RU2758303C1

RU2758303C1 - Способ добычи нефти

Info

Publication number: RU2758303C1
Application number: RU2020133502A
Authority: RU
Inventors: Владимир Павлович Городнов; Константин Владимирович Городнов
Original assignee: Константин Владимирович Городнов
Priority date: 2020-10-12
Filing date: 2020-10-12
Publication date: 2021-10-28

Abstract

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений методом заводнения с температурой пласта 20-95°С, с суммарным содержанием солей в пластовой и закачиваемой воде от 0,034 до 24,0 мас.%. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти и интенсификация добычи нефти. В способе добычи нефти в пласт последовательно закачивают водный раствор полимера на основе акриламида с поверхностно-активным составом, содержащим 0,001-0,15 мас.% анионного поверхностно-активного вещества (в перерасчете на 100%), при весовом соотношении анионного поверхностно-активного вещества к указанному полимеру 0,009÷2,7, водный раствор полимера на основе акриламида и/или воду непрерывно или циклически. 1 з.п. ф-лы, 7 табл., 4 пр.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам добычи нефти для повышения нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти и предназначено для использования при разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.

Известен способ вытеснения нефти из пласта микроэмульсией на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) ([1]. Pillai V., Kanicky J.R.,Shah D.O. Application of Microemulsion in Enhanced Oil Recovery/ in "Handbook of Mecroemulsion Science and Technology". Ed. Mittel k.l. N.Y., Marcel Dekker, 1999., p.743-754). Он включает закачку в пласт с остаточной нефтью высококонцентрированного (0,5%-5,0%) раствора ПАВ (мицеллярный раствор на основе анионного ПАВ) объемом 5-50% порового объема (ПО), затем водного раствора полимера (0,05-3,0%) и закачиваемой воды. При этом почти полное вытеснение остаточной нефти можно достичь только при образовании в пластовых условиях (температура, состав закачиваемой и пластовой воды, состав вытесняемой нефти) оптимальной среднефазной (СФ) микроэмульсии, содержащей в концентрате ПАВ равные объемы нефти и воды. Данная СФ имеет биконтинуальную структуру и, соответственно, ультранизкое межфазное натяжение ((ниже 0,001 мН/м) на границе как с вытесняемой нефтью, так и с водным раствором полимера ([2] Холмберг К., Йенссон Б., Кронберг Б., Линдман Б. Поверхностно-активные вещества и полимеры в водных растворах, М., БИНОМ, 2010, рис. 2.1, с. 464). Последнее и обеспечивает нивелирование капиллярного давления, удерживающего остаточную нефть в пласте,

где р - капиллярное давление;

(- угол смачивания между каплей нефти и породой;

r - радиус сужения поры.

При этом СФ образуется в пласте при закачке в пласт либо за водой с большей минерализацией, чем минерализация водного раствора ПАВ ([3] Авт.свидетельство N 747191, Е21 В 43/22, 1978, нефтяной сульфонат), либо дополнительно к первому способу создают градиент концентрации электролитов, понижающийся от оптимальной концентрации водного раствора ПАВ к водному раствору полимера и к закачиваемой воде ([4] Floaten А.K., Nguen Q.P., Pope G.A. A Systematic Laboratory Approach to Low-Cost, High-Performance Chemical Flooding. SPE 113469, 2008, p.1-20, синтетические анионные ПАВ - внутренние олефинсульфонаты и сульфатированные оксипропилированные жирные спирты).

Недостатками данного способа добычи нефти являются высокая чувствительность оптимальной среднефазной микроэмульсии к температуре пласта и минерализации закачиваемой и пластовой воды, колеблющихся по площади пласта, большой расход ПАВ на приготовление закачиваемого раствора ПАВ и сложность технологии реализации способа по градиенту концентрации электролитов.

Наиболее близким аналогом к предложенному способу является способ добычи нефти из пласта, включающий закачку раствора полимера в закачиваемой воде и закачиваемой воды ([5] Wever D.A.Z Picchione F., Broekhuis A.A. Polymers for enhanced oil recovery: A paradigm for structure -property relationship in aqueons solution. Progress in Polymer Science, 36, 2011, p.1558-1628). В качестве водорастворимого полимера используют в основном полимеры на основе акриламида (гомополиакриламид, гидролизованный полиакриламид, сополимеры акриламида в различных соотношениях с 2-акриламидо-3-метилпропансульфонатом натрия (АМПС), N-винилпирролидоном (NВП) и ассоциируемые полиакриламиды). Данные полиакриламиды исследовались в смеси с поверхностно-активными веществами (ПАВ) различного типа (анионные, катионные, неионогенные) на предмет повышения вязкости исходного водного раствора полимера ([5] р.1585-1587).

