Содержание к диссертации
Введение
1 Литературный обзор 7
1.1 Латексы и их роль в решении проблемы увеличения нефтеотдачи 12
1.2 Полимерные и латексно-полимерные составы. Их роль в потокоотклоняющих технологиях 16
1.3 Системы на основе латексов и производных кремниевой кислоты 27
1.4 Влияние процесса электрохимической активации на технологические характеристики дисперсий, применяемых в МУН 32
2 Экспериментальная часть 39
2.1 Объекты исследования 39
2.2 Методы исследования 48
2.2.1 Коллоидно-химические исследования 48
Определение размеров частиц латексов 48
Определение электрокинетического потенциала 50
Определение порогов коагуляции 52
Определение вязкости латексных дисперсий 53
Инфракрасная спектроскопия 54
Импульсный ядерный магнитный резонанс 54
2.2.2 Исследование общих характеристик рассматриваемых систем 55
2.2.3 Электрохимическая активация 55
2.2.4 Исследования на модели пласта 56
2.2.5 Методика оценки седиментационной устойчивости глины и охры в водных растворах полимеров 60
3 Данные экспериментов и их обсуждение 61
3.1 Исследование латексной основы 62
3.1.1 Определение коллоидно-химических характеристик используемых латексов 62
3.1.2 Модельные испытания латексной основы 68
3.1.3 Исследование влияния активированной воды на показатели стабильности латекса ГПБ 71
3.2 Исследование систем на основе латексов и производных кремниевой кислоты 74
3.2.1 Коллоидно-химические характеристики смесей латекса с производными кремниевой кислоты 74
3.2.2 Исследование систем на основе латекса и производных кремниевой кислоты на линейной насыпной модели пласта 84
3.3 Исследование систем на основе латексов и водорастворимых полимеров 90
3.3.1 Исследование влияния катионной природы полимера на коллоидно-химические свойства латекса 90
3.3.2 Анализ влияния природы водорастворимых полимеров на показатели коллоидно-химические свойства латекса 94
3.3.3 Модельные испытания латексно-полимерных систем 97
3.4 Изучение влияния водорастворимых полимеров различной природы на седиментативную устойчивость на примере процессов осаждения суспензий глины и охры 103
3.5 Определение коэффициентов дополнительного нефтеизвлечения в результате применения составов на основе латексов с водорастворимыми полимерами и производными кремниевой кислоты 115
3.6 Прикладное значение исследований 117
Выводы 118
Список использованных источников 119
- Полимерные и латексно-полимерные составы. Их роль в потокоотклоняющих технологиях
- Определение коллоидно-химических характеристик используемых латексов
- Исследование систем на основе латекса и производных кремниевой кислоты на линейной насыпной модели пласта
- Изучение влияния водорастворимых полимеров различной природы на седиментативную устойчивость на примере процессов осаждения суспензий глины и охры
Введение к работе
Актуальность работы. Современный нефтепромышленный комплекс является важнейшим звеном отечественной экономики. Согласно публикациям Р.Х. Муслимова [1], И.А. Ларочкиной [2] и др. дальнейшее наращивание объемов добычи нефти с целью реализации на внутреннем и внешнем рынках требует не только освоения новых месторождений, но и повышения нефтеизвлечения эксплуатируемых горизонтов. На сегодняшний день в соответствии с данными ОАО «Татнефть» и малых нефтяных компаний РТ обводненность нефти на месторождениях республики достигает 98% и в среднем составляет 90%. С увеличением обводненности добываемых нефтей растет актуальность научно-технических проблем и подходов, связанных с повышением нефтеизвлечения, в совокупности с поиском способов модернизации и рационализации уже известных методов увеличения нефтеотдачи (МУН). Одними из наиболее перспективных с точки зрения как коллоидной, так и нефтепромысловой химии представляются потокоотклоняющие технологии, основанные на применении полимеров.
Таким образом, актуальной является проблема увеличения нефтеотдачи посредством модификации коллоидно-химических свойств потокоотклоняющих реагентов МУН.
Работа выполнена в рамках приоритетных направлений Энергетической стратегии России на период до 2030 года (Распоряжение правительства РФ от 13.11.2009).
