высока. Например, ионы железа в водные растворы ПАА могут попадать как на стадии их приготовления, так и в процессе движения раствора по промысловым коммуникациям и в нагнетательных скважинах. Уменьшение вязкости растворов при использовании в качестве растворителя минерализованной воды вместо пресной наблюдается и для других типов полимеров.

По мнению исследователей в кислой среде происходит подавление диссоциации карбоксильных групп полимера, и цепочка молекулы сворачивается в ’’клубок’’. С возрастанием рН раствора в результате усиления диссоциации карбоксильных групп происходит увеличение вязкости, но до определённого предела, так как увеличение концентрации экранирующих зарядов карбоксильных групп ионов приводит к обратному снижению вязкости раствора полимера. Отрицательное влияние некоторых ионов, в частности ионов железа, можно снять выщелачиванием раствора в результате добавления едкого натра.

Низкое значение вязкости раствора аммиачного ПАА объясняется большим содержанием неорганической соли (NH₄)₂SO₄, что присуще указанному реагенту даже при высокой степени гидролиза.

Реологические свойства растворов полимеров изменяются во времени. Растворы полиакриламидных и некоторых других реагентов в статических условиях достаточно стабильны, но в динамических условиях их реологические качества падают. Это относится не только к вязкости, но и к способности полимеров снижать потери на трение при их движении (эффект Томса). Например, при циркуляции полимерных растворов в системе, состоящей из центробежного насоса, регулировочного вентиля, трубопровода длиной 4 м и диаметром 21,3 мм и мерной ёмкости, коэффициент гидравлического сопротивления уменьшается в 4-6 раз. Одновременно снижается и вязкость растворов. Механизм изменения во времени реологических свойств полимерных растворов в динамических условиях, вероятно, объясняется механической деструкцией молекулярных ассоциатов под действием повышенных напряжений в насосе и в элементах с повышенным местным сопротивлением.

Установлено, что при фильтрации в пористой среде растворов полимеров на их реологические характеристики существенное влияние оказывает исходная проницаемость пористой среды. С увеличением этого параметра фактор и остаточный фактор сопротивления снижаются по экспоненциальному закону.

С целью повысить эффективность полимерного заводнения, а также для выравнивания неоднородности пласта при обычном заводнении изучено несколько вариантов технологий с использованием высокомолекулярных водорастворимых полимеров. Наибольшее распространение на практике получил метод применения сшитых полимерных систем, образующихся в результате взаимодействия водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов.

Для получения указанных композиций можно использовать любой синтетический органический полиэлектролит высокой молекулярной массы, предпочтени отдаётся высокомолекулярному полиакриламиду (молекулярная масса свыше 2000000, степень гидролиза до 15 %).

Сшивающим агентом должен быть поливалентный катион, например ион хрома, алюминия или железа. С полимерным раствором можно использовать инертные добавки органического и неорганического происхождения. Примером неорганических твёрдых добавок могут быть кремнезем (SiO₂) или алюмосиликаты (силикаты, содержащие в своём составе оксид алюминия, Al₂O₃ · 2SiO₂ · 2H₂0) и другие наполнители, которые включаются в органическую структуру геля и повышают его прочность. При определённых условиях коагуляции (соединение частиц в более крупные агрегаты) золей (высокодисперсные двухфазные системы, состоящие из дисперсионной среды и дисперсной фазы) приводит к образованию студенистой массы, называемой гелем.

Установлена связь между формой существования трёхвалентного хрома в растворе полимера и кинетикой гелеобразования. В водном растворе при небольшом значении водородного показателя рН Сr 3+ может существовать как в коллоидной, так и в дискретной молекулярной форме.

Таким образом, рН среды оказывает существенное влияние на форму существования хрома в растворе полимера. Верхний предел рН для гелеобразования в полимерном растворе указанного состава равен 6,6.