Недостатком данного способа добычи нефти является невысокая эффективность, в частности, на высокообводненных нефтяных пластах, поскольку обеспечивает только охват залежи заводнением за счет выравнивания подвижности закачиваемого раствора полимера с подвижностью вытесняемой нефти в пористой среде и не вытесняет остаточную нефть, удерживаемую в пласте капиллярными силами.

Техническим результатом предлагаемого способа является повышение эффективности добычи нефти на любой стадии заводнения пласта с помощью водного раствора полимера на основе акриламида и поверхностно-активных веществ (ПАВ) за счет образования нанобиконтинуальной структуры из ассоциатов анионных ПАВ и полимеров на основе акриламида в растворе акриламидного полимера при их оптимальном соотношении. Данные растворы показывают низкое межфазное натяжение на границе с вытесняемой нефтью и около- нейтральную смачиваемость породы (cos Q→0).

Технический результат достигается тем, что в способе добычи нефти, включающем последовательную закачку в пласт водного раствора полимера на основе акриламида и поверхностно-активного состава в пласт последовательно закачивают водный раствор полимера на основе акриламида и поверхностно-активного состава, содержащего 0,001-0,15% анионного поверхностно-активного вещества, при весовом соотношении анионного поверхностно-активного вещества к полимеру 0,009÷2,7, водный раствор полимера на основе акриламида и/или воду непрерывно или циклически.

По данному способу используют водорастворимые полимеры на основе акриламида:

- гомополиакриламид (неионный полимер) (Г);

- сополимер акриламида и акрилата натрия, гидролизованный полиакриламид со степенью гидролиза до 30%моль;

- со- и терполимеры акриламида, например, с 2-акриламидо-2-метилпропансульфонатом натрия и/или акрил-N-пирролидоном;

- со- и терполимеры акриламида с алкилакрилатами, где алкильный радиал от C₁ и выше - так называемые ассоциативные полимеры (АП), и поверхностно активные вещества различных типов:

- технические анионные ПАВ - алкилбензолсульфонаты, нефтяные сульфонаты, олефинсульфонаты, сульфатированные полиоксилпропилированные и/или полиоксиэтилированные алкилфенолы и жирные спирты, содержащие несульфированные углеводороды и производные алкилфенола и жирного спирта, низкомолекулярные спирты, электролиты (сульфаты аммония и натрия) и воду. Данные ПАВ образуют с вышеуказанными полимерами ассоциаты, отвечающие, в основном, за технологическую эффективность;

- неионогенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы и жирные спирты с содержанием оксиэтиленовых групп от 8 до 18 и их сульфаты или сульфонаты. Данные ПАВ используют для совмещения вышеуказанных анионных ПАВ с закачиваемой водой различной минерализации, например, с водами, содержащими от 0,34 (пресная вода) до 240 г/л (рассол) суммы солей одно- и двухвалентных катионов, до прозрачного или опалесцентного раствора ПАВ;

Данный способ в отличие от аналогов [1-3] основан на нулевом градиенте концентрации электролитов - от приготовления поверхностно-активного раствора полимера (ПРП), к раствору того же или другого полимера (РП) и к закачиваемой воде. В предлагаемом способе и ПРП и РП приготавливают на воде любой минерализации, закачиваемой в пласт (сточные воды с установок предварительного сброса воды, и с установок обезвоживания и обессоливания нефти, пресной и морской воды и смеси данных вод).

Используемые в данном способе полимеры на основе акриламида хорошо растворяются в указанных водах, образуя прозрачные или опалесцентные растворы.

При растворении в водном растворе полимера на основе акриламида (далее по тексту ПАА) указанных ПАВ или их смесей с другими ПАВ, совместимых с закачиваемой водой, происходит взаимодействие анионного ПАВ с акриламидными звеньями молекулы ПАА.