Цель работы. Разработка потокоотклоняющей композиции повышенного дальнодействия на основе агрегативно-стабилизированного латекса и технологии ее применения для увеличения нефтеотдачи пластов.
В соответствии с целью работы поставлены следующие задачи:
- сравнить наиболее широко применяемые в современных потокоотклоняющих технологиях марки латексов с точки зрения коллоидно-химических свойств, лежащих в основе технологий ограничения водопритоков;
- изучить влияние ввода производных кремниевой кислоты, водорастворимых полимеров и электрохимически активированной воды на совокупность коллоидно-химических характеристик латексов, отображающих стабильность систем в пластовых условиях;
- провести модельные испытания для выявления эффективности действия латексных композиций в качестве агентов для селективного ограничения водопритоков нефтяных месторождений;
- установить взаимосвязь между коллоидно-химическими параметрами, харктеризующими стабильность, и испытаниями на модели пласта с целью прогнозирования эффективности систем на основе латексов;
- выявить оптимальное соотношение компонентов в системе посредством коллоидно-химического анализа и исследования на модели пласта с целью подбора наиболее эффективных композиций для выравнивания профиля приемистости нефтяных месторождений;
- разработать руководство к применению высокостабильной композиции на основе латекса с целью применения в качестве потокоотклоняющей технологии для увеличения нефтеотдачи месторождений.
Научная новизна работы.
- Установлено, что регулирование коллоидно-химических характеристик (дисперсность, агрегативная устойчивость) латексов как основы потокоотклоняющих технологий достигается за счет введения модификаторов различной природы и изменения их массового соотношения.
- Выявлены закономерности управления дистанцией формирования потокоотклоняющего экрана в матрице нефтяного пласта за счет повышения агрегативной устойчивости систем и на основе комплексного изучения коллоидно-химических характеристик латексно-модифицированных составов.
- Показано влияние электрохимически активированной воды на повышение стабильности и устойчивости коллоидно-дисперсных систем на основе латекса в пластовых условиях.
Практическая значимость работы.
- Показана эффективность применения латексов в качестве стабильной основы потокоотклоняющих технологий для повышения охвата нефтяного пласта заводнением.
- Увеличена дальность проникновения потокоотклоняющего реагента путем повышения агрегативной устойчивости латекса при формировании гидроизоляционных экранов на большей дистанции от обрабатываемой скважины.
- Обосновано применение стабилизированных латексных композиций в качестве материала в технологии повышения выработки пластов, рассмотренной и утвержденной ТатНИПИнефть.
Личное участие автора.
Диссертант принимал личное участие в изучении коллоидно-химических характеристик и организации модельных испытаний латексов и систем на их основе, а также активно участвовал в обсуждении результатов работы, представлении их на научно-практических конференциях, для публикаций в журналах и в разработке инструкции к технологии повышения выработки нефтяных пластов, утвержденной в ТатНИПИнефть.
Апробация работы.
Результаты работы докладывались на: Международной научно-практической конференция «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов» (Казань, 2008), IV Всероссийской научно- практической конференции «Нефтепрмысловая химия» (Москва, 2008), Международной научно-практической конференции, посвященной 60-летию начала промышленной разработки Ромашкинского месторождения, «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов» (Казань, 2009), Международной конференции при Государственной Думе РФ, Парламентском Центре «Наукоемкие технологии, интеллектуальная собственность» «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» (Москва, 2008), International conference on chemical thermodynamics in Russia (Казань, 2009) и др. Результаты работы обсуждались также на отчетных конференциях Казанского государственного технологического университета в 2009 – 2013 гг. На основании результатов работы совместно со специалистами ТатНИПИнефти разработана временная инструкция по технологии повышения выработки пластов с применением стабилизированных латексных композиций.
Публикации. По материалам диссертации опубликована 21 работа, в том числе 4 научные статьи в журналах из списка рекомендованных ВАК и 17 тезисов докладов.
Объем и структура работы. Диссертация изложена на 145 страницах машинописного текста и состоит из введения, трех глав (литературный обзор, данные экспериментов и их обсуждение, экспериментальная часть), выводов, списка используемой литературы из 148 наименований. Работа иллюстрирована 51 рисунком и содержит 32 таблицы.
