Применение ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов. Вытеснение нефти пав


Технология вытеснения нефти растворами ПАВ

 

При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН).

С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть – порода – раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности.

ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе.

Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть – раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию «нефть в воде» и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды.

Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой.

Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности.

Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор. Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин.

В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод- и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных – водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений.

В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал «Полисил» на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены – высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы).

В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды – пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль).

При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах.

 

 

Вытеснение нефти щелочными

И кислотными растворами

 

Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.

В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.

При циклической закачке раствора щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв.

Одной из модификаций метода является силикатно-щелоч­ное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.

Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения.

 

 



infopedia.su

Применение ПАВ и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применением ПАВ

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет.

За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях.

Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования. Механизм нефтеотдачи при воздействии водных растворов ПАВ на остаточную нефть в коллекторах различных типов сложен и многогранен, что предопределяет необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.

Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость — воздух, жидкость — твердое тело, нефть — вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп.

По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо-активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфолитные — в тех и других.

По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.

Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ — их поверхностная активность на границе раздела вода — воздух.

Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть — вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы — растворимость в углеводородах.

Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностноактивны на границе раздела жидкость — воздух.

Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).

Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.

Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Однако многолетний опыт применения индивидуальных ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные.

С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть — вода, незначительными нефтеотмывающими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарии для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1т .

Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2—2,7%. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5—4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.

В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть — вода и поверхностное натяжение на границах вода — порода и нефть — порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред.

Пленочная нефть может покрывать гидрофобную часть поверхности пор пласта в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых силами адгезии Wа . Работа силы адгезии, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнением Дюпре:

,

где  — свободная поверхностная энергия границ раздела фаз нефть — вода, вода — порода и нефть — порода соответственно.

Добавка к воде поверхностно-активных веществ приводит к изменению соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. При этом межфазное натяжение, как правило, уменьшается.

Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате хемосорбции некоторых компонентов нефти, приводит к снижению  и увеличению  в соответствии с правилом ориентации дифильных молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности.

На гидрофильных участках поверхности пор адсорбция ПАВ наоборот приводит к увеличению   и снижению   т. е. к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.

Таким образом, для гидрофобных поверхностей ПАВ должны проявлять высокую поверхностную активность на границе раздела сред нефть — вода и вода — порода и ограничивать адсорбцию на гидрофильных участках поверхности пород.

Капиллярно-удерживаемая нефть в обводненных пластах заполняет пространство в виде капель или участков, разделенных пространством, заполненным водой.

На границах раздела существуют мениски, создающие капиллярное давление

где n — число менисков; Ri — эффективные радиусы кривизны менисков; «+» означает противоположное направление давления выпуклых и вогнутых менисков по отношению к потоку.

В неподвижном состоянии противоположно направленные давления менисков компенсируются. В вытесняющем потоке под действием перепада внешнего давления мениски деформируются по закону упругости так, что возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, наблюдается эффект Жамена:

где Ri ,Rj— эффективные радиусы кривизны выпуклых и вогнутых (к потоку) менисков соответственно.

Основной механизм в процессах добычи нефти с применением ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе раздела вытесняющей и вытесняемой жидкостей до очень низких значений, при которых капиллярно-удерживаемая нефть становится подвижной.

Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения. В зависимости от природы нефтенасыщенного по-рового пространства требуется достижение различных значений межфазного натяжения. Так, для гидрофобного карбонатного коллектора межфазное натяжение равно 0,002 мН/м, для гидрофильного — 0,974 мН/м, а для терригенного гидрофильного коллектора — 0,0825 мН/м.

Итак, достижение заметного увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет снижения межфазного натяжения с применением доступных промышленных ПАВ возможно в гидрофильных карбонатных коллекторах.

Смачивающую способность ПАВ общепринято оценивать значением краевого угла избирательного смачивания. Однако более строгим критерием смачивающей способности ПАВ является энергия взаимодействия нефти с поверхностью породы, определяемая как работа адгезии нефти

где — межфазное натяжение на границе раздела нефть — водная фаза; — краевой угол избирательного смачивания.

Чем меньше краевой угол избирательной смачиваемости, тем выше работа адгезии нефти и, следовательно, лучше смачивающая способность ПАВ.

Изменение смачиваемости зависит от химического состава породы, первоначального состояния поверхности и от массового соотношения гидрофильно-липофильного баланса. По характеристике смачиваемости карбонатные породы более гидрофобны, чем терригенные, что связано с ионным типом связей в кристаллической решетке, способствующих активному взаимодействию полярных компонентов нефти с породой и ее гидрофобизации. При этом углы смачивания данных пород достигают 140—150°. Изменение смачиваемости твердой поверхности с гидрофобной на гидрофильную для карбонатных пород способствует улучшению отрыва пленок и капель нефти, увеличению их подвижности, активизации капиллярного впитывания.

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут диффундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, в результате изменяются реологические свойства нефти. Контактируя в пористой среде с нефтью, ПАВ способны переходить в нефть и существенно изменять ее свойства.

Хорошо известно, что в состав нефти входят углеводороды — парафины и различные комплексные соединения, такие как смолы, асфальтены, оказывающие сильное влияние на вязкость нефти. Более того, нефть, содержащая значительное количество асфальтенов, имеет непостоянную вязкость. При большом количестве парафинов в нефти ее вязкость тоже оказывается переменной, зависящей от скорости сдвига. Эти особенности реологических свойств нефти обусловлены коллоидным состоянием диспергированных в ней парафинов или асфальтенов. Течение таких жидкостей не подчиняется закону Ньютона и их принято называть аномальными.Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига.

Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10 : после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

В табл.6 приведены результаты исследований по вытеснению нефти с выраженными аномалиями вязкости водой и водными растворами НПАВ.

Коэффициенты вытеснения нефтей, которые предварительно были продолжительное время в контакте с растворами НПАВ, оказались выше на 7—11%, чем у нефти, не содержащей ПАВ (см. табл.6).

Таблица 6. Влияние ПАВ на вытеснение аномальных нефтей из образцов естественных песчаников  (время контакта нефти с раствором ПАВ 20 сут)

Номер опыта

Вытесняемый агент

Вязкость нефти, мПа с

Проницаемость модели пласта, мкм2

Вытесняющий агент

Коэффициент вытеснения

Прирость коэффициента вытеснения

1

2

3

4

5

6

7

8

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть после контакта с 0,05% раст вором

ОП-10

Нефть после контакта с 0,1% раст вором Неоола 2В1317-12

Нефть после контакта с 0,05% раст вором АФ9-12

62,7

59,0

59,0

59,0

59,0

62,7

62,7

59,0

0,227

0,337

0,345

0,338

0,337

0,241

    0,230

0,337

Вода

Вода

Раствор ОП-10 0,05%

Раствор Неонола 0,05%

Раствор TRS-10 0,05%

Вода

Вода

Вода

0,41

0,42

0,46

0,46

0,59

0,52

0,59

0,58

-

-

0,04

0,04

0,17

0,11

0,18

0,16

            Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

Возможность эффективного применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов связывают в настоящее время, как в стране, так и за рубежом, с созданием на их основе композиций с необходимым комплексом свойств, подбираемым к конкретным геолого-физическим условиям месторождений.

Ограничимся перечислением направлений поиска сегодняшнего дня:

- сочетание водорастворимых ПАВ в составах с щелочами, щелочными буферными компонентами типа ИХП, кислотами, осадкообразованиями и т. д.;

- подбор к условиям конкретных месторождений составов из двух или нескольких ПАВ с целью достижения оптимального гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ), обеспечивающего значительное понижение поверхностных и капиллярных сил в системе нефть — вода — порода и образование подвижного водо-нефтяного вала.

За рубежом интенсивно ведутся исследования по созданию высокоэффективных ПАВ. Наибольшие надежды связываются в настоящее время с созданием ПАВ, совмещающих в себе высокую поверхностную активность и высокую совместимость с пластовыми водами. Такие ПАВ содержат в составе молекулы различные функциональные группы, как например, оксиэтиленовые цепи и сульфо- или сульфонатные группы в сульфоэтоксилатах, карбоксильные в карбоксиметилатах или катионные и анионные группы в амфолитных ПАВ типа бетаинов. Варьируя длину оксиэтиленовых цепей и степень превращения исходного неионогенного продукта в анионный, можно регулировать их свойства применительно к условиям конкретных месторождений. Так, в качестве основного или вспомогательного ПАВ стали применять олигомерические ПАВ. От обычных они отличаются своей молекулярной структурой. Гидрофильную часть молекулы олигомерического ПАВ образуют несколько полярных и ионных функциональных групп, распределенных вдоль углеводородной цепи, которая сравнима по размерам или больше гидрофобной части молекулы .

Олигомерические ПАВ повышают степень солюбилизации нефти и воды, более устойчивы к солям и дивалентным ионам, снижают межфазное натяжение и адсорбцию ПАВ на породе, повышают вязкость растворов.

Правильный подбор ПАВ для условий конкретного месторождения требует проведения трудоемких лабораторных исследований. Наряду с обычным испытанием совместимости ПАВ с пластовыми и закачиваемыми водами, температуры помутнения, адсорбции, важное значение приобретают исследования поверхностной активности ПАВ, точнее, определение условий, при которых обеспечивается достижение той или иной композиционной системой сверхнизкого межфазного натяжения.