Данное взаимодействие происходит по механизму равновесного ион-дипольного взаимодействия между отрицательным зарядом сульфогруппы анионного ПАВ и частичным положительным зарядом азота акриламидной группы ПАА. При этом образуются ассоциаты, устойчивые, как минимум, до 83°С, структура которых существенно изменяется в зависимости от соотношения анионного ПАВ и полиакриламида.

Так, например, при их соотношении 0,005-0,2 к 1 (низкая концентрация АПАВ в растворе ПАА, но выше ККМ - критической концентрации мицеллообразования) с молекулой ПАА взаимодействует отрицательно заряженные как молекулы, так и мицеллы АПАВ по вышеописанному механизму. Но, поскольку ион-дипольное взаимодействие более активное, чем гидрофобное взаимодействие алкильных цепей ПАВ в ядре мицеллы, мицеллы разрушаются и акриламидная часть молекулы ПАА покрывается молекулами ПАВ, в виде "шубы" образуя гидрофобный участок на молекуле ПАА из алкильных цепей ПАВ, а остальная часть молекулы ПАА - гидрофильная. Т.е. образуется поверхностно-активный ПАА. При дальнейшем увеличении содержания ПАВ в растворе ПАА, например, 0,2-0,4 к 1, количество гидрофобных участков а молекуле ПАА растет и увеличивается число гидрофобизированных молекул ПАА. При этом, за счет конформационных превращений поверхностно-активной молекулы ПАА (вращение вокруг основной цепи, сжатие, растяжение молекулы ПАА) происходит гидрофобное взаимодействие гидрофобных участков молекул ПАА как внутри молекул, так и между молекулами гидрофобизированного ПАА. В результате чего образуются сложные структуры переплетенных молекул, например, переплетенной спиралевидной формы, и в определенном интервале соотношений ПАА к ПАВ образуются биконтинуальные структуры (БС) в растворе ПАА [2]. В предлагаемом способе БС может быть представлена в виде губки ([2] с. 83), которая имеет как на поверхности, так и в разрезе при оптимальном соотношении ПАВ с ПАА (ОСПП) равную сумму площадей как гидрофильных (акриламидных и акрилатных звеньев ПАА), так и гидрофобных (алкильных цепей ПАВ). В таком состоянии водный раствор ПАА и ПАВ (с наноэмульсией модифицированного ПАА) имеет низкое межфазное натяжение (ниже 0,1 мН/м) и нейтральную смачиваемость (cos Q→0) на границе с вытесняемой нефтью и породой пласта, соответственно. Это в совокупности, согласно уравнению (1) нивелирует капиллярное давление и, соответственно, способствует вытеснению остаточной нефти при штатном градиенте давления закачки ПРП и воды.

При дальнейшем увеличении содержания ПАВ выше ОСПП мицеллы ПАВ, образующиеся при смешивании товарного ПАВ с раствором ПАА, равномерно распределяются в растворе модифицированного ПАА, образуя различные сложные структуры мицелл. При этом раствор ПАА с ПАВ переходит от прозрачного или слабоопалесцентного в мутноватый или прозрачноэмульсионный раствор (видны прозрачные микрокапельки в прозрачном растворе). Эффективность данных растворов ПАА и ПАВ снижается по сравнению с их раствором при ОСПП, но данные растворы являются, как бы, аккумуляторами ПАВ. При смешивании в пласте таких ПРП (с повышенным содержанием ПАВ) с буферным раствором ПАА и далее с закачиваемой водой в зонах смешивания формируется градиент соотношения ПАВ к ПАА от ПРП к закачиваемой воде. При этом, как показали эксперименты, предпочтительно создавать многочисленные зоны смешивания путем циклической закачки ПРП и РП и/или закачиваемой воды и/или путем закачки ПРП с понижающимся или повышающимся градиентом соотношения ПАВ/ПАА.

Необходимо отметить, что оптимальное соотношение ПАВ к ПАА зависит не только от строения их молекул, но и от содержания солей в закачиваемой воде, температуры пласта и качества нефти (состав, вязкость).