Полимерные и латексно-полимерные составы. Их роль в потокоотклоняющих технологиях
Наиболее часто в качестве агентов, выравнивающих профиль приемистости нефтяных месторождений, применяют технологии, в которых происходит изменение размера частиц полимерной основы закачиваемой системы в результате процессов агрегирования, гелеобразования и др. Размер частиц может колебаться от 0,05 до 5000 мкм [55]. Путем ввода различных агентов и изменения их количества возможно регулирование размеров частиц и их стабильности в целях адаптации системы к пластовым условиям. Такие системы представляют особый интерес с точки зрения коллоидной химии, так как появляется возможность контролировать основные коллоидно-химические параметры, например дисперсность, стабильность и др. Так, дисперсные системы, представляющие собой полимерные суспензии на основе гидроксиэтилцеллюлозы (ГЭЦ), могут успешно применяться не только для ограничения водопритоков нефтяных месторождений, но и в качестве модификаторов реологии жидкостей для гидроразрыва пласта, в буровых растворах и др. [56].
В основу одного из методов ограничения притоков вод нефтяных месторождений положены реакции гидролиза сополимера акрилонитрила с этилакрилатом [57]:
Несмотря на трудности регулирования размера частиц из-за протекания реакции в поровом пространстве и сложности контроля взаимодействия полимера с пластовой матрицей, имеется возможность введения двухкомпонентной системы внутрь нефтеносной породы. Один компонент состава представляет собой эмульсию потенциально гидролизуемого синтетического полимера (латекс), обладающего достаточной подвижностью для проникновения в поровое пространство, другой компонент - это каустическая сода, или гидроокись натрия, с достаточной при данной температуре концентрацией для осуществления процесса гидролиза полимера в пластовых условиях. Латекс является эмульсией сополимера акрилонитрила с этилакрилатом, наиболее предпочтительным в ходе реакции гидролиза. Содержание ингредиентов состава представлено в табл. 1.2.
Известны также работы отечественных авторов, в которых повышение нефтеотдачи пласта связано с применением латексных технологий [58]. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к созданию составов для регулирования разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений. Состав содержит стабилизированный неионогенными поверхностно-активными веществами латекс (СТЛ) при следующем соотношении компонентов, %: СТЛ 0,05 - 10,0, полимер 0,005 - 1,0, вода остальное. В составе используются стабилизированные синтетические или натуральные латексы (устойчивые мелкодисперсные взвеси синтетических или натуральных каучуков в воде) и водорастворимые полимеры акрилового типа. Технический результат: повышение эффективности извлечения нефти, уменьшение обводненности добываемой продукции, улучшение охраны окружающей среды и экономия пресной воды. Неоднократно проводились исследования латексных технологий ограничения водопритоков в условиях повышенных температур. Результатом одного из таких испытаний является разработка способа изоляции притока пластовых вод в скважине, заключающегося в закачивании в пласт изолирующего состава, содержащего 0,4-0,6% карбоксиметилцеллюлозы и остальное - дивинилстирольный латекс, и последующем нагревании пласта с составом до температуры 50-80С. Однако указанный способ не позволяет за одну обработку полностью на 100% изолировать приток пластовых вод, поскольку используемый при этом изолирующий состав не обеспечивает образования качественного экрана с хорошими адгезионными свойствами и устойчивостью к агрессивным пластовым водам.
На базе Казанского государственного технологического университета сотрудниками кафедры ТСК под руководством П.А. Кирпичникова также проведен ряд исследований, в результате которых были осуществлены промысловые испытания на Ромашкинском месторождении [59], с целью повышения закупоривающей способности раствора, применяемого для изоляции зон поглощения. Это достигалось за счет использования синтетического малоконцентрированного латекса и дополнительного введения 10%-ного водного раствора карбоксиметилцеллюлозы. В качестве наполнителя предлагалось использовать, например, опилки при следующем соотношении компонентов: синтетический малоконцентрированный латекс - 100 мае. ч, коагулянт - 10ч-50 мае. ч., 10%-ный раствор карбоксиметилцеллюлозы -5- 20мас. ч., наполнитель (опилки) - 5-=-20 мас. ч. В технологии также использовался коагулянт в виде водного раствора СаСЬ.