Реакция иона хрома с полимером приводит к образованию трёх типов связей:

Межмолекулярная сшивка удерживает полимерные цепи вместе и ответственны за образование полимерной сетки, являющейся основой геля. Когда к сетке прикладывается внешнее напряжение, межмолекулярные сшивки ограничивают деформацию геля, и управляют упругостью сетки, поэтому называются упругоэффективными.

Время жизни геля в пласте играет определяющую роль, а эффективности технологии. Гели могут подвергаться явлению синерезиса (отделение от геля растворителя в результате его усадки), либо набухать при длительном контакте с избыточным количеством воды. Синерезис геля может существенно уменьшить объём, привести к разрушению межмолекулярных связей и, в конечном счете, к потере изолирующих свойств. К таким же последствиям может привести и набухание геля, т. е. поглощение им воды. Зависимость набухания и синерезиса, связанных между собой общим законом подобия, от структуры геля, представлена двумя параметрами: плотностью хрома и плотностью эффективного сшивания. Плотность хрома является критерием количества сшивателя в геле и определяется числом грамм-молекул иона хрома, связанных с полимерной сеткой, на единицу объёма полимера и характеризует химическую структуру гелевой сетки. Плотность эффективного сшивания является мерой числа сшивок в геле, отвечающих за упругость сетки, характеризует физическую структуру геля и определяется числом грамм-молекул упругоэффективных сшивок в гелевой сетке на единицу объёма полимера.

Определено влияние породы пласта и скорости сдвига геля на время гелеобразования. С увеличением скорости сдвига время гелеобразования уменьшается. Влияние пластового песка в статических условиях на исследуемый процесс незначительно, но при фильтрации раствора ПАА и хрома через модель пористой среды время гелеобразования сокращается в несколько раз.

Установлено, что в процессе фильтрации сшивка полимера происходит в разное время по пути течения композиции. Достаточно быстро наиболее прочный гель будет образовываться в зонах контакта с породой »отмытой» от нефти, с достаточно большими скоростями сдвига, т.е. в так называемых »промытых зонах пласта».

Учитывая вышеизложенное можно предположить, что при закачке композиции в реальный нефтяной пласт, возможно получить достаточно прочный гель в отдалённых участках пласта, не подвергаясь опасности забить призабойную зону скважины.

Стабильность раствора полимеров зависит от времени контакта с внутренней поверхностью стальных труб и другого оборудования. Растворы высокомолекулярных реагентов менее устойчивы к действию стальной поверхности и что растворы, приготовленные на пресной воде, быстро теряют вязкость, хотя начальное значение вязкости растворов на пресной воде выше.

Для сохранения проектируемых свойств закачиваемых в пласт растворов высокомолекулярных полимеров следует:

Влияние минерализации пластовой воды (непосредственно в пласте) на стабильность свойств раствора ПАА, а в итоге на нефтеотдачу, сложнее и неоднозначнее. Увеличение минерализации пластовой воды снижает вязкость раствора (ухудшает полимерный раствор), фазовая проницаемость для раствора при этом уменьшается, что способствует повышению коэффициента нефтеотдачи. Результирующий эффект может быть различным в зависимости от свойств пластовой воды, пористой среды, типа полимера, свойств растворителя и концентрации раствора.

Закачка полимерных композиций и нефтяные пласты рассматривается как средство снижения отклонения подвижностей вытесняющего агента и нефти, как эффективный метод выравнивания неоднородности пористой среды.

Метод БГС представляет собой модификацию сшитых полимерных систем, образующихся в результате взаимодействия водорастворимого полимера с ионами многовалентных металлов.

Сшивающим агентом должен быть поливалентный катион, например, ион хрома, алюминия или железа.

Реакция иона хрома с полимером приводит к образованию трех типов связей.

Закачка полимерных композиций и нефтяные пласты рассматривается как средство снижения отклонения подвижностей вытесняющего агента и нефти, как эффективный метод выравнивания неоднородности пористой среды.

Источник