ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Лекция 3

К самым простым методам увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относятся методы, использующие средства, улучшающие вытесняющие свойства воды, то есть снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различия в жидкостях нефти и воды. К этим средствам относятся водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, и щелочи, обладающие низкими потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов, но находящие самостоятельное промышленное применение для улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов заводнением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности.

Заводнения с ПАВ

Механизм процесса вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания от 18-27⁰. Следовательно натяжение смачивания уменьшается в 8-10 раз.

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть-вода 7-8 мН/м не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта, т.к. капиллярные силы хотя и снижены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окруженную водой в крупных порах. Вытеснением нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженнном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но не существенному.

Эффективность процесса. Опыты по доотмыву остаточной нефти на заводненных пластах показали, что водные растворы ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5-3%, что соответствует фундоментальным теоретическим представлениям о процессе. Вместе с тем, опыты на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды показали увеличение коэффициента вытеснения на 10-15%, что объясняется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям. Если процесс вытеснения водными растворами ПАВ проводится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщенности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5-7%. Более высокая эффективность вытеснения нефти водным растворам ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется очевидно тем, что сниженное межфазное натяжение между нефть и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти блокированных в крупных порах водой.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного притяжения ПАВы выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды.

Технология и системы разработки. Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1% поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существенного изменения давления, ьемпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Т.к. эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1%) закачать 5-10 объемов пор воды. При меньшем объеме объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добывающих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05% в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20% общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, неэффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем форонт вытеснения.

Щелочное заводнение.

Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты – органические кислоты, но количество и сотав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами в результате чего образуется поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть-раствор щелочи и увеличивающие смачивоемость породы водой. По лабораторным данным степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентрации щелочи в растворе. При контакте щелочных растворов с нефтями, активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа нефть в воде, а с малоактивными нефтями – типа вода в нефти. Нефти, неактивно взаимодействующие с щелочью, не образуют стойких эмульсий с щелочными растворами, и с повышением содержания воды в них вязкость возрастает. Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость.

Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть-раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи. Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три группы

При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть – раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до начального. Основное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением ее массовой концентрации в воде более 0,04% межфазное натяжение повышается независимо от активности нефти.

Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения является изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти..Щелочное заводнение – один из самых эффективных методов гидрофилизации пористой среды, что, как известно, повышает коэффициент вытеснения нефти водой.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотосодержащих компонентов, которые, адсорбируя, гижрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхности.

Отметим, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в положительную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды.

Наличие глин в пласте снижает активность агента за счет ионного обмена между ними.

Технологии и системы разработки. Для приготовления щелочных растворов можно использовать:

едкий натр (каустическую соду) NaOH;

углекислый натрий (кальцинипрванную соду)Na₂Co_3;

гидрат окиси аммония (аммиак) NH₄OH;

силикат натрия (растворимое стекло) N₂SiO₃.

Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия Щелочные растворы закачипаются в виде оторочек размеро 10-25% от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, елторые проталкиваются обычной водой.

Повышение концентрации не даетэффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокая концентрация щелочи в растворе (до 2-4% против обычных 0,2-0,4%) необходима для изменения смачиваемости поверхности пористой среды.

При значительной адсорбции щелочи в пласте можно использовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентрацией – от 0,5-1% на фронте до 0,05-0,1% в конце – равными порциями (по 5-7% от объема пор.

Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях ничем не отличается от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами.

Полимерное заводнение

Механизм процесса. Повышение охвата неоднородных пластов заводнением за счет уменьшения вязкостного соотношения нефти и воды.

Основное свойство полимеров – загущение воды. При их концентрации в растворе 0,01-0,1% его вязкость увеличивается до 3-4 мПа^.с, что приводит к ухудшению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.

В процессе фильтрации полимеров через пористую среду они приобретают кажущуюся вязкость, которая может быть в 10-20 раз выше, чем замеренная вискозиметром. Поэтому полимерное заводнение наиболее часто применяется в неоднородных пластах, а также при повышенной вязкости нефти с целью повышения охвата их заводнением.