Гелеобразующие композиции на латексной основе также широко применяются в современных МУН [60]. В процессе приготовления таких композиций использовалась водная среда, к которой было добавлено некоторое количество водозагущающего полимера, полученного путем полимеризации по крайней мере одного алкилакрилатного мономера с одним или несколькими карбоксильными полимеризующимися мономерами из группы акриловых и метакриловых кислот, составляющими от 20 до 95 мае. ч. на 100 частей полимеризуемого мономера, с применением в качестве ионогенного эмульгатора, отобранного из группы двунатриевой или диаммониевой нонилфеноксиполиэтоксисульфоянтарной кислоты общей формулы CH3(CH2)8C6H40(CH2CH20)8.16COCH2CH(COOM)S03Q, где Q - натрий или аммоний и лаурил натрия или аммония полиэтоксисульфат общей формулы CH2(CH2)11O(CH2CH2O)8.,6S03Q.
При этом указанный полимер (Q - натрий или аммоний) в латексной форме доводится до уровня рН 5.5-11.5. Такие полимеры могут образовывать гель при взаимодействии с водорастворимыми поливалентными соединениями, такими как бихромат натрия, и водорастворимыми восстановителями, например с гидросульфатом натрия. Водные гели используются для повышения нефтеотдачи пласта.
Среди композиций, используемых в нефтедобывающих технологиях, наиболее широко известны водорастворимые полимеры (ВРП). Их растворы обычно обладают рядом важных коллоидно-химических свойств, благодаря которым они становятся незаменимыми для многих областей жизни и деятельности человека [61, 62]. Благодаря способности изменять реологические характеристики закачиваемых в нефтяной пласт жидкостей, в результате повышения их вязкостей [63] в сочетании с электролитной природой водорастворимые полимеры могут эффективно применяться в технологиях нефтеизвлечения для выравнивания профиля вытеснения остаточной нефти.
Молекулярная масса полимера также может существенно влиять на эффективность методов, основанных на применении ВРП. Так, например, в случае ввода в нефтяной пласт неионогенного водорастворимого полимера с молекулярной массой свыше 10 000 000 происходит развертывание молекул полимера под воздействием создаваемого при закачке давления. В результате происходит увеличение вязкости композиции непосредственно внутри порового пространства нефтяного пласта, что, в свою очередь, способствует выравниванию фронта вытеснения [64].
Определение коллоидно-химических характеристик используемых латексов
В рамках повышения агрегативной стабильности композиций на основе латекса необходимым представлялось изучение коллоидно-химических характеристик, наиболее важных с точки зрения технологий ограничения водопритоков для выбранных в результате литературного анализа марок латекса [122]. Исходя из поставленной задачи, первым этапом было определение устойчивости латексов к воздействию различными видами электролитов и моделей пластовых вод, полученных в соответствии с элементным составом реальных пластовых вод нефтяных месторождений [123]. Определяющими параметрами для моделей являлись ионная сила и плотность. Например, для модели пластовой воды Ромашкинского месторождения плотность и ионная сила составляли 1120 кг/м и 5,6 моль/л соответственно. Результаты проведенных исследований были сведены в табл. 3.1.
Данные, представленные в табл. 3.1 свидетельствуют значительно большей агрегативной устойчивости образца латекса ГПБ, в связи с чем можно предложить, что латекс данной марки будет формировать гидроизолционный экран с большим радиусом внутри межскважинной зоны пластовой матрицы [124]. Также следует отметить, что при контакте с пластовой водой и растворами солей одно- и двухвалентных металлов при концентрации выше порога коагуляции образование агрегатов в результате дестабилизации системы наблюдалось не сразу: в случае СКС-65 ГП и ДВХБ-70 - по истечении 30 и 20 минут соответственно, а для СКС-65 ГП - через 90 минут после контакта с коагулянтом. Это также подтверждает положение о том, что латекс марки СКС-65 ГПБ обладает повышенной стойкостью к агрегированию частиц, что способствует увеличению дальности проникновения системы внутрь пластовой матрицы.
В процессе исследования были также измерены электрокинетические потенциалы латексных частиц [125]. Для образца ГПБ -потенциал составил минус 85 мВ, для ГП - минус 75 мВ, а для ДВХБ-70 - минус 70 мВ, что подтверждает ранее сделанные выводы о том, что латекс марки ГПБ обладает гораздо большей агрегативной устойчивостью по сравнению с латексом марки ГП и ДВХБ.