Отличительным признаком предлагаемого способа от микроэмульсионного заводнения [1] является то, что в микроэмульсионном заводнении эффективная биконтинуальная СФ образуется в пластовых условиях при контакте с нефтью, и в пласте движется трехфазный поток (водная фаза, СФ и нефть). В предлагаемом же способе биконтинуальная структура образуется в растворе ПАА и ПАВ до закачки в пласт, и в пласте реализуется двухфазный поток (водная и нефтяная фазы), что повышает надежность эффективного вытеснения нефти за счет связывания ПАВ полиакриламидом и, соответственно, существенного снижения адсорбции ПАВ на породе. Тогда как в известном способе эффективная СФ образуется в зоне смешивания (контакта) микроэмульсии с пластовой нефтью, и основной объем МЭ, движущийся за СФ, подвержен адсорбции и хроматографии смеси ПАВ на породе пласта.

Таким образом, исходя из изложенного, предлагаемый способ добычи нефти имеет новизну (оптимальное соотношение ассоциации ПАА и ПАВ и градиент соотношения ПАВ к ПАА) и существенное отличие (отсутствие градиента концентрации электролитов в закачиваемых растворах, существенное снижение расхода ПАВ на добычу 1 т нефти) по сравнению с известными способами добычи нефти [1,5].

Техническая реализация предлагаемого способа аналогична таковой для полимерного заводнения с дополнительным блоком приемки, хранения и дозировки ПАВ.

Следующие примеры иллюстрируют взаимодействие анионного ПАВ с полиакриламидом и эффективность предлагаемого способа добычи нефти.

Пример 1 иллюстрирует взаимодействие анионного ПАВ с акриламидными звеньями гомополиакриламида (без акрилатных звеньев в молекуле) осмометрическим методом.

В качестве анионного ПАВ взят нефтяной сульфонат (НС) эквивалетного веса 585, очищенный от углеводородов и солей, а в качестве полимера на основе акриламида - лабораторный образец гомополиакриламида, не содержащий акрилатных звеньев (ГПАА).

Готовят 1% ГПАА в 0.1 моль растворе хлористого натрия и на его основе растворы, содержащие 0.025, 0.05 и 0.1% НС.Затем данные растворы разбавляют 0,1% моль раствора хлористого натрия до содержания ГПАА % мас: 0.2, 0.4 и 0.8.

У всех приготовленных растворов ГПАА и ГПАА с НС определяют осмотическое давление молекул полимера без и с НС против 0.1 моль раствора натрия хлористого на ячейке с полупроницаемой мембраной, не пропускающей молекулы с массой выше 400-500, на осмометре фирмы Кнауэр при 25°С.

По полученным данным строят график зависимости P_i/G_i от G_i, где P_i - осмотическое давление i-раствора ПАА или его смеси с НС, C_i - концентрация ПАА, %. По Р/С, полученной при экстраполяции прямой P_i/C_i=f(C_i) к нулевой концентрации полимера, рассчитывают молекулярную массу ГПАА и продукта взаимодействия его с НС по формуле:

где M_n - среднечисленная молекулярная масса;

R - газовая постоянная, R=848 г (м/ град (г - моль;

Т - температура, градус Кельвина;

D - удельный вес растворителя, г/см³.

Результаты расчета молекулярной массы реагентов и показателей взаимодействия ГПАА с НС приведены в таблице 1.

Из приведенных данных видно, что М_n ПАА с НС выше, чем М_n исходного раствора ПАА, что указывает на их взаимодействие в смеси. При этом с увеличением концентрации НС в растворе ПАА М_n ассоциата ПАА с НС растет, причем наиболее резко в интервале их мольного соотношения 83-166. Последнее объясняется гидрофобным взаимодействием вышеупомянутых отдельных гидрофобных участков на молекуле ПАА между собой как на внутри-, так и на межмолекулярном уровне и, как следствие, образованием биконтинуальной структуры из молекул ПАА, модифицированного анионным ПАВ, наиболее эффективной при вытеснении остаточной нефти из пористой среды.

Пример 2 иллюстрирует нефтевытесняющую способность заявляемого способа добычи растворами полимеров на основе акриламида и анионных ПАВ на водах различной минерализации при различных температурах в сравнении с известными способами добычи нефти [1-5].

В качестве полимера на основе акриламида (ПАА) взяты полимеры, характеристика которых приведена в табл.2.

В качестве анионного ПАВ были взяты технические продукты, содержащие как производственные примеси (несульфированные углеводороды, сульфаты аммония или натрия, низкомолекулярные спирты и воду), так и содетергенты (неионные ПАВ марки неонол АФ₉-n или натриевую соль сульфатированных неонолов). Характеристика данных ПАВ приведена в табл.3.