Помимо этого, обладая повышенной вяэкостью, полимерные растворы лучше вытесняют не только нефть, но и связанную пластовую воду из пористой среды. При взаимодействии раствора со скелетом пористой среды происходит адсорбция молекул полимеров, вследствие чего, попадая на поверхность пористой среды, они перекрывают каналы или ухудшают фильтрацию в низ воды, а на фронте вытеснения образуется вал неактивной воды. А, так как полимерный раствор предпочтительно поступает в высокопроницаемые слои, то за счет этих двух эффектов – повышения вязкости раствора и снижения проводимости среды – протсходит существенное уменьшение динамической неожнородностипотоков жидкости и, как следствие, повышение охвата пласта заводнением.

Взаимодействие растворенного вещества с породой и пластовой водой приводит к тому, что концентрация полимера в расиворе уменьшается и пере фронтом полимера образуется вал пластовой воды, а затем воды, лишенной части полимера.

Наиболее эффективное вытеснение нефти полимерными растворами достигается при умеренной адсорбции.

Полимерные молекулы подвержены деструкции, которая может быть химической (при взаимодействии с кислородом), термической (при температуре более 130^оС), механической (разрыв макромолекул при высоких скоростях движения), микробиологической (в результате воздействия аэробных бактерий).

Технология процесса. Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40-50% порового объема. Размер оторочки концентрация раствора и тип полимера подбираются с учетом неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды. При перемешивании полимерных растворов с пластовой соленой водой ппроисходитразрушение структуры и снижение его вязкости. В случае высокой минерализации воды концентрация растворов должна быть в 2-3 раза выше.

Мицеллярно-полимерное заводнение

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти.

Когда к несмешивающимися в обычных условиях нефти и воде добавляется специальные ПАВ, то в определенных условиях получается однофазный гомогенный раствор или микроэмульсия

При этом образуется так называемые нефтеводяные мицеллы - агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жидким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы называются мицеллярными.

Они способны к растворению или поглощению жидкостей, составляющих основу мицелл.

Для устойчивости растворов в пласте добавляется четвертый компонент – различные стабилизаторы.

Изменяя содержание ПАВ, стабилизаторов углеводородов и воды, можно получить мицеллярный раствор с внешней нефтяной, либо с водяной фазами.

Поверхостное натяжение междууглеводородной и водной фазами в оптимальныхмицеллярных системах приближается к нулю ( не более 0,001 мН/м. и т.д..

Количественное содержание и типы основных компонентов в мицеллярных растворах определяют их фазовое состояние (одно-или двухфазное, солюбилизирующую способность, вязкость, плотность, стабильность

Существование однофазных мицеллярных растворов возможно в широком диапазоне изменения составляющих компонентов – нефти, ПАВ, воды и стабилизатора. По своей структуре выделяются четыре основнх типов мицеллярных растворов:

I – неравновесный, с высокой концентрацией ПАВ, растворимый в воде и нефти

II – уравновешенный с нефтью и растворимый только в воде

III – уравновешенный с водой и растворимый только в нефти

IV – нерастворимый ни в воде, ни в нефти, т.е. уравновешенный с нефтью и водой. Обеспечивает смешивающееся вытеснение.

Минерализация воды, различные добавки, могут приводить к ситуации, когда возможно существование растворов различных типов и структур.

Наилучшей вытесняющей способностью обладает IV тип раствора, но он же и наименее устойчив и при изменении концентраций солей может переходить в растворы II и III типа.

Механизм процесса мицеллярно-полимерного заводнения.

В силу низкого межфазного натяжения между раствором и пластовыми жидкостями, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду.

При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, образуя вал нефти – зона повышенной нефтенасыщенности, за которым располагается зона повышенной водонасыщенности. Для проталкивания оторочки мицеллярного раствора в пласт закачивается полимерный раствор вязкостью, близкой к вязкости мицеллярного раствора, а затем обычную воду

Лекция 4