Для изучения возможности проникновения частиц латекса как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые участки неоднородного нефтяного коллектора необходимо было оценить размер частиц эмульсии. Согласно результатам проведенных испытаний и последующих расчетов радиус частиц для латекса марки ГП составил 80 нм, для марки ГПБ - 89 нм, а для ДВХБ - 100 нм. Следовательно, частицы трех видов латекса обладают размерами одного порядка, сопоставимыми со средними размерами пор средне-и низкопроницаемых участков пластовой матрицы.
В результате исследование вязкости латексных систем осуществлена сравнительная оценка латексов выбранных марок. На основании полученных данных были построены графические зависимости, отражающие изменение вязкости по мере снижения содержания сухого вещества в исходных образцах(рис. 3.1).
Анализируя приведенные зависимости можно заключить, что вязкость латексов значительно возрастает в диапазоне от 24 до 50 % массовых в случае латексов марки СКС и от 14 до 28 % массовых - в случае ДВХБ. В области концентраций ниже указанных значений вязкость систем остается практически постоянной. Следовательно, наиболее целесообразно использовать в нефтепромысловом деле системы на основе латексов при концентрациях сухого вещества в последних ниже 24 и 14 % мае. соответственно.
Для подбора оптимального соотношения латекса с другими компонентами систем, используемых в потокоотклоняющих технологиях, были построены зависимости плотности эмульсии от концентрации сухого вещества (рис. 3.2).
Зависимости носили линейный характер, что позволило достаточно просто определить содержание сухого вещества в системе и установить соотношение компонентов подбором плотности эмульсии.
С целью оценки стойкости потокоотклоняющих экранов к химическим воздействиям со стороны нефтяной фазы в процессе исследования была проверена устойчивость латексного коагулюма к действию различных органических растворителей (табл. 3.2).
Представленные образцы латекса были исследованы при методом импульсного ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Соответствующий набор полученных характеристик представлен в табл. 3.3
Исследование времен спин-решеточной релаксации показало, что ГПБ обладает большей жесткостью полимерных цепей, входящих в состав латексных частиц, что свидетельствует о большем содержании функциональных групп, снижающих гибкость молекул каучука. Увеличение количества таких групп способствует повышению адсорбционных взаимодействий частиц латекса с различными коллоидами и другими частицами. Данные согласуются с выводами, следующими из анализа полученных времен спин-спиновой релаксации. В соответствии с показателями Р2а и Р2Ь можно прийти к заключению, что в образцах латекса марки ГПБ содержание упорядоченной фазы выше, чем в образцах латекса марки ГП. Следовательно, для полимерной цепи латекса ГПБ характерно наличие большой доли ненасыщенных связей, поэтому велика вероятность сшивки таких молекул при образовании гидроизоляционного экрана в пластовых условиях. Как следствие возможно возрастание прочности гидроизоляционных экранов, полученных в результате коагуляции латекса марки ГПБ, по сравнению с латексом марки ГП, что наиболее предпочтительно при эксплуатации в условиях более высоких пластовых давлений.
Проверка стойкости латексов к пониженным температурам в процессе цикла замораживание-размораживание показала, что все три марки не обладают достаточной устойчивостью, вследствие чего происходит их коагуляция. Циклу нагревание-охлаждение (нагрев проводился до температуры, не превышающей 97С) были подвергнуты образцы шести различных концентраций (от 0,1 до 5 % мае). Все исследованные марки латексов проявили агрегативную устойчивость в предлагаемых условиях, хотя в случае латексов марок СКС-65 ГП и ДВХБ-70 наблюдалось незначительное пленкообразование на их поверхности при концентрациях 5, 2,5, 1,25, 0,62 % мас. В результате эксперимент установлено, что на процесс коагуляции температура до плюс 100С значительного влияния не оказывает. Это позволяет рекомендовать указанные латексы в качестве основы для агентов ограничения притоков вод для месторождений с повышенной температурой нефтяных залежей.