В качестве растворителя для приготовления поверхностно-активного раствора полимера (ПРП) взяты попутные (естественные) воды с добывающих скважин, сточные воды с установки предварительного сброса воды и вода с водоносного горизонта с различным pH (6.5-9,7) и содержанием солей от 0,4 г/л (пресная вода) до 240 г/л (пластовая вода - рассол).

Приготовленные ПРП и водные растворы ПАА (по прототипу [5]) - прозрачные или опалесцентные при комнатной температуре (18-23°С), а поверхностно-активные полимерсодержащие составы на тех же растворителях по аналогу [1] - мутноватые и мутные.

Нефтевытесняющая способность приготовленных растворов ПАВ и ПАА определялась на насыпных песчаных моделях пласта с манометром на входе проницаемостью 4. 0-4.2 мкм², моделирующих позднюю стадию заводнения, при температуре 45-83°С на нефтях различных месторождений вязкостью 2,1 и 18,2 мПас при скорости фильтрации 8,5-9,0 м/сут. Методика подготовки модели и испытание различных способов вытеснения нефти следующая.

Стеклянная модель пласта (керн) с термостатирующей рубашкой длиной 24 см и диаметром 1.1 см насыщают пластовой водой с суммарным содержанием солей от 40 до 240 г/л, затем воду вытесняют тремя поровыми объемами нефти при температуре соответствующего месторождения и затем нефть вытесняют водой, закачиваемой в пласт того же месторождения, до предельной обводненности выходящих проб жидкостей из керна. При этом конечное нефтевытеснение водой составляет 75-85%.

Затем в керн последовательно закачивают требуемое количество поверхностно-активного раствора полимера (ПРП) или растворов полимера (по прототипу) или соответствующих ПАВ без и с ПАА (по аналогу) и затем буферную оторочку раствора ПАА и/или три поровых объема закачиваемой воды. При этом все растворы химреагентов готовят на той же воде, которой заводняют керн.

По объему дополнительно добытой нефти определяют нефтевытесняющую способность способа в процентах от остаточной нефти после заводнения керна

а по давлениям на входе в керн рассчитывают фактор сопротивления закачанных водных растворов химреагентов и остаточный фактор сопротивления по формулам:

и

где R и R_ост - фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления, соответственно;

Р_хр - давление в конце закачки раствора химреагента, атм;

Р_b и Р_b - давление закачки воды до и после закачки раствора химреагента, соответственно, атм.

Однако, во всех опытах по предлагаемому способу фактор и остаточный фактор сопротивления были меньше, чем в опытах по способу-прототипу, что существенно отличает влияние введения ПАВ на взаимодействие между ними - по способу-прототипу ПАВ повышает вязкость водного раствора полимера, а по предлагаемому - понижает. Поэтому результаты опытов по R и R_ост в табл.4 и 5 не приводятся.

В табл.4 приведены результаты опытов (нефтевытесняющая способность и объем водонефтяного вала, образующегося при вытеснении остаточной пленочной и капельной нефти и прошедшего через керн) по определению оптимального соотношения анионного ПАВ с ПАА П-1 и П-4 и минимального СПП и содержания анионного ПАВ в ПРП при различных их соотношениях и различных условиях опыта (температура, вязкость нефти, содержание солей в закачиваемой воде), эффективны по отношению к способу-прототипу. Из результатов опытов видно, что во всех опытах по предлагаемому способу, кроме опытов 10,15, и 21, наблюдалось образование и 100%-ный выход из керна водонефтяного вала (ВНВ), тогда как по известному способу образования ВНВ не было и, соответственно, нефтевытесняющая способность ПРП по предлагаемому способу в 1.5 - 2.5 раза выше, чем раствора ПАА той же концентрации, что и в ПРП, по способу-прототипу (ср. опыты 1-9 с опытом 30, опыты 11-20 с опытом 31, опыты 22-25 с опытом 32 и опыты 26-29 с опытом 33).

При этом эффективное минимальное соотношение ассоциации АПАВ и ПАА и содержание анионного ПАВ в ПРП 0,009 и 0,001 (ср. опыты 14 с 15, 20 с 21). Оптимальное соотношение ассоциации (наибольшая нефтевытесняющая способность) существенно зависит в основном от температуры опыта, вязкости вытесняемой нефти и содержания солей в ПРП (так, при t=61°C, С_солей=7,1% мас.и μ_н=2,1 мПа⋅с в опытах 4 и 9 ОСПП=0,05, а при t=83°С, С_солей=1,6% мас.и μ_н=18,2 мПа⋅с в опытах 14 и 20 ОСПП=0,09).

В табл.5 приведены результаты опытов ПРП по предлагаемому способу и растворов ПАА, приготовленных на различных анионных ПАВ (и в смеси с другими ПАВ) и различных полимерах на основе акриламида (см. табл.3 и 2, соответственно) и близких к оптимальному соотношению анионного ПАВ к ПАА при различных условиях (температура, вязкость нефти и содержание солей в закачиваемой воде).

В этой же таблице приведены результаты опытов по известным способам при одинаковом расходе ПАА в опытах по предлагаемому способу.

Из сравнения результатов опытов по предлагаемому способу (опыты 1-39) с опытами по способу-прототипу (опыты 40-58) при одних и тех же ПАА и условиях опыта нефтевытесняющая способность предлагаемого способа в 1,5-2,5 раза выше, чем по способу-прототипу (ср. опыты 1-9 с опытами 40-45 ПАА П-1, опыты 10-12 с опытом 46 с ПАА П-2, опыты 13- 23 с опытами 47-49 с ПАА П-3, опыты 24-31 с опытами 50-54 с ПАА П-4, опыты 34-35 с опытами 53-54 с ПАА П-5, опыты 34-35 с опытами 55-56 с ПАА П-6 и опыты 36-37 с опытами 57-58 с ПАА П-7). Это указывает на возможность применения анионного ПАВ с любым полимером на основе акриламида (сополимеры АА с акрилатом натрия или гидролизованный полиакриламид, сополимеры АА с АМПС и/или МЗП и ассоциирующиеся полимеры).При этом по предлагаемому способу во всех опытах формируется водонефтяной вал из вытесняемой остаточной нефти после заводнения керна в отличие от способа-прототипа.

Из сравнения результатов опытов 38 и 39 видно, что закачка перед ПРП (опыт 38) водного раствора полимера на основе акриламида (опыт 39) не влияет на эффективность ПРП, что позволяет производить закачку ПРП на месторождениях, на которых проводится полимерное заводнение.

Из результатов табл.4 и 5 также видно, что по предлагаемому способу высокая эффективность наблюдается для водных растворов ПАА

Из сравнения эффективности предлагаемого способа в опытах 2, 28 и 38 с эффективностью известного микроэмульсионного заводнения [1] в опытах 41, 52 и 49, соответственно, следует, что предлагаемый способ в одних и тех же условиях проведения опыта эффективнее известного в 1,7-2,2 раза при меньшем расходе ПАВ в 2,9-7,6 раза.

Кроме этого, по результатам табл.5 видно, что изменение температуры опыта, по крайней мере, от 61°С до 83°С слабо влияет на вытеснение нефти одних и те же ПРП и вытесняемой нефти, что отвечает термостабильности биконтинуальной структуры в данных ПРП (ср. пары опытов 8 и 9, 15 и 16, 24 и 25, 32 и 33, 34 и 35, 36 и 37 для ПАА табл.2). По известному способу [1,4] изменение температуры на 2° и более резко снижает эффективность мицеллярно-полимерных составов.

По эффективности вытеснения остаточной нефти раствором полимера (опыт 43 с 0,15% П-1

=21%), раствором ПАВ (опыт 44 с 0,02% АН

=16%) и ПРП (опыт 4 с 0,15% П-1 и 0,02% АН

=70%), приготовленных на воде с одним и тем же содержанием солей, видно, что эффективность ПРП в 2 раза выше суммы эффективности отдельных растворов ПАА и ПАВ, что отвечает синергетическому эффекту при смешивании растворов последних. Данный эффект высокой эффективности ПРП объясняется ассоциацией молекул ПАА и анионного ПАВ (см. пример 1) с образованием биконтинуальной структуры.

Пример 3 иллюстрирует эффективность предлагаемого способа при непрерывной и циклической закачке водного раствора полимера с поверхностно-активным составом, водного раствора того же полимера и/или воды.

