Вытеснение и довытеснение нефти растворами щелочей. Вытеснение нефти щелочными растворами


Вытеснение нефти раствором щелочи.

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти раствором щелочи. - 201

Вытеснение нефти паром.

Вытеснение нефти горением.

Вязкость нефти должна быть более 10 мПа·с, так как для поддержания процесса горения нефти в пласте требуется достаточ­ное содержание в ней кокса (асфальтенов).

При толщинœе пласта менее 3 м и проницаемости менее 0,1 мкм2 данный метод нецелœесообразен из-за больших непродуктивных потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Требуется глубина пласта более 150 м, чтобы обеспечить доста­точную толщину покрывающих пород для контроля за процессом горения и не допустить прорыва продуктов горения на поверхность.

Толщина пласта менее 6 м недопустима по экономическим со­ображениям. Процесс вытеснения нефти паром становится невыгод­ным из-за больших потерь теплоты через кровлю и подошву залежи.

Глубина залегания пласта не должна превышать 1200 м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3 % на каждые 100 м глубины, и технических трудностей обеспечения прочности колонн, особенно у устья скважин.

Желательно, чтобы проницаемость пласта была более 0,2 - 0,3 мкм2, а темп вытеснения нефти был достаточно высоким для уменьшения потерь теплоты в кровлю и подошву залежи.

Общие потери теплоты в стволе скважин и в пласте не должны превышать 50 % поданной на устье нагнетательной скважины, чтобы получить экономический эффект от процесса.

Ограничения в применении этого метода увеличения нефтеотдачи пластов минимальные.

Эффективность его применения зависит прежде всœего от состава пластовой нефти.

Метод неприменим, в случае если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти)- менее 0,5 мг/ᴦ.

Применение щелочных растворов не ограничивается температу­рой и типом коллектора. В отличие от всœех других физико-химиче­ских методов щелочные растворы вполне применимы при темпера­турах до 150-200 °С, а также в карбонатных пластах.

Поскольку щелочные растворы повышают смачиваемость по­роды пласта водой, то они обладают преимуществом перед дру­гими методами для применения в предпочтительно гидрофобных и гидрофобизованных пластах.

Применение щелочных растворов неэффективно в пластах с большим содержанием глин (более 10%), в которых коэф­фициент вытеснения нефти такой же, как и обычной водой.

Все приведенные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов можно использовать лишь для первичного отбора методов, определœения перспектив их внедрения и потен­циальных масштабов применения.

При выборе методов повышения нефтеотдачи пластов для какого-либо конкретного месторождения нефти может сложиться ситуация, когда исходя из указанных критериев, понужнобятся два-три метода. В этом случае принятие решения о применении того или иного метода повышения нефтеотдачи пластов должно основы­ваться на детальных технологических и экономических расчетах с учетом наличия материально-технических средств и капитальных вложений, а также целœей по добыче нефти.

Некоторая часть запасов нефти на многих месторождениях (с сильнотрещиноватыми пластами) вообще непригодна для при­менения всœех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов, кроме циклического заводнения. Для таких запасов нефти необхо­дим целœенаправленный поиск неизвестных методов или видоизме­нение, комбинирование известных разработанных методов воздей­ствия на пласты со специфическими геолого-физическими свой­ствами.

referatwork.ru

Вытеснение и довытеснение нефти растворами щелочей

             Метод увеличения эффективности заводнения щелочными водами в варианте водных растворов соды известен давно. У нас в стране возможности этого метода впервые были изучены экспериментально А.Д.Архангельским и и М..А.Жиркевич [l] в конце 20-х годов. В част­ности, ими было установлено, что коэффициент вытеснения при приме­нении в качестве вытесняющей жидкости содовых растворов, был на 3-15 % больше, чем при применении соленой воды, причем это увеличе­ние достигалось как при закачке содового раствора с начала вытес­нения, так и после практически закончившегося вытеснения соленой водой, то есть при до вытеснении остаточной нефти. Позже исследова­ния с целью оценки эффективности применения щелочной воды, глав­ным образом естественной пластовой, проводились многими бакинскими исследователями, в том числе В.С.Гориным, В.М.Барышевым, Г.А. Бабаляном и др.