В результате исследований с гомологическими рядами ПАВ было установлено, что область сверхнизких натяжений существует в весьма узком диапазоне минерализации воды, состава углеводородной фазы (нефти), эквивалентного веса — для анионных ПАВ и длины оксиэтиленовой цепи — для неионо-генных ПАВ или их производных при некоторой фиксированной длине алкильного радикала [120].

В США с целью правильного выбора ПАВ разработана концепция эквивалентных алкановых углеводородных чисел (ЭАУЧ). Согласно этой концепции, разработанной, как указывается, на основании более 100 тыс. измерений, каждой нефти должно быть приписано свое ЭАУЧ, т. е. ее поведение при измерении межфазного натяжения может быть точно смоделировано чистым нормальным углеводородом, длина углеводородной цепи которого и есть ЭАУЧ для данной нефти. ЭАУЧ нефти в свою очередь рассчитывается по результатам измерения межфазного натяжения смесей данной нефти с чистыми углеводородами, для которых ЭАУЧ известно, на границе с раствором хорошо изученного ПАВ, взятого в качестве стандарта при строго заданных условиях. Таким образом, если ЭАУЧ данной нефти известно, то при подборе ПАВ можно ограничиться результатами измерений межфазного натяжения их растворов на границе с углеводородом, моделирующим нефть.

Другой методикой, представляющейся  наиболее простой и не требующей предварительного определения ЭАУЧ нефтей, является методика определения минимума межфазного натяжения для данной системы нефть — пластовая вода, разработанная в Германии. Эта методика основана на использовании усовершенствованного Спиннинг Дроп Тензиометра, позволяющего быстро определить зависимость межфазного натяжения от температуры и установить температуру, при которой достигается минимальное натяжение.

Обе методики исходят из того, что при подборе ПАВ располагают гомологическим рядом образцов ПАВ, внутри которого имеется продукт, наиболее подходящий для данной системы нефть — вода.

Исследования, проведенные в институте глубокого бурения и добычи нефти Германии по вытеснению третичной нефти карбоксиметилированными оксиэтилированными спиртами, показали, что даже в условиях низкого межфазного натяжения хорошее вытеснение остаточной нефти достигается лишь при температуре выше определенного порогового значения. Эта температура была несколько ниже температуры, при которой в системе наблюдается ярко выраженный минимум межфазного натяжения. Температура, при которой наступает инверсия эмульсий, получила название «Температуры инверсии фаз» (ТИФ). Дальнейшими исследованиями, проведенными в Германии на системах сырая нефть — пластовая вода — ПАВ, показана достаточно четкая корреляция между ТИФ искусственно приготовленных эмульсий сырая нефть — пластовая вода и нефтевытесняющей способностью исследованных ПАВ. ТИФ этих эмульсий определялась по их электропроводности.

Было установлено, что необходимой предпосылкой для хороших результатов по вытеснению третичной (остаточной) нефти является условие, когда ТИФ системы на несколько градусов ниже пластовой температуры. В этом случае для получения дополнительной нефти требуется небольшой объем прокачки раствора ПАВ, и почти вся остаточная нефть вытесняется к моменту «прорыва ПАВ», т. е., когда в выходящей из пористой среды водной фазе появляется уверенно определяемая концентрация ПАВ. Вытесняемая нефть имеет характер эмульсии «вода в нефти», обладает повышенной вязкостью, с момента «прорыва НПАВ» остатки нефти вытесняются лишь в виде эмульсии типа «масло в воде», имеющей вязкость, мало отличающуюся от вязкости пластовой воды. Предполагается, что в процессе вытеснения, в пористой среде происходит растворение ПАВ в нефти, сопровождающееся инверсией фаз, в момент которой имеет место экстремально низкое межфазное натяжение, способствующее переводу остаточной нефти в подвижное состояние. Кроме того, создаются условия для выравнивания вязкости фаз, как при полимерном заводнении.

В последнее десятилетие за рубежом преобладающей является технология применения НПАВ в виде микроэмульсий, которая предусматривает получение «среднефазных» систем, способных существовать в виде самостоятельной фазы при контакте с нефтью и водой, имея в то же время достаточно низкое межфазное натяжение на границе с этими фазами. Тип эмульсии определяется видом ПАВ, с преобладанием гидрофильной части приводит к образованию эмульсий «нефть в воде», а с преобладанием гидрофобной части— «вода в нефти». Если ПАВ отличается своим значением ГЛБ, содетергент — своим гидрофобно-гидрофильным характером, то с уменьшением гидрофильности содетергента равновесие перемещается настолько, что система типа 1 (по Винзору) превращается в систему типа II (по Винзору). При образовании среднефазной микроэмульсии (типа III по Винзору) используют ПАВ и содетергент, значения ГЛБ и гидрофильности которых лежат между теми же значениями для типов 1 и III. Если это тип 1, то либо ПАВ имеет слишком высокое значение ГЛБ, либо содетергент слишком гидрофилен. Необходимо указать на то, что реальная система имеет только три переменных параметра влияния: 1 — вид ПАВ, 2 — вид содетергента, 3 — соотношение в смеси ПАВ — содетергент.

Определение стабильности эмульсий, получающихся вблизи границ средней фазы, показало, что при ГЛБ, незначительно выходящих за пределы области существования среднефазных систем, образуются стойкие микроэмульсии типа «нефть в воде», при ГЛБ выше значений, соответствующих верхней границе области существования третьей фазы,— эмульсии типа «вода в нефти».

Получив оптимальное значение ГЛБ, можно рассчитывать требуемую степень оксиэтилирования, а также скорректировать состав водной фазы (содержание электролитов и спирта) для компенсации отклонения ГЛБ ПАВ от требуемого значения. Например, добавление изопентанола смещает ГЛБ в сторону большей гидрофобности, что позволяет достичь оптимального ГЛБ при более высоких, чем это необходимо, степенях оксиэтилирования. Низкомолекулярные спирты (изопро-пиловый и вторичный бутиловый) действуют противоположным образом, однако смещение ГЛБ в этом случае на порядок ниже и может играть существенную роль только при больших концентрациях. Электролиты действуют аналогично высокомолекулярным спиртам, смещая равновесие в сторону большей гидрофобности и вызывая таким образом необходимость использования ПАВ с более высокой степенью оксиэтилирования для достижения оптимального значения ГЛБ.

Более сложным является влияние на ГЛБ концентрации ПАВ. Было установлено, что в противоположность АПАВ, повышение концентрации НПАВ приводит к гидрофобизации системы и соответственно к необходимости повышения степени оксиэтилирования для достижения оптимального ГЛБ. Зависимость смещения ГЛБ от концентрации ПАВ нелинейна, наибольшее влияние изменение концентрации оказывает при небольших абсолютных значениях (менее 3%), а с повышением концентрации влияние ее на ГЛБ уменьшается.

Таким образом, для обеспечения сильного снижения межфазного натяжения и высоких параметров солюбилизации требуется исключительно точный подбор состава композиции ПАВ для условий каждого конкретного объекта.

oilloot.ru

Технология вытеснения нефти растворами ПАВ

 

При закачке в пласт ПАВ адсорбируются на поверхности поровых пространств, на границах раздела нефть – вода и понижают межфазные поверхностные натяжения (МФН).

С позиции физико-химической термодинамики процесс протекает следующим образом. При снижении МФН до очень низкого уровня (тысячных долей миллиньютонов на метр) глобулы остаточной нефти, удерживающиеся в пористой среде капиллярными и адгезионными силами, становятся подвижными. Это приводит к вытеснению нефти и падению прочности адсорбционных пленок, образующихся на границе нефть – порода – раствор, улучшению соотношения подвижности раствора ПАВ и нефти в зоне нефтенасыщенности.

ПАВ обладают свойствами самопроизвольно концентрироваться на поверхностных слоях, причем в количестве в десятки тысяч раз большем, чем в объеме раствора. Благодаря этому процессами в поверхностных слоях можно управлять уже при малых концентрациях ПАВ в растворе.

Закачка растворов ПАВ в нагнетательные скважины способствует увеличению смачиваемости пород водой, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Проникая в мелкие поры и каналы, ПАВ увеличивают охват заводнением. Остаточная нефть в виде пленки и капель хорошо отмывается за счет образования адсорбционных пленок на границе нефть – раствор, образуя агрегативную устойчивую эмульсию «нефть в воде» и вытесняется из пористой среды потоком воды. Приемистость нагнетательной скважины увеличивается за счет повышения фазовой проницаемости породы для воды.

Определенная группа ПАВ, помимо снижения поверхностного натяжения, способствует гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, т.е. ухудшает их способность смачиваться водой.

Пленочная вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки, уносимые фильтрационными потоками нефти из призабойной зоны в скважину. Гидрофобизация стенок поровых каналов способствует увеличению проницаемости породы для нефти и уменьшению для воды, что способствует повышению нефтеотдачи.

ПАВ представляют собой органические вещества, получаемые из углеводородов, входящих в состав нефти, а также спирта, фенола, жирных кислот и их щелочных солей (мыла и синтетических жирозаменителей). По составу и химическим свойствам все ПАВ делятся на два класса: ионогенные и неионогенные. Для первых характерно, что их молекулы диссоциируют в водной среде на ионы (мыла, сульфокислоты, азолят, эфиры серной кислоты), в состав вторых входят электрические нейтральные молекулы, не распадающиеся на ионы (спирты, карбоновые кислоты, дибудил, неонол АФ 9-12, неонол АФ 9-10 и др.) и служащие носителями поверхностной активности.

