Лекция 13
К самым простым методам увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относятся методы, использующие средства, улучшающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняющие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях 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.
Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-активных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняющей способности было одним из первых мероприятий, направленных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытеснения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов проводились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.
|
|
Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, 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 кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05-0,1 % [3].
Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть-вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и снижены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окруженную водой в крупных порах (рис. 1). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному.
Рис. 1. Зависимость остаточной нефтенасыщенности Sон от межфазного натяжения на контакте нефть - вода σ
Эффективность водных растворов ПАВ. Проведенные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5-3 %. Это соответствует фундаментальным теоретическим представлениям о процессе.
|
|
Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10-15 % [3].
Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объясняется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.
Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ проводится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщенности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5 - 7 % (рис. 2). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увеличение коэффициента вытеснения при разных концентрациях растворов.
Более высокая эффективность вытеснения нефти водным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, очевидно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью 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.
Рис. 2. Зависимость коэффициента вытеснения βв от объема τ жидкости, прокачанной через однородный образец.
Вытеснение нефти: 1- водой; 2 - 0,05 %-ным раствором ОП-10
По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5-8 мН/м) способны увеличивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2-5 % по сравнению с обычным заводнением, если применять их с начала разработки.
Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного притяжения поверхностно-активные вещества 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. Кварцевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удельной поверхностью (до 0,5-1,2 м2/г) и значительно большей адсорбционной активностью (табл. 1). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1-2 кг/м3 породы или 5-10 кг/м3 пористой среды.
В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследованиям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2 - 5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м3 пористой среды. Причем адсорбция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварцевых коллекторов составляет 500-600 см2/см3, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов – 5000-15 000см2/см3, то на 1 м2 поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02- 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах достигает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10 - 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25-100 тыс. т в случае полимиктовых коллекторов.