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.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: