На нефтяных месторождениях есть два основных вида скважин: добывающие и нагнетательные. Первые нужны для добычи нефти, а вторые — для нагнетания в пласт воды, которая увеличивает давление, тем самым продвигая нефть к скважине. Такой способ повышает нефтеотдачу, однако если пласт очень проницаемый, то происходит обводнение, когда вода прорывается в добывающую скважину по трещинам в породе. В таком случае эффективность добычи нефти сильно снижается, а время процесса увеличивается.

Эту проблему можно решить, закачав в скважину полимеры. Они закупоривают промытые каналы, и вода больше не попадает в них. Ученые Пермского Политеха разработали эффективный полимерный гель, блокирующий трещины в горных породах.

Статья с результатами опубликована в журнале «Инженерная наука». Исследование выполнено при финансовой поддержке гранта Российского научного фонда.

Способ полимерного заводнения актуален из-за простоты использования, доступности, низкой стоимости и отработанной технологии. Но важно определить оптимальный состав такой композиции. Он должен быть достаточно вязким, чтобы закупорить пористый пласт, но при этом жидким в начале закачки для лучшего проникновения в трещины породы. Сроки его гелеобразования или затвердевания также должны регулироваться.

Необходимо учитывать и адаптацию состава к среде, и его механическую прочность. Полимерный раствор в процессе приготовления и транспортировки подвергается сильным нагрузкам, из-за чего разрушаются его макромолекулы и снижаются вязкоупругие свойства. Существующие композиции не всегда отвечают необходимым требованиям для качественного заводнения скважины.

Для блокировки трещин в пластах с высоковязкой нефтью ученые ПНИПУ подобрали компоненты новой гелевой композиции. В качестве основы выбрали полиакриламид, технические лигносульфонаты, соляную кислоту и хлорид магния. Из всей группы полимеров политехники выбрали именно полиакриламид марки ДП9–8177 благодаря его загущающим свойствам, хорошей проницаемости и адаптации к среде. Соляная кислота в растворе вступает в реакцию с карбонатными породами, и происходит сшивка раствора в порах и трещинах. Хлорид магния позволяет регулировать вязкость и скорость гелеобразования для более глубокого проникновение состава в пласт. А лигносульфонаты используются для хорошего сцепления с горными породами.

Ученые постепенно смешивали продукты и экспериментировали с содержанием того или иного компонента. Выяснилось, что меняя их концентрации, можно получать системы с разным уровнем вязкости и разным временем гелеобразования (оно может составлять от 30 минут до 20 часов). Для проверки эффективности работы полимерных составов политехники провели эксперименты с образцами горной породы. Сначала насыщали их в вакууме пластовой водой, а затем обеспечивали давление, которое соответствует реальным пластовым условиям, и в режиме постоянного потока закачивали раствор. Результаты показали, что он практически полностью блокирует проницаемость.

«Мы выяснили, что полученный гель на 99 процентов закрывает поры и каналы у высокопористых образцов. Состав закупоривает трещины и неглубоко проникает в породу с низкой проницаемостью. В течение суток образуется гелеобразная структура, которая блокирует движение пластовой воды по трещинам», – поделился кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник кафедры «Нефтегазовые технологии» Пермского Политеха Владимир Поплыгин.

Новый состав полимерного геля, предложенный учеными Пермского Политеха, перспективен для использования в нагнетательных скважинах. С его помощью оптимизируется направление движения воды по пласту и повышается нефтеотдача.