Для увеличения нефтеотдачи добывающих и приемистости нагнетательных скважин наиболее эффективными являются экологически безопасные неионогенные ПАВ типа АФ 9-12 и АФ 9-10, биоразлагаемость которых при низкой концентрации (20-30 мг/л) составляет не менее 90 %. Даже при длительном контакте с растворами ПАВ кожно-раздражающего действия не наблюдается. Предельно допустимая концентрация (ПДК) для водоемов рыбного хозяйства 0,25 мг/л, для воды хозяйственно-бытового пользования 0,17 мг/л. Эти ПАВ хорошо десорбируются с поверхности породы при последующей закачке воды в пласт. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Вследствие большой адсорбции объем закачиваемых растворов ПАВ должен быть не менее двух-трех объемов пор. Технология закачки весьма проста и не требует внесения изменений в систему размещения скважин.

В гидрофильных коллекторах водоудерживающая способность в ПЗП сопровождается устойчивой повышенной водонасыщенностью, что резко снижает фазовую проницаемость для нефти и приводит к уменьшению ее дебитов. В этом случае добывающие скважины необходимо гидрофобизировать. Гидрофобизирующими средствами служат композиции на основе неполярных углерод- и полярных водорастворимых катионовых ПАВ. В качестве неполярных жидкостей применяют нефть, ШФЛУ, а полярных – водный раствор соляной кислоты. Технология обработки состоит в закачке указанных ПАВ из расчета 0,5-2 м3 на 1 м толщины пласта и последующей продавке нефтью. Гидрофобизация ПЗП снижает до нуля фильтрационное сопротивление притоку нефти в скважины за счет удаления воды и снижения набухания глинистых включений.

В АО РИТЭК разработан гидрофобный материал «Полисил» на основе кремния с частицами микронного и субмикронного размера (0,1-30 мкм) с площадью поверхности 100-300 м2 на 1 г вещества. Частицы порошка легко проникают в пористую поверхность и придают ей гидрофобные свойства. Для обработки скважин в зависимости от толщины пласта требуется от 5 до 15 кг материала. Технология нуждается в специальном оборудовании и может проводиться в рамках планового ремонта скважин.

На поздней стадии разработки нефтяных месторождений для селективной изоляции водопроводимых пропластков успешно используют пены – высококонцентрированные дисперсные системы газа в жидкости, в которой дисперсной фазой является газ, а дисперсионной средой – жидкость. Для ограничения водопритоков применяют двух- и трехфазные пены. Первые представляют собой аэрированный водный раствор ПАВ, во вторые для дополнительной стабилизации вводят твердую фазу (глинистые частицы).

В нефтепромысловой практике, как правило, в качестве дисперсионной фазы используют азот и природный газ, а дисперсионной среды – пластовую воду. В зависимости от объемного содержания фаз гетерогенная смесь может находится в различных фазовых соотношениях (газовая эмульсия, пена, аэрозоль).

При закачке пены в пласт давление в ПЗП повышается и система переходит в состояние газовой эмульсии, в которой размеры газовых пузырей меньше эквивалентного диаметра поровых каналов пласта. В результате продавливания газовой эмульсии в поры и микротрещины в результате адсорбции ПАВ происходит разрушение гидратных слоев на поверхности породы и ее частичная гидрофобизация. Пузырьки газа, удерживаясь на гидрофобизированной поверхности, придают системе градиент давления сдвига, вследствие чего создается барьер для движения воды в наиболее проницаемых дренах.

 

 

Вытеснение нефти щелочными

И кислотными растворами

 

Механизм щелочного заводнения основан на взаимодействии кислотных компонентов нефти со щелочами с образованием водорастворимых солей, обладающих свойствами ПАВ. Образующиеся ПАВ адсорбируются на контакте нефть – вода и поверхности пород, снижают межфазное натяжение и изменяют смачиваемость терригенных пород (заметим, что в известняках смачиваемость практически не изменяется). Механизм щелочного воздействия носит интегральный характер: на полноту извлечения нефти основное влияние оказывает процесс осадкообразования, затем снижение МФН на границе нефть – вода и частичная гидрофобизация породы. Щелочное заводнение наиболее перспективно для вытеснения вязких нефтей, содержащих кислотные компоненты, на месторождениях с высокой обводненностью скважинной продукции и неоднородным строением терригенных коллекторов.

В состав щелочных растворов входят едкий натр (каустическая сода), гидрат окиси аммония (аммиачный раствор), силикат натрия (жидкое стекло), растворенные в воде. При малых объемах воздействия применяют концентрированный раствор товарной щелочи. Растворы щелочи готовят на опресненной воде с содержанием солей кальция и магния до 7-8 мг-экв/л.

При циклической закачке раствора щелочи и воды оторочка зависит от степени неоднородности, состава и свойств пластовой воды и нефти и не должна быть меньше 0,2-0,5 объема дренируемого пласта. Процесс можно интенсифицировать попеременной закачкой в пласт щелочного агента и раствора с компонентами, способными при взаимодействии со щелочами образовывать осадки, нерастворимые в воде. Обычно это растворы силиката натрия, хлористого магния или кальция. Осадкообразование снижает подвижность пластовой жидкости в тех зонах, куда поступила большая часть нагнетаемой воды, предупреждая ее прорыв.

Одной из модификаций метода является силикатно-щелоч­ное заводнение и закачка аммиачной воды, основанные на образовании нерастворимых осадков при взаимодействии химических реагентов с компонентами пластовой воды, вследствие чего повышается охват пласта вытеснением. Щелочное заводнение позволяет увеличивать коэффициент вытеснения нефти на 15 % по сравнению с традиционным.

Для повышения нефтеотдачи пластов применяют серно-кислотное заводнение. Механизм вытеснения нефти серной кислотой заключается в образовании кислого гудрона в наиболее промытой водой зоне и поверхностно активных водорастворимых сульфакислот. Снижение межфазного натяжения до 3-4 мН/м усиливает отмывающий эффект нефти с частичным ее растворением в сульфакислотах и водопроницаемость промытых зон за счет кольматации вязкой смолянистой массы. Применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 % или алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85 %. Технология состоит в закачке в пласт оторочки серной кислоты в количестве до 15 % порового объема пласта с последующим подключением общей системы заводнения.

 

 

stydopedia.ru

Вытеснение нефти из пластов растворами ПАВ

    Вытеснение нефти мицеллярными растворами — веществами с очень низкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и водой — один из перспективных методов воздействия на пласт. Этот метод может дать наибольший эффект но сравнению с другими мерами при извлечении оставшейся в пласте после обычного заводнения нефти [31, 33]. Некоторые специалисты считают, что это единственная возможность возобновить эффективную разработку полностью обводненных месторождений. [c.185]     При добавке полимеров в закачиваемую воду происходит увеличение ее вязкости и уменьшение фазовой проницаемости. Снижение подвижности вытесняющей фазы приводит к повышению устойчивости процесса вытеснения и тем самым к увеличению охвата пласта. Остаточная нефтенасыщенность при вытеснении нефти полимерным раствором несколько ниже, чем при вытеснении водой. Это приводит к увеличению коэффициента вытеснения. [c.302]

    Добавка в составы для повышения эффективности вытеснения нефти из пласта Ингибитор кислотной коррозии при 150—170 °С Ингибитор кислотной коррозии и гидрофобизатор (хорошо растворяется в воде, этаноле н бензоле) [c.62]

    Вытеснение из неоднородных пластов. Использование растворов ПАА для вытеснения нефти нз слоисто-неоднородных моделей пласта (см. [c.120]

    Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10 исследованы В. В. Девликамовым с соавторами [27, 75, 76]. Показано, что после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей. [c.71]

    ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ОТОРОЧКОЙ РАСТВОРА АКТИВНОЙ ПРИМЕСИ, ПРОДВИГАЕМОЙ ПО ПЛАСТУ ВОДОЙ [c.312]

    Таким образом, вытеснение нефти мицеллярными растворами из заводненных нефтяных пластов в общем можно представить в виде двух рассмотренных процессов — образования вала нефти и воды. [c.199]

    В насыпных моделях пласта объем порового пространства и пористость определялись весовым методом, остаточная вода создавалась вытеснением воды нефтью. Степень изменения насыщенности нефтью и водой контролировалась весовым и объемным методами. В исследованиях использовалась дегазированная пластовая нефть. В качестве вытесняющей жидкости - сточная промысловая вода плотностью 1024 кг/м модель пластовой воды плотностью 1100 кг/м Арланского месторождения. Вытеснение нефти водными растворами разных концентраций ПФР производилось как при начальной, так и при остаточной нефтенасыщенности с постоянной линейной скоростью. Коэффициент вытеснения нефти и остаточная нефтенасыщенность определялись объемным методом. При вытеснении нефти водой и растворами ПФР отбирались пробы для определения содержания металлопорфириновых комплексов нефти и адсорбции, измерения концентрации ПФР. Концентрация ЛПЭ-ПВ измерялась спектрофотометрическим методом. Для оценки нефтевытесняющей способности водных растворов ПФР в модель пласта подавались малообъемные оторочки, а также производилось сплошное закачивание реагента. Результаты исследований представлены в табл.46 и 47. [c.166]