Опыт проводят по методике, описанной в примере 2, при непрерывной закачке растворов реагентов (один цикл) и в 3-8 циклов тех же растворов с суммарным объемом, равным объему растворов при непрерывной закачке их и, соответственно, при равном расходе ПАВ и ПАА в каждой серии опытов. При этом исследуют эффективность циклической закачки ПРП по двум технологиям:

1. закачиваемая вода (ЗВ)→ПРП→ЗВ;

2. ЗВ→ПРП→РП(буферная оторочка)→ЗВ.

Условия и результаты опытов представлены в табл.6 в 4-х сериях с ПРП и РП, приготовленных на различных анионных ПАВ и ПАА при их соотношении от 0,35 до 0,6.

Из полученных результатов видно, что по первой циклической технологии эффективность ПРП равна (серии А и Г) или несколько ниже (серии Б и В) эффективности непрерывной закачки его. По второй циклической технологии (с использованием РП между ПРП и ЗВ) эффективность выше (серии А и Г) или одинакова с эффективностью непрерывной закачки ПРП и затем РП (серии Б и В).

Таким образом, циклическая закачка ПРП с РП и/или закачиваемой водой, на которой они приготовлены, позволяет сохранять эффективность ПРП по предлагаемому способу в случае временного отсутствия поверхностно-активного состава или полиакриламида, используемых в промысловой реализации предлагаемого способа.

Пример 4 иллюстрирует эффективность предлагаемого способа при изменении соотношения АПАВ к ПАА в ПРП, закачиваемых последовательно в пласт.

Методика определения эффективности способа описана в примере 2, однако в данном примере в керн последовательно закачивают ПРП с различным соотношением ПАВ к ПАА (СПП), либо с понижением СПП (отрицательный градиент СПП), либо с повышением СПП (положительный градиент СПП). Результаты этих опытов сравнивают с опытами, в которых в керн закачивают ПРП с неизменным СПП. Проведено три серии опытов с различными ПАВ и ПАА. При этом в каждой серии опытов расход ПАВ и ПАА одинаков.

Составы ПРП, условия проведения опытов и их результаты приведены в табл.7.

Из результатов опытов серии А видно, что в опытах с ПРП как с отрицательным (опыты 2 и 3), так с положительным (опыт 5) градиентом СПП эффективность их выше, чем ПРП с постоянным СПП (опыты 1 и 4). При этом более эффективны ПРП с градиентом СПП ниже 1,0 (опыты 3 и 2).

Аналогичный результат получен в серии Б (ср. опыт 7 с опытами 6 и 8) и в серии В (ср. опыт 10 с опытами 9 и 11 и с опытом 12 по известному способу[5]).

Таким образом, примеры 1-4 показывают новизну, более высокую эффективность и существенные отличия предлагаемого способа добычи нефти по сравнению с известными способами [1-5].

Заявленное техническое решение эффективно и промышленно применимо.

Применение предлагаемого способа добычи нефти при разработке нефтяных месторождений позволяет повысить коэффициент извлечения нефти в различны геолого-физических условия нефтяного пласта на разных стадиях его заводнения при высокой удельной добыче нефти на одну тонну химреагентов (ПАВ и ПАА).

Предлагаемый способ добычи нефти может быть применен по циклической технологии в сочетании с полимерным заводением с использованием полимеров на основе полиакриламида и с потокоотклоняющими химкомпозициями (эмульсии, водные сшитые полимерные составы и др.) совместно или без использования физических волновых полей для повышения коэффициента извлечения нефти и интенсификации добычи нефти.

Примечание:

1) а.в. - содержание активного вещества в ПАВ

2) известный способ по [1]

3) положительный градиент СПП-последовательная закачка в керн ПРП-5, ПРП-4 и ПРП-3

Claims

1. Способ добычи нефти, включающий закачку в пласт водного раствора полимера на основе акриламида с поверхностно-активным составом, отличающийся тем, что в пласт последовательно закачивают водный раствор полимера на основе акриламида с поверхностно-активным составом, содержащим 0,001-0,15 мас.% анионного поверхностно-активного вещества (в перерасчете на 100%), при весовом соотношении анионного поверхностно-активного вещества к полимеру 0,009÷2,7, водный раствор полимера на основе акриламида и/или воду непрерывно или циклически.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в пласт последовательно закачивают водный раствор полимера на основе акриламида с поверхностно-активным составом с изменяющимся (уменьшающимся или повышающимся) весовым соотношением анионного поверхностно-активного вещества к полимеру.