Исследование систем на основе латекса и производных кремниевой кислоты на линейной насыпной модели пласта
С целью проверки прогноза, построенного на основании исследования агрегативной устойчивости латексно-силикатных композиций, представлялось необходимым проведение анализа дальности проникновения компонентов этих бинарных систем в зависимости от массового соотношения в них компонентов. Эксперимент моделировал нагнетание составов в участки пласта с различной проницаемостью порового пространства. При пропускании смесей через составную пятичленную линейную насыпную модель пласта на выходе также наблюдалось помутнение потока, что говорит о возможности прохождения состава дальше пятой модели. Данный факт свидетельствует о том, что показывает, что система обладает достаточным уровнем агрегативной стабильности для управляемого проникновения за пределы призабойной зоны неоднородного нефтяного пласта.
При анализе рис. 3.16, иллюстрирующего изменение приемистости в зависимости от удаленности от пункта закачки, отмечаем, что основной эффект приходится на второй участок (86%). Однако в последующих моделях коэффициент гидроизоляции до нуля не снижается. Как отмечалось ранее, между частицами латекса и кремнезоля не наблюдается химического взаимодействия, поэтому внутри пластовой матрицы в результате действия нагнетательного давления и адсорбционного взаимодействия с пластовой породой становится возможным разделение компонентов смеси. Также на распределени коэффициентов гидроизоляции оказывает влияние агрегативная устойчивость различных частиц системы. Менее стабильные частицы образуют экран в моделях наиболее близких к точке закачки, а более стабильные проникают в удаленные участки. Суммарный гидроизоляционный эффект в этом случае составляет 85%. Аналогичная ситуация наблюдалась и при массовом соотношении латекс СКС-65 ГПБ - кремнезоль, равном 1:2 (рис. 3.17), что объясняется сохранением высокой стабильности частиц системы даже при укрупнении размеров дисперсионной фазы.
Система на основе латекса с троекратным массовым избытком кремнезоля показала наименьшую стабильность и соответственно меньшую удаленность максимальных гидроизоляционных эффектов от точки подачи реагента (рис. 3.18). Полученный результат связан со значительным укрупнением размера частиц дисперсной фазы в результате адсорбции на поверхности частиц латекса большего количества частиц кремнезоля с ростом его содержания в системе [136].
При более высокой проницаемости пластовых моделей наблюдается более равномерное распределение коэффициентов гидроизоляции внутри сочлененной модели для всех трех вариантов систем, что свидетельствует о меньшем порядке размеров частиц дисперсной фазы [137] по сравнению с размером пор модельной матрицы (рис. 3.19 - 3.21).
Таким образом, можно утверждать, что введение кремнезоля в латекс способствует росту стабильности системы, увеличивая удаленность максимальных коэффициентов гидроизоляции от точки нагнетания состава, а также дополнительно приводит к увеличению рентабельности процесса благодаря снижению стоимости нефтепромыслового реагента за счет более низкой стоимости производных кремниевой кислоты относительно стоимости латекса [138].
Изучение влияния водорастворимых полимеров различной природы на седиментативную устойчивость на примере процессов осаждения суспензий глины и охры
В связи с возможной необходимостью повышения не только агрегативной, но и седиментационной устойчивости составов для повышения охвата нефтяных пластов заводнением представлялось целесообразным исследование влияния ввода ВРП или электрохимической активации дисперсионной среды на указанный параметр стабильности. В рамках обозначенной задачи было проведено исследование влияния водорастворимых полиэлектролитов и неионогенных полимеров различной природы на седиментационную стабильность на примере дисперсий глины и охры в водной среде [146]. В качестве водорастворимых полимеров были использованы: поли 1Ч,М,Н-триметиламиноэтилметакрилат метилсульфат (99М), неионогенная гуаровая камедь (Гуар), ПДАДМАХ (КВП), анионный полиакриламид (N134), анионная карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), неионогенная гидроксиэтилцеллюлоза. В ходе экспериментов анализировалось время седиментации охры или бентонитовой глины как непосредственно в водной среде, так и в водных растворах полимеров (рис. 3.33 - 3.38).
Из представленных рисунков видно, что частицы охры обладают большей седиментационнои устойчивостью по сравнению с частицами глины, что обусловлено более высокой степенью дисперсности охры. Также на основании графических изображений кинетики седиментации выделены из ряда выбранных полиэлектролитов полимеры, наибольшим образом способствующие повышению седиментационной устойчивости дисперсий глины и охры. К таким полимерам относятся 99М, N134 и ГЭЦ.