    В настоящее время известен и считается одним из наиболее перспективных для разработки таких заводненных месторождений так называемый метод мицеллярно-полимерного воздействия, т. е. вытеснение нефти из пластов оторочками мицеллярных растворов, продвижение которых по пласту осуществляется водным раствором полимера и водой. Метод предложен в США в начале 60-х годов и в последнее время усиленно изучается. Результаты проведенных многочисленных лабораторных экспериментальных исследований на моделях пластов и, хотя пока незначительные, зарубежные промышленные опыты указывают на достаточную эффективность метода по извлечению нефти из неистощенных пластов (на месторождениях с низкой первоначальной нефтенасыщенностью, где применение обычного заводнения в настоящее время экономически не оправдано) и остаточной нефти из заводненных [c.183]

    Вытеснение нефти оторочкой раствора химреагента, продвигаемой по пласту водой [c.186]

    На рис. 90 приведены распределения насыщенности по пласту при вытеснении нефти оторочкой раствора химреагента (сплошная линия) и водой (пунктир). Применение оторочки раствора химреагента по сравнению с обычным заводнением приводит к продлению периода безводной эксплуатации, снижению обводненности добываемой продукции на начальной стадии водного периода разработки, увеличению степени вытеснения на заключительной стадии разработки. [c.190]

    Графоаналитическая методика расчета нефтеотдачи при вытеснении нефти оторочкой раствора активной примеси из неразрабатывавшегося пласта. Полученные формулы позволяют строить зависимость нефтеотдачи от объема прокачанной жидкости. [c.194]

    Обычно растворы химреагентов закачивают в пласты в виде конечных объемов - оторочек, продвигаемых по пласту водой. В качестве характерного размера задачи, который используется при введении безразмерных переменных и т, выбираем объем оторочки. Тогда при т пласт закачивают раствор химреагента, при т > 1 - воду, проталкивающую оторочку по пласту. На рис. 10.2 приведены профили насыщенности при т вытеснении нефти раствором активной примеси. Перед фронтом вытеснения, скорость которого равна В , находится зона I невозмущенного течения в ней s = s , с = 0. Затем следует водонефтяной вал II, в котором примесь отсутствует, а водонасыщенность постоянна, с = О, i = Sj- Затем следует зона III течения водонефтяной смеси в присутствии химреагента скорость фронта химреагента [c.310]

    Физико-гидродинамические методы применимы, в принципе, на всех месторождениях, разрабатываемых при любом искусственном воздействии на пласты. Какой бы рабочий агент (вода, газ пар, воздух, растворы и пр.) ни применялся для вытеснения нефти из пластов, нагнетать его на любой стадии разработки целесообразно циклически или с изменением направления потоков в пласте, так как практически все реальные пласты в той или иной степени неоднородны и стабильное воздействие на них не обеспечивает пол- [c.181]

    Процессу вытеснения нефти из необводненного пласта с остаточной водонасыщенностью оторочкой раствора активной примеси объемом П с концентрацией с соответствуют следующие начальные и граничные условия для системы уравнений (10.11), (10.12)  [c.312]

    До момента т = 1 в период нагнетания в пласт раствора активной примеси решение задачи об оторочке (10.34) совпадает с автомодельным решением задачи о вытеснении нефти раствором активной примеси. В случае слабой сорбции оно имеет вид (10.31)-(10.33). [c.312]

    Все же в этом аспекте можно выделить два перспективных метода. Это так называемый метод мицеллярно-полимерного воздействия или метод вытеснения остаточной нефти из пластов оторочками мицеллярных растворов с последующим продвижением их по пласту раствором полимера и затем обычной водой и метод вытеснения остаточной нефти оторочками углекислоты. [c.167]

    Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного комйонентногс ( ава (в частности, с большим содержанием неуглеводородных компонентов), при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами различными жидкими и газообразными растворителями). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы. Вместе с тем заметим, что область ее применения шире, чем здесь указано, и эта теория имеет важное общенаучное значение. [c.252]

    Несмотря на больщое разнообразие существующих расчетных схем, их можно объединить в две больщие группы, отличающиеся принципами, заложенными в основу их построения. Построение одной из этих групп основано на схематизации процесса фильтрации жидкости в неоднородной среде по системе изолированных трубок тока, пропластков, капилляров. Проницаемость каждой изолированной- трубки тока постоянна при движении жидкости по ней и определяется вероятностно-статистическими методами [2, 27, 31]. Такие модели позволяют анализировать особенности потоков жидкости в пласте. Но строго фиксированный набор трубок тока и заданная схема движения жидкости не отражают свободного избирательного движения жидкости в реальных пластах. В таких моделях остаются неясными и необоснованными принципы и условия построения жестких однородных трубок тока. Исходя из этих принципов, невозможно удовлетворительно объяснить механизм вытеснения остаточной нефти из заводненных пластов мицеллярными растворами. В связи с этим их практике- ское применение для расчета процесса извлечения нефти мицеллярными растворами в настоящее время представляется нецелесообразным. [c.195]

    Таким образом, в первом приближении получена схема расчета динамики вытеснения нефти из заводненных пластов с помощью мицеллярных растворов. Эта схема позволяет учитывать микро- и. макронеоднородность пористых сред, однако в настоящее время трудно ответить, с какой степенью приближения она соответствует результатам лабораторных. экспериментов на образцах пористой среды. Для этой цели необходимо сравнение экспери.ментальных, фактических и расчетных данных, что возможно лишь при тщательном анализе неоднородности пористой среды и результатов опытов по вытеснению нефти. К сожалению, в описаниях проведенных лабораторных и промысловых экспери- [c.204]

    Полимеры обычно используют в виде слабоконцентрированных водных растворов, которые подают в систему поддержания пластового давления. При этом повышается коэффициент нефтеотдачи. Полимерные реагенты в процессах вытеснения нефти способствуют увеличению коэффициента охвата tioib пласта снижением соотношения подвижностей воды и нефти (АаЦв)/(м.а н). Этот параметр может быть улучшен уменьшением фазойой проницаемости по воде fea и вязкости нефти цн, увеличением фазовой проницаемости по нефти йн и вязкости воды Ца. Растворение полимера в закачиваемой воде увеличивает ее вязкость. Так как за исключением тепловых методов возможностей для изменения фильтрационных характеристик пластовой системы практически нет, то загущение закачиваемой воды — единственное средство увеличения коэффициента охвата пласта при заводнении. [c.103]

    Солюбилизация играет большую роль в разрабатываемых в настоящее время методах повышения полноты извлечения нефти из пластов с помощью мицеллярных растворов. Наиболее перспективным считается метод мицеллярно-полимер-ного заводнения — вытеснение нефти из пластов мицелляр-ными растворами, продвижение которых по пласту осуществляется раствором полимера. Применяемые в этом процессе мицеллярные растворы представляют собой сложные четырехкомпонентные системы вода — ПАВ — углеводород — спирт. Углеводород (керосин, сырая легкая нефть) содержится в солюбилизированном состоянии в смешанных мицеллах. [c.86]

    Одним из наиболее перспективных методов обработки ПЗП нагнетательных скважин является обработка пласта мицеллярными растворами, предложенная американскими учеными в начале 60-х годов. Как правкою, это многокомпонентный состав из углеводородной части, воды, ПАВ и различных стабилизаторов [20, 21, 29, 31, 48], Метод вытеснения нефти мицел [c.20]

    Для сравнения на рис. 10.2 приведены распределения водонасьпцен-ности по пласту при вытеснении нефти оторочкой раствора слабосорби-руемого химреагента (сплошная линия) и водой (пунктир). Скорость фронта вытеснения нефти водой больше скорости Отсюда следует, что применение химреагента при заводнении приводит к продлению периода безводной эксплуатации. На стадии водонефтяного вала водонасыщенность при вытеснении оторочкой раствора химреагента ниже, чем при вытеснении водой. Поэтому применение химреагента снижает обводненность добываемой продукции на ранней стадии водного периода разработки. На заключительной стадии разработки применение химреагента приводит к увеличению полноты вытеснения нефти. [c.315]

    Рнс, 118, Влияпне темпа фильтрации и межфазного натяжения на эффективность вытеснения нефти мицеллярными растворами из модели пласта при межфазном натяжении, Н/м  [c.196]

    РАСЧЕТНАЯ СХЕМА ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ МИЦЕЛЛЯРНЫМИ РАСТВОРАМИ С УЧЕТОМ МИКРО-И МАКРОНЕОДНОРОДНОСТЕИ ПЛАСТА [c.195]

    В работе [78] построены автомодельные решения задач вытеснения нефти полимерным раствором как из неразрабатьшавшегося, так и из обводненного пласта. [c.178]

    Рассмотрим применение в оторочках нескольких активных примесей на примере процесса вытеснения нефти оторочкой раствора ПАБ, продвигаемой по пласту буферной оторочкой полимерного раствора с водой. Применение ПАВ в первой оторочке снижает остаточную нефтенасыщенность и способствует доотмыву нефти по сравнению с обычным заводнением. Полимер снижает подвижность вытесняющей фазы в буферной оторочке и тем самым предохраняет тонкую оторочку дорогостоящего ПАВ от разрушения проталкивающей водой. [c.202]

    Бедриковецкий П.Г. Вытеснение нефти оторочкой раствора активной примеси, продвигаемой по пласту водой // Изв. АН СССР. Механика жидкости и газа. 1982. №3. С. 102-111. [c.217]

    Бедриковецкий П.Г, Полищук А.М. Графоаналитический метод расчета процесса вытеснения нефти оторочкой раствора химреагента из однородного пласта // Проблемы разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений. М., 1984. С. 202-274 (Тр. Всесоюз. нефтегаз. науч.-исслед. ин-та Вып. 83). [c.217]

    Вытеснение нефти мицеллярными растворами, характеризующимися очень яиэкими значениями межфазного натяжения на границе с нефтью и водой, по мнению отечестаенных и зарубежных ученых, обеспечивает высокий эффект при извлечении оставшейся в пласте после обычного заводнения нефти. Мицел-ляряые растворы могут применяться и при первичном воздействии на пласг. [c.170]

    Анализ проведенных исследований показал, что в целом решается комплекс проблем по повышению нефтеотдачи от фундаментальных исследований физико-химических основ подбора химреагентов, изучения свойств и вытеснения нефти до опытнопромышленных работ и внедрения разработок. Проведен комплекс работ по созданию химических композиций на основе полифункциональных органических соединений с регулируемыми вязкоупругими, вытесняющими и поверхностно-активными свойствами с целью избирательного воздействия на нефтенасыщенный пласт в тex юлoгияx повышения нефтеотдачи и обработки призабойной зоны пласта применительно к исследуемым месторождениям Республики Башкортостан. Теоретически разработана и экспериментально подтверждена концепция эффективного применения полифункциональных реагентов, обладающих свойством межфазных катализаторов. Изучен механизм взаимодействия полифункциональных реагентов с нефтью и поверхностью коллектора с использованием различных методов спектрофотометрии. Выявлены основные закономерности, происходящие в пласте под воздействием химреагентов. Установлено, что при взаимодействии ПФР с металлопорфиринами нефтей происходит процесс комплексообразования по механизму реакции экстра координации. Образование малоустойчивых экстракомплексов приводит к изменению надмолекулярной структуры МП и изменению дисперсности системы. Проведены сравнение реакционной способности различных ПФР и расчет констант устойчивости экстракомплексов. Показано, что наибольшей комплексообразующей способностью обладают ими-дозолины. Определены факторы кинетической устойчивости различных нефтей до и после обработки реагентами. Установлено, что реагенты уротропинового ряда обладают большей диспергирую-и ей способностью, чем имидозолины. Уменьшение размера частиц дисперсной системы вызывает снижение структурной вязкости нефти, что в конечном счете положительно сказывается на повышении нефтеотдачи. Показано, что вязкость нефти после контакта с водными растворами ПФР снижается в 3-8 раз. Оптимальные концентрации реагентов зависят как от структуры применяемого ПФР, так и от состава исследуемой нефти. [c.178]

    Результаты вытеснения модели разных нефтей водными растворами химических реагентов типа НОК и КС из насыпных моделей пласта, состоящих из кварцевого песка и маршаллита воздухопроницаемостью 1 мкм-. приведены в табл. 20. [c.84]

    Лабораторные исследования (ТатНИПИнефть) показали, что вытеснение нефти оторочкой 0,1—1 7о-ных растворов ТНФ из линейных несцементированных моделей пласта обеспечивают прирост безводного [c.201]

    Адсорбционные явления как определяющие микропроцессы в пластах наблюдаются и в уже распространенном методе увеличения нефтеотдачи — полимерном воздействии на нефтяные залежи. Это метод предназначен преимущественно для залежей с высоковязкой нефтью ( iн>50 мПа-с),где при вытеснении нефти необработанной водой даже в макрооднородном пласте развивается, так называемая вязкостная неустойчивость. Однако полимерное воздействие применимо и в залежах с нефтями средней вязкости, а в этих условиях механизм нефтевытеснения во многом определяется степенью адсорбции полимерных растворов в неоднородной пористой среде. Механизм и степень адсорбции многих полимерных рабочих агентов (особенно на основе полиакриламида ПАА) в настоящее время достаточно полно изучены с получением широкого спектра изотерм адсорбции. Построенные на этой основе математические модели процесса, оценивающие динамику факторов сопротивления и остаточных факторов сопротивления, количественно используются в проектных работах и в анализах опытно-промыщленных испытаний метода. Однако этими изысканиями и разработками не ограничивается роль (и учет) микропроцессов в пластах при осуществлении работ по повыщению нефтегазоотдачи. Оказалось, что адсорбция ПАА существенно зависит от состава и свойств породы и от минерализации пластовых вод. Поэтому при усовершенствовании математической модели полимерного воздействия нами предлагается рассматривать полимерный раствор Как активную примесь с изменяющейся подвижностью вследствие адсорбции, степень которой зависит от минерализации пластовых вод (наличие в них подвижных ионов Ма, Са, Ре и др., а также изменяющейся величины pH). Сорбция полимерных агентов благоприятно влияет на соотношение подвижностей вытесняющей и вытесняемой фаз, снижая фазовую проницаемость, но приводит и к отставанию фронта рабочего агента от фронта продвижения воды. Получается сложная игра микропроцессов, при которой желательно получить оптимальное значение нефтевытесняющей способности рабочего агента в конкретных физико-геологических условиях пласта. [c.163]

    Этот метод основан на свойстве мицеллярных растворов осуществлять процесс квазисмешивающегося вытеснения как нефти, так и воды, насыщающих Пласт, на который оказывается воздействие с целью довытеснения остаточной нефти. Мицеллярными растворами или микроэмульсиями называют концентрированные растворы ПАВ в углеводородной жидкости (бензине, керосине, масле или нефти), которые в присутствии вспомогательных ПАВ (спиртов или эфиров) способны самопроизвольно Диспергировать [c.167]

    Установлено, что при внедрении мицеллярного раствора в пористую среду он перемещает перед собою почти поршнеобразно остаточную нефть и воду. При этом за счет обменных микропроцессов в пористой среде образуется водонефтяной вал с примерно постоянной нефтеводонасыщенностью (около 30 % воды и 70 % нефти), который вытесняется рабочим агентом из пористой среды. Обязательное условие эффективности рассматриваемого процесса— сохранение уменьшающейся оторочки мицеллярного раствора до окончания вытеснения из пласта всей нефти и воды. Обменные микропроцессы идут непрерывно и сложны по характеру (взаимное растворение, хемосорбция, деформация мицелл, разрушение состава и т. д.). [c.168]

    Из приведенных графиков водно, что закачка растворов ПАВ существенно влияет яв основные характеристики процесса вытеснения нефтя из пласта повышается оолвота выработки запасов нефти и уменьшается количество попутно добываемой воды. [c.110]

    Б табл,46 представлены результаты вытеснения нефти из насыпных моделей пласта водными растворами ПФР малообъемны- [c.166]

    В опыте 5 представлены характеристики начального вытеснения нефти из низкопроницаемых терригенных песчаников 0,5% раствором ЛПЭ-ПВ. Коэффициент вытеснения нефти при этом составил 17%. В табл. 47 приведены также результаты опытов по вытеснению нефти из гидрофобизированных нефтью насыпных песчаных моделей пласта (опыты 6, 7, 8), отличающихся сравнительно высокой проницаемостью. По сравнению с водой при начальном вытеснении из гидрофобных пористых сред 2% раствор ЛПЭ-ПВ или карбомола ЦЭМ дает приросты коэффициента вытеснения нефти 15%. [c.169]

    Поэтому в последние годы много исследований посвящено возможности использования водных растворов полимеров для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин [5-7, И, 15, 24, 30, 42, 57, 63, 64, 67, 78]. В лабораторных условиях была показана высокая эффективность применения загущенной воды при вытеснении нефти из однородных и неоднородных моделей пластов, причем в неоднородных пластах., как считают авторы [39, 57], эффективность определялась главным образом за счет увеличения охвата пласта заводнением по толщине. Опытно-промышлен-ные эксперименты по закачке водных растворов ПАА, проводимые на Ор-лянском месторождении Куйбышевской области [60] и Арланском месторождении Башкирии [15], показали перспективность этого метода. Так, при закачке растворов ПАА в нагнетательные скважины Арланского месторождения отмечено уменьшение приемистости в 1,5-2 раза (в дальнейшем приемистость восстанавливалась) и увеличение охвата пласта заводнением по толщине на 10-15%. [c.22]

    Гафаров Ш.А., ЛейбертБ.М. Влияние карбонатности пористой среды на коэффициент вытеснения нефти растворами монокарбоновых кислот//Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтсо1дачи пластов Тр-5-йреспубл. конф. Уфа УНИ, 1980. С. 17-21. [c.24]

    При оценке этой способности ПАВ нужно измерять их воздействие на аномалии вязкости и подвижности нефти в пластовых условиях. Для этого следует использовать аппаратуру, позволяющую измерять вязкость и подвижность нефти при низких напряжениях сдвига и градиентах давления, соответствующих тем, которые наблюдаются в пластах вдали от эксплуатационных и нагнетательных скважин [3]. Следует отметить, что введенные в нефть ПАВ снижают температуру насыщения нефти парафином. Так, при содержании в нефти 0,03 мас.% ПАВ температу )а насыщения понижается на 5 °С (ОП-4), на 6 С (сепарол-29), на 3 С (неонол В-1020-2). Это весьма благотворно влияет на свойства нефти. Ведь обычно в пласты заканчиваются холодные вода и водные растворы П. В. Пр -закачке холодной воды происходит охлаждение пластов и не исключена возможность кристаллизации парафина в пористой среде и резкое ухуд-щение при этом условий фильтрации и вытеснения нефти. При закачке 7.3ак.1379 [c.97]

chem21.info

Применение ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов.