На следующем этапе было проведено исследование влияния концентрации полиэлектролитов на устойчивость дисперсий к седиментации. Время седиментации глины и охры в водной среде составило 7 и 9 минут соответственно. Анализ показал, что с повышением концентрации полимера с 10"6 до 10"4 % мае. увеличивается время седиментации в 100 раз (табл. 3.8). Полученные данные подтверждены значениями флокулирующего эффекта D и скорости осаждения V (табл. 3.9). Такая закономерность обусловлена способностью молекул полимера адсорбироваться на поверхности частиц глины [147, 148], а также повышением вязкости дисперсионной среды за счет растворения в ней полимеров (табл. 3.10). Отрицательный знак флокулирующего эффекта говорит о наличии стабилизирующего эффекта в результате ввода ВРП.
Кроме того, было изучено влияние электрохимической активации дисперсионной среды на устойчивость к седиментации глинисто-полимерных дисперсий. Для проведения электрохимической активации необходимо наличие у активируемой среды низкой ионной силы, что достигается путем растворения в воде некоторого количества одновалентной соли, например NaCl. Результаты изучения влияния концентрации электролита в водной среде на параметры, характеризующие процесс активации дисперсионной среды представлены на рис. 3.39, 3.40.
Как видно из рис. 3.39 и 3.40, наибольшее активирующее воздействие наблюдается в случае концентрации электролита 0,1 N. поэтому для дальнейшего исследования была выбрана именно эта концентрация раствора электролита.
Основной этап исследования влияния электрохимической активации дисперсионной среды заключался в исследовании кинетики седиментации (табл. 3.11, 3.12) в системах глина - анолит и охра-анолит. Так, исходные значения времен седиментации в указанных системах составили 16 и 25 минут соответственно при флокул ирующих эффектах минус 0,95 и минус 0,89 и скорости осаждения 0,02 и 0,09 м/с.
На основании полученных данных можно сделать следующий вывод: активация водной среды приводит к повышению стабильности глинисто-полимерных дисперсий в результате формирования в среде противоионов, взаимодействующих с противоположно заряженными частицами дисперсной фазы. Заряд последней определяется молекулами полиэлектролита, адсорбированными на поверхности частиц глины и охры. Например, данные, представленные в табл. 3.12, отображают увеличение модуля флокулирующего эффекта, сопровождающееся снижением скорости седиментации для полимера 99 М, КВП и др. Полученные результаты позволили выделить глинисто-полимерные системы на основе ГЭЦ, КМЦ и N134 в условиях активированной водной среды как наиболее стабильные, что было положено в основу рекомендации указанных систем для экспериментов на моделях неоднородного нефтяного пласта.
Завершающей и наиболее практически значимой частью исследований стали испытания стабилизированных в электрохимически активированной среде глинисто-полимерных систем на составной линейной насыпной модели неоднородного нефтяного пласта (рис. 3.41 - 3.43). Из представленных данных видно, что в случае всех трех систем получен положительный результат. В наиболее близкой к нагнетательной емкости модели (1) наблюдались наименьшие коэффициенты гидроизоляции, в то время как в моделях 2, 3, 4 коэффициенты гидроизоляции достигали максимальных значений.
Исходя из результатов эксперимента наилучший результат показали системы глина - КМЦ и глина - ГЭЦ для которых значения среднего коэффициента гидроизоляции составили 66,2 и 64,6% соответственно. В случае системы глина-Ы134 коэффициент гидроизоляции составлял 53,8%. Также, для систем глина - КМЦ и глина - ГЭЦ наблюдалось более равномерное изменение факторов сопротивления на участках, моделировавших межскважинную зону неоднородного пласта. А у системы с КМЦ наблюдался самый высокий коэффициент гидроизоляции даже в заключительной модели, что говорит о сохранении высокой степени стабилизации дисперсии.
На основании наблюдаемых положительных эффекты обосновали рекомендацию указанных глинисто-полимерных систем в качестве реагентов ограничения водопритоков для повышения нефтеизвлечения нефтяных месторождений.