Механизм процесса. ПАВ способствуют  увеличению коэффициента вытеснения. ПАВ обеспечивают снижение поверхностного натяжения на границе нефти и вытесняющей жидкости. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются, благодаря чему уменьшается работа, необходимая для проталкивания их через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. Адсорбируясь на поверхности раздела фаз с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу.  Применение ПАВ способствует отмыву пленочной нефти, гидрофилизации поверхности горной породы, снижению набухаемости глинистых пород. Большинство нефтей в пористой среде обладают аномальной вязкостью. ПАВ адсорбируется на структурообразующих компонентах нефти и ослабляют взаимодействие между ними. Это ведет к существенному снижению вязкости нефти.Применение метода в карбонатных коллекторах эффективнее, чем в терригенных.Наиболее типичные представители различных классов ПАВ, применяемые в нефтяной промышленности следующие: анионоактивные ПАВ - алкилсульфонаты, алкилсульфаты; катионоактивные ПАВ - алифатические амины, производные имидазолинов; неиногенные ПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы.Поскольку пластовые воды содержат большое количество хлоридов щелочно-земельных металлов (в основном кальция и магния), при использовании их для заводнения рекомендуется применять неионогенные ПАВ, которые в отличие от анионоактивных ПАВ не вступают в химическое взаимодействие с солями щелочно-земельных металлов, обладают достаточно высокой активностью, меньшей адсорбируемостью на поверхности пород. Коэффициент нефтеотдачи увеличивается не более чем на 2-5 % . Технология закачки водного раствора ПАВ:-долговременное дозирование , концентрация 0,05% закачка специальными насосами- разовая закачка концентрированных ПАВ 5-10% 1-закач вода  2-оторочка полимера  3- оторочка ПАВ  4- движение нефти

Метод не рекомендуется использовать при высокой вязкости нефти (вязкость нефти предельная 25 мПа*с), температуре более 70 градусов так как разрушается ПАВ, при высокой обводненности пласта, свыше 70 %,  в неоднородных пластах. Также надо учитывать что Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. ПРИМЕНЯЛИ николо-березовская площадь арланского месторождения.

Механизм действия:

1. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения, в пласте.

Рис - Ориентирование адсорбированных

 из водного раствора молекул ПАВ

2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы.

3. Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах - капиллярах пласта. Все это, увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды.

4. Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. Введение ПАВ в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, а также к внедрению ПАВ в ассоциаты асфальто-смолистых веществ, следствием чего является снижение степени агрегирования АСВ (асфальто-смолистых веществ) в растворе низкомолекулярных углеводородов и уменьшение вязкости нефти.

students-library.com

Применение ПАВ и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применентем ПАВ

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет. За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях.

Однако до настоящего времени многие аспекты этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования. Механизм нефтеотдачи при воздействии водных растворов ПАВ на остаточную нефть в коллекторах различных типов сложен и многогранен, что предопределяет необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.

Под ПАВ понимают химические соединения, способные вследствие положительной адсорбции изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость — воздух, жидкость — твердое тело, нефть — вода. Поверхностная активность, которую в определенных условиях могут проявлять многие органические соединения, обусловлена как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп.

По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо-активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфолитные — в тех и других.

По растворимости в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.

Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ — их поверхностная активность на границе раздела вода — воздух.

Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть — вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы — растворимость в углеводородах.

Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностноактивны на границе раздела жидкость — воздух.

Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).

Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП-10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.

Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Однако многолетний опыт применения индивидуальных ПАВ типа ОП-10 для увеличения нефтеотдачи не дал однозначных результатов. Об эффективности применения НПАВ, как метода увеличения нефтеотдачи, существуют различные мнения, как положительные, так и отрицательные.

С позиций сегодняшнего дня это можно объяснить слабой поверхностной активностью на границе раздела нефть — вода, незначительными нефтеотмывающими свойствами, большими потерями в пласте, неопределенностями в оценке технологической эффективности метода по промысловым данным. Кроме того, метод далек от универсальности. Он может эффективно использоваться в строго определенных геолого-физических условиях, о чем свидетельствует многолетний опыт (с 1971 г.) применения ПАВ в Татарии для повышения нефтеотдачи пластов залежей терригенного девона. По объемам внедрения метод заводнения с применением ПАВ в объединении Татнефть занимает второе место после закачки серной кислоты. На месторождениях Татарстана закачано около 60 тыс. т водорастворимых и около 20 тыс. т маслорастворимых ПАВ. Только на Ромашкинском месторождении за счет закачки ПАВ добыто более 3 млн. т нефти, или 47,5 т на 1т .

Многочисленные экспериментальные исследования, выполненные в ТатНИПИнефти, показали, что применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти из моделей терригенных пород существенно улучшает процесс вытеснения нефти. Максимальный прирост коэффициента вытеснения по сравнению с водой составил 2,2—2,7%. Несколько большее значение прироста коэффициента вытеснения, равное 3,5—4%, было получено при использовании моделей малопроницаемых пористых сред.

В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть — вода и поверхностное натяжение на границах вода — порода и нефть — порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред.

Пленочная нефть может покрывать гидрофобную часть поверхности пор пласта в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых силами адгезии Wа . Работа силы адгезии, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнением Дюпре:

,

где  — свободная поверхностная энергия границ раздела фаз нефть — вода, вода — порода и нефть — порода соответственно.

Добавка к воде поверхностно-активных веществ приводит к изменению соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. При этом межфазное натяжение, как правило, уменьшается.

Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут существовать в результате хемосорбции некоторых компонентов нефти, приводит к снижению  и увеличению  в соответствии с правилом ориентации дифильных молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности.

На гидрофильных участках поверхности пор адсорбция ПАВ наоборот приводит к увеличению   и снижению   т. е. к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.

Таким образом, для гидрофобных поверхностей ПАВ должны проявлять высокую поверхностную активность на границе раздела сред нефть — вода и вода — порода и ограничивать адсорбцию на гидрофильных участках поверхности пород.

Капиллярно-удерживаемая нефть в обводненных пластах заполняет пространство в виде капель или участков, разделенных пространством, заполненным водой.

На границах раздела существуют мениски, создающие капиллярное давление

где n — число менисков; Ri — эффективные радиусы кривизны менисков; «+» означает противоположное направление давления выпуклых и вогнутых менисков по отношению к потоку.

В неподвижном состоянии противоположно направленные давления менисков компенсируются. В вытесняющем потоке под действием перепада внешнего давления мениски деформируются по закону упругости так, что возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, наблюдается эффект Жамена:

где Ri ,Rj— эффективные радиусы кривизны выпуклых и вогнутых (к потоку) менисков соответственно.

Основной механизм в процессах добычи нефти с применением ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе раздела вытесняющей и вытесняемой жидкостей до очень низких значений, при которых капиллярно-удерживаемая нефть становится подвижной.

Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения. В зависимости от природы нефтенасыщенного по-рового пространства требуется достижение различных значений межфазного натяжения. Так, для гидрофобного карбонатного коллектора межфазное натяжение равно 0,002 мН/м, для гидрофильного — 0,974 мН/м, а для терригенного гидрофильного коллектора — 0,0825 мН/м.

Итак, достижение заметного увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет снижения межфазного натяжения с применением доступных промышленных ПАВ возможно в гидрофильных карбонатных коллекторах.

Смачивающую способность ПАВ общепринято оценивать значением краевого угла избирательного смачивания. Однако более строгим критерием смачивающей способности ПАВ является энергия взаимодействия нефти с поверхностью породы, определяемая как работа адгезии нефти

где — межфазное натяжение на границе раздела нефть — водная фаза; — краевой угол избирательного смачивания.

Чем меньше краевой угол избирательной смачиваемости, тем выше работа адгезии нефти и, следовательно, лучше смачивающая способность ПАВ.

Изменение смачиваемости зависит от химического состава породы, первоначального состояния поверхности и от массового соотношения гидрофильно-липофильного баланса. По характеристике смачиваемости карбонатные породы более гидрофобны, чем терригенные, что связано с ионным типом связей в кристаллической решетке, способствующих активному взаимодействию полярных компонентов нефти с породой и ее гидрофобизации. При этом углы смачивания данных пород достигают 140—150°. Изменение смачиваемости твердой поверхности с гидрофобной на гидрофильную для карбонатных пород способствует улучшению отрыва пленок и капель нефти, увеличению их подвижности, активизации капиллярного впитывания.

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут диффундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, в результате изменяются реологические свойства нефти. Контактируя в пористой среде с нефтью, ПАВ способны переходить в нефть и существенно изменять ее свойства.

Хорошо известно, что в состав нефти входят углеводороды — парафины и различные комплексные соединения, такие как смолы, асфальтены, оказывающие сильное влияние на вязкость нефти. Более того, нефть, содержащая значительное количество асфальтенов, имеет непостоянную вязкость. При большом количестве парафинов в нефти ее вязкость тоже оказывается переменной, зависящей от скорости сдвига. Эти особенности реологических свойств нефти обусловлены коллоидным состоянием диспергированных в ней парафинов или асфальтенов. Течение таких жидкостей не подчиняется закону Ньютона и их принято называть аномальными.Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига.

Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10 : после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

В табл.1 приведены результаты исследований по вытеснению нефти с выраженными аномалиями вязкости водой и водными растворами НПАВ.

Коэффициенты вытеснения нефтей, которые предварительно были продолжительное время в контакте с растворами НПАВ, оказались выше на 7—11%, чем у нефти, не содержащей ПАВ (см. табл.1).

Таблица 1. Влияние ПАВ на вытеснение аномальных нефтей из образцов естественных песчаников  (время контакта нефти с раствором ПАВ 20 сут)

Номер опыта

Вытесняемый агент

Вязкость нефти, мПа с

Проницаемость модели пласта, мкм2

Вытесняющий агент

Коэффициент вытеснения

Прирость коэффициента вытеснения

1

2

3

4

5

6

7

8

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть

Нефть после контакта с 0,05% раст вором

ОП-10

Нефть после контакта с 0,1% раст вором Неоола 2В1317-12

Нефть после контакта с 0,05% раст вором АФ9-12

62,7

59,0

59,0

59,0

59,0

62,7

62,7

59,0

0,227

0,337

0,345

0,338

0,337

0,241

0,230

0,337

Вода

Вода

Раствор ОП-10 0,05%

Раствор Неонола 0,05%

Раствор TRS-10 0,05%

Вода

Вода

Вода

0,41

0,42

0,46

0,46

0,59

0,52

0,59

0,58

-

-

0,04

0,04

0,17

0,11

0,18

0,16

                Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.

Возможность эффективного применения ПАВ для повышения нефтеотдачи пластов связывают в настоящее время, как в стране, так и за рубежом, с созданием на их основе композиций с необходимым комплексом свойств, подбираемым к конкретным геолого-физическим условиям месторождений.

Ограничимся перечислением направлений поиска сегодняшнего дня:

сочетание водорастворимых ПАВ в составах с щелочами, щелочными буферными компонентами типа ИХП, кислотами, осадкообразованиями и т. д.;

подбор к условиям конкретных месторождений составов из двух или нескольких ПАВ с целью достижения оптимального гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ), обеспечивающего значительное понижение поверхностных и капиллярных сил в системе нефть — вода — порода и образование подвижного водо-нефтяного вала.

За рубежом интенсивно ведутся исследования по созданию высокоэффективных ПАВ. Наибольшие надежды связываются в настоящее время с созданием ПАВ, совмещающих в себе высокую поверхностную активность и высокую совместимость с пластовыми водами. Такие ПАВ содержат в составе молекулы различные функциональные группы, как например, оксиэтиленовые цепи и сульфо- или сульфонатные группы в сульфоэтоксилатах, карбоксильные в карбоксиметилатах или катионные и анионные группы в амфолитных ПАВ типа бетаинов. Варьируя длину оксиэтиленовых цепей и степень превращения исходного неионогенного продукта в анионный, можно регулировать их свойства применительно к условиям конкретных месторождений. Так, в качестве основного или вспомогательного ПАВ стали применять олигомерические ПАВ. От обычных они отличаются своей молекулярной структурой. Гидрофильную часть молекулы олигомерического ПАВ образуют несколько полярных и ионных функциональных групп, распределенных вдоль углеводородной цепи, которая сравнима по размерам или больше гидрофобной части молекулы .

Олигомерические ПАВ повышают степень солюбилизации нефти и воды, более устойчивы к солям и дивалентным ионам, снижают межфазное натяжение и адсорбцию ПАВ на породе, повышают вязкость растворов.

Правильный подбор ПАВ для условий конкретного месторождения требует проведения трудоемких лабораторных исследований. Наряду с обычным испытанием совместимости ПАВ с пластовыми и закачиваемыми водами, температуры помутнения, адсорбции, важное значение приобретают исследования поверхностной активности ПАВ, точнее, определение условий, при которых обеспечивается достижение той или иной композиционной системой сверхнизкого межфазного натяжения.

В результате исследований с гомологическими рядами ПАВ было установлено, что область сверхнизких натяжений существует в весьма узком диапазоне минерализации воды, состава углеводородной фазы (нефти), эквивалентного веса — для анионных ПАВ и длины оксиэтиленовой цепи — для неионо-генных ПАВ или их производных при некоторой фиксированной длине алкильного радикала .

В США с целью правильного выбора ПАВ разработана концепция эквивалентных алкановых углеводородных чисел (ЭАУЧ). Согласно этой концепции, разработанной, как указывается, на основании более 100 тыс. измерений, каждой нефти должно быть приписано свое ЭАУЧ, т. е. ее поведение при измерении межфазного натяжения может быть точно смоделировано чистым нормальным углеводородом, длина углеводородной цепи которого и есть ЭАУЧ для данной нефти. ЭАУЧ нефти в свою очередь рассчитывается по результатам измерения межфазного натяжения смесей данной нефти с чистыми углеводородами, для которых ЭАУЧ известно, на границе с раствором хорошо изученного ПАВ, взятого в качестве стандарта при строго заданных условиях. Таким образом, если ЭАУЧ данной нефти известно, то при подборе ПАВ можно ограничиться результатами измерений межфазного натяжения их растворов на границе с углеводородом, моделирующим нефть.

Другой методикой, представляющейся  наиболее простой и не требующей предварительного определения ЭАУЧ нефтей, является методика определения минимума межфазного натяжения для данной системы нефть — пластовая вода, разработанная в Германии. Эта методика основана на использовании усовершенствованного Спиннинг Дроп Тензиометра, позволяющего быстро определить зависимость межфазного натяжения от температуры и установить температуру, при которой достигается минимальное натяжение.

Обе методики исходят из того, что при подборе ПАВ располагают гомологическим рядом образцов ПАВ, внутри которого имеется продукт, наиболее подходящий для данной системы нефть — вода.

Исследования, проведенные в институте глубокого бурения и добычи нефти Германии по вытеснению третичной нефти карбоксиметилированными оксиэтилированными спиртами, показали, что даже в условиях низкого межфазного натяжения хорошее вытеснение остаточной нефти достигается лишь при температуре выше определенного порогового значения. Эта температура была несколько ниже температуры, при которой в системе наблюдается ярко выраженный минимум межфазного натяжения. Температура, при которой наступает инверсия эмульсий, получила название «Температуры инверсии фаз» (ТИФ). Дальнейшими исследованиями, проведенными в Германии на системах сырая нефть — пластовая вода — ПАВ, показана достаточно четкая корреляция между ТИФ искусственно приготовленных эмульсий сырая нефть — пластовая вода и нефтевытесняющей способностью исследованных ПАВ. ТИФ этих эмульсий определялась по их электропроводности.

Было установлено, что необходимой предпосылкой для хороших результатов по вытеснению третичной (остаточной) нефти является условие, когда ТИФ системы на несколько градусов ниже пластовой температуры. В этом случае для получения дополнительной нефти требуется небольшой объем прокачки раствора ПАВ, и почти вся остаточная нефть вытесняется к моменту «прорыва ПАВ», т. е., когда в выходящей из пористой среды водной фазе появляется уверенно определяемая концентрация ПАВ. Вытесняемая нефть имеет характер эмульсии «вода в нефти», обладает повышенной вязкостью, с момента «прорыва НПАВ» остатки нефти вытесняются лишь в виде эмульсии типа «масло в воде», имеющей вязкость, мало отличающуюся от вязкости пластовой воды. Предполагается, что в процессе вытеснения, в пористой среде происходит растворение ПАВ в нефти, сопровождающееся инверсией фаз, в момент которой имеет место экстремально низкое межфазное натяжение, способствующее переводу остаточной нефти в подвижное состояние. Кроме того, создаются условия для выравнивания вязкости фаз, как при полимерном заводнении.

В последнее десятилетие за рубежом преобладающей является технология применения НПАВ в виде микроэмульсий, которая предусматривает получение «среднефазных» систем, способных существовать в виде самостоятельной фазы при контакте с нефтью и водой, имея в то же время достаточно низкое межфазное натяжение на границе с этими фазами. Тип эмульсии определяется видом ПАВ, с преобладанием гидрофильной части приводит к образованию эмульсий «нефть в воде», а с преобладанием гидрофобной части— «вода в нефти». Если ПАВ отличается своим значением ГЛБ, содетергент — своим гидрофобно-гидрофильным характером, то с уменьшением гидрофильности содетергента равновесие перемещается настолько, что система типа 1 (по Винзору) превращается в систему типа II (по Винзору). При образовании среднефазной микроэмульсии (типа III по Винзору) используют ПАВ и содетергент, значения ГЛБ и гидрофильности которых лежат между теми же значениями для типов 1 и III. Если это тип 1, то либо ПАВ имеет слишком высокое значение ГЛБ, либо содетергент слишком гидрофилен. Необходимо указать на то, что реальная система имеет только три переменных параметра влияния: 1 — вид ПАВ, 2 — вид содетергента, 3 — соотношение в смеси ПАВ — содетергент.

Определение стабильности эмульсий, получающихся вблизи границ средней фазы, показало, что при ГЛБ, незначительно выходящих за пределы области существования среднефазных систем, образуются стойкие микроэмульсии типа «нефть в воде», при ГЛБ выше значений, соответствующих верхней границе области существования третьей фазы,— эмульсии типа «вода в нефти».

Получив оптимальное значение ГЛБ, можно рассчитывать требуемую степень оксиэтилирования, а также скорректировать состав водной фазы (содержание электролитов и спирта) для компенсации отклонения ГЛБ ПАВ от требуемого значения. Например, добавление изопентанола смещает ГЛБ в сторону большей гидрофобности, что позволяет достичь оптимального ГЛБ при более высоких, чем это необходимо, степенях оксиэтилирования. Низкомолекулярные спирты (изопро-пиловый и вторичный бутиловый) действуют противоположным образом, однако смещение ГЛБ в этом случае на порядок ниже и может играть существенную роль только при больших концентрациях. Электролиты действуют аналогично высокомолекулярным спиртам, смещая равновесие в сторону большей гидрофобности и вызывая таким образом необходимость использования ПАВ с более высокой степенью оксиэтилирования для достижения оптимального значения ГЛБ.

Более сложным является влияние на ГЛБ концентрации ПАВ. Было установлено, что в противоположность АПАВ, повышение концентрации НПАВ приводит к гидрофобизации системы и соответственно к необходимости повышения степени оксиэтилирования для достижения оптимального ГЛБ. Зависимость смещения ГЛБ от концентрации ПАВ нелинейна, наибольшее влияние изменение концентрации оказывает при небольших абсолютных значениях (менее 3%), а с повышением концентрации влияние ее на ГЛБ уменьшается.

Таким образом, для обеспечения сильного снижения межфазного натяжения и высоких параметров солюбилизации требуется исключительно точный подбор состава композиции ПАВ для условий каждого конкретного объекта.

students-library.com

Вытеснение нефти водными растворами полимеров.

Наиболее приемлемым для этого процесса считается раствор полиакриламида (ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает ее вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: mо=mн/mв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения), способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти — 10—50 мПа с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород-коллекторов—более 0,1 мкм2. Благоприятны залежи с относительно однородным строением продуктивных пластов, преимущественно порового типа.

При фильтрации раствора в пористой среде пород происходит адсорбция полимера на стенках пустот. Интенсивность этого процесса особенно ощутима при движении в пласте первой порции раствора, при значительной обводненности пластов минерализованной водой в результате предшествующей разработки, при высокой глинистости пород-коллекторов. Так как адсорбция может воздействовать на эффективность процесса вытеснения одновременно в двух противоположных направлениях, то по каждому объекту она должна быть предметом специальных исследований. Вместе с тем считают, что наиболее эффективно метод может быть применен на новых залежах (с низкой водонасыщенностью пластов) при низкой глинистости коллекторов (не более 8—10%). Вследствие потери полимерами при высокой температуре способности загущать воду метод целесообразно применять при температуре пластов не выше 70—90°С. Допустимая глубина залегания продуктивных отложений определяется потерями давления на трение вязкой жидкости в нагнетательных скважинах и величиной геотермического градиента.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.

Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по эксплуатационным данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды: снижается поверхностное натяжение воды на границе с нефтью, уменьшается краевой угол смачивания и т. д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15% (с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках во-донасыщенных пустот породы), при вязкости пластовой нефти 5—30 мПа-с, проницаемости пласта выше 0,03—0,04 мкм2, температуре пласта до 70 °С.

Следует отметить, что по мере накопления материалов о проведении опытно-промышленных работ в разных геологопромысловых условиях представления об эффективности метода становятся менее оптимистичными. В настоящее время возможный прирост коэффициента извлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5%.

Вытеснение нефти мицеллярными растворами.

При этом методе в качестве вытесняющего агента, в пласт нагнетают мицеллярный раствор (в объеме около 10 %)

В разных литературных источниках указываются различные предельные значения температуры от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкой оторочкой буферной жидкости — раствора полимера, а последнюю—рабочим агентом—водой. Состав мицеллярного раствора: легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Раствор представляет собой микроэмульсню, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул воды и УВ. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти, мицеллярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых). относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм2. Остаточная нефтенасыщенность пласта технологически не ограничивает применения метода, но вследствие большой стоимости работ по созданию оторочки экономически целесообразно, чтобы она была более 25—30%. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа×с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70—90 °С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ.

Теплофизические методы.

Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей — более 40— 50 мПа•с, для которых метод заводнения не пригоден. Наибольшее признание процесс паротеплового воздействия получил в сочетании с заводнением, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20—30 % к общему объему пустотного пространства залежи, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти—0,4—0,6, иногда более.

Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистилляции нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол и асфальтенов и другим явлениям.

Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м во избежание чрезмерно высоких потерь тепла в породы через ствол нагнетательной скважины. Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность—10—40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породы, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Благоприятны высокие коллекторские свойства пород (коэффициент пористости более 0,2 %, проницаемость более 0,5 мкм2), поскольку при этом сокращаются потерн тепла на нагревание собственно пород продуктивного пласта. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны.

Следует учитывать, что нагнетание пара при неустойчивости пород-коллекторов к разрушению может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Поэтому целесообразно выбирать объекты с пластами, не подверженными разрушению и с малой глинистостью—не более 10%. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники, менее благоприятны — полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200—300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте. Повышение коэффициента извлечения нефти обусловливается теми же факторами. что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей, чем при нагнетании пара. температуры и для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти, требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды (в 3—4 раза превышающие объем пустот продуктивного пласта).

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор. Для предотвращения этого следует нагнетать воду с температурой, превышающей пластовую на величину ее потерь по пути к забою скважины.

Так же, как и при нагнетании пара, выбор объектов для воздействия горячей водой в основном лимитируется величиной теплопотерь в скважине и в пласте.

Термохимические методы.

Методы основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Таким образом, методы предусматривают генерирование тепла непосредственно в продуктивном пласте путем инициирования процесса горения у забоя и перемещения зоны (фронта) горения по пласту при последующем нагнетании воздуха. Для разработки нефтяных залежей могут быть применены следующие методы:

-— прямоточное «сухое» горение, когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона горения перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам;

-— прямоточное влажное или сверхвлажное горение, при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки горячей воды, т. е. перенос тепла в зону впереди фронта горения, и способствует увеличению коэффициента извлечения нефти при значительном уменьшении расхода нагнетаемого воздуха.

Второй процесс более эффективен, так как реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетании в пласт пара, и, кроме того, дополнительные факторы, свойственные этому процессу (вытеснение нефти водогазовыми смесями, образующимся углекислым газом, поверхностно-активными веществами и др.). Учитывая рост давления нагнетания воздуха с увеличением глубины залегания пластов и необходимость применения компрессоров высокого давления, следует выбирать залежи, расположенные на глубинах не более 1500—2000 м. Методы могут быть рекомендованы для залежей с вязкостью пластовой нефти от 10 до 1000мПа с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций нефти, служащих в процессе горения топливом (коксом). Исходя из технологической возможности и экономической целесообразности процесса, рекомендуется применять его при проницаемости пород более 0,1 мкм2 и нефтенасыщенности более 30—35%. Мощность пласта должна быть более 3—4 м. Рекомендации по верхнему пределу мощности в литературе неоднозначны. Среди других имеются указания на то, что при лучшей проницаемости средней части эксплуатационного объекта нефтенасыщенная мощность может достигать70—80 м и более. При этом процесс горения, протекающий в средней части объекта, может обеспечивать прогрев и его менее проницаемых верхней я нижней частей.

Процесс сухого горения в связи с высокой температурой горения—700 °С и выше—более применим для терригенных коллекторов, поскольку карбонатные коллекторы при высокой температуре подвержены разрушению. При влажном и особенно сверхвлажном процессах горение протекает при меньшей температуре—соответственно 400—500 и 200—300 °С. поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.

Процесс сухого горения эффективен при таких же плотных сетках скважин, что и теплофизические методы. При реализации влажного горения в связи со значительными размерами зоны прогрева впереди фронта горения возможно применение сеток скважин плотностью до 16—20 га/скв.

Методы смешивающегося вытеснения.

К этой группе новых методов относят вытеснение нефти смешивающимися с нею агентами—двуокисью углерода СО2, сжиженными нефтяными газами (преимущественно пропаном), обогащенным газом (метаном со значительным количеством С2—С6), сухим газом высокого давления (в основном метаном). Каждый из методов эффективен при определенных компонентных составах и фазовых состояниях нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. С учетом последнего вытеснение нефти сухим газом высокого давления наиболее эффективно для залежей с пластовым давлением более 20 МПа, вытеснение обогащенным газом—10—20 МПа, сжиженным газом и двуокисью углерода—8—14 МПа. Следовательно, эти методы целесообразно применять для залежей с большими глубинами залегания пластов—более 1000—1200 м. Благоприятны также низкая вязкость пластовой нефти—менее 5 мПа×с и относительно небольшая мощность пластов—до 10—15 м. В принципе методы могут использоваться при различной проницаемости пластов, но практически их целесообразно применять при низкой проницаемости, когда не удастся реализовать более дешевый метод — заводнение.

Температура пласта имеет ограничение лишь при вытеснении нефти сжиженным пропаном—не более 96—97 °С, так как при большей температуре он переходит в газообразное состояние. Применение других методов температурой не лимитируется.

Методы вытеснения нефти газом высокого давления и обогащенным газом рекомендуются для пластов с высокой нефтенасыщенностью—более 60—70%. Методы вытеснения сжиженными газами и углекислым газом могут быть достаточно эффективными и при меньшей ее величине (35—40%), что позволяет использовать их после значительного обводнения пластов в результате применения заводнения.

lektsia.com