         Следует отметить, что в ранних исследованиях внимание акцен­тировалось на естественных щелочных водах, нагнетаемых как в тече­ние всего процесса заводнения, так и периодически, путем создания оторочек щелочной воды. Вязкость вытесняемой нефти отдельно, как фактор, определяющий эффективность вытеснения, не рассматривалась.

В результате большого количества исследований В.Т.Малышек предложил следующую классификацию нефтей по степени их активнос­ти, которая основывалась на содержании органических кислот:

1) неактивные нефти, содержащие до 0,06% органических кис­лот. Поверхностное натяжение этих нефтей на границе с пластовой щелочной водой, а также с морской водой (Каспийское море) разня­лось около 25-35 мН/м;

2) малоактивные нефти, содержащие от 0,1 до 0,25% органичес­ких кислот и других соединений, способных омыляться щелочью. Такие нефти характеризуются поверхностным натяжением на границе с морской водой от 14 до 25 мН/м. Эти нефти сравнительно мало обо­гащается ПАВ из-за взаимодействия с щелочными водами. Поверхност­ное натяжение малоактивных нефтей на границе с щелочными пласто­выми водами равно 7-8 мН/м;

3) активные нефти, содержащие от 0,3 до 1,0% органических кислот. Поверхностное натяжение этих нефтей на границе с морской водой изменяется от 1,0 до 7,0 мН/м; при применении растворов щелочей снижается до величин, меньших I мН/м;

4) высокоактивные нефти, содержащие от I и более процентов органических кислот. Поверхностное натяжение на границе с пласто­вой щелочной водой доходит до 0,1 мН/м. На границе с морской водой колеблется от 12 до 25 мН/м.

В последние годы щелочное заводнение, как метод увеличения нефтеотдачи пластов, получил дальнейшее развитие в работах А.Г.Ковалева, А.Т.Горбунова и многих других советских ученых, а также зарубежных исследователей [2,3,4,5].

Механизм процесса. В результате многочисленных исследований советских и зарубежных исследователей было установлено, что при определенных ус­ловиях вытеснение нефтей повышенной и даже высокой вязкости раст­ворами щелочей или щелочных реагентов может быть несравненно бо­лее эффективным, чем вытеснение солеными или жесткими пресными водами.

        Очевидно, что эффективность вытеснения различных нефтей ще­лочными растворами должна определяться влиянием или действием каких-то отдельных факторов или их совокупностью. К числу этих факторов следует прежде всего отнести характер взаимодействия раствора щелочи с нефтью, поведение нефти на поверхности зерен породообразующих минералов, образование в пласте в результате взаимодействия щелочных растворов с активными компонентами нефти вала высокодисперсной эмульсии.  Характер взаимодействия нефти с растворами щелочей и поведение капель нефти на поверхности зерен  породообразующих минералов могут изменяться в зависимости от свойств и характеристик продуктивного пласта, насыщающих его жид­костей и некоторых показателей динамики процесса вытеснения.

        Многочисленные лабораторные исследования процессов вытесне­ния дегазированной нефти растворами щелочей различной концентра­ции из пористых сред позволяют считать, что основным фактором, определяющим более эффективное извлечение нефти из пород, по срав­нению с обычный заводнением, является фактор исключительно рез­кого снижения поверхностного натяжения на границе нефть - щелоч­ной раствор.

        Причем совершенно точно установлено, что чрезмерно резкое снижение поверхностного натяжения происходит в очень узком диапа­зоне концентрации. Этот диапазон концентраций щелочи, когда по­верхностное натяжение применяемыми в лабораториях приборами фак­тически трудно измерить, для разных нефтей различен как по абсо­лютным величинам концентраций, так и по разности концентраций.

        На рис. 1 приведены два графика, иллюстрирующие изменение поверх­ностного натяжения нефтей двух различных месторождений на грани­це с растворами NaОН  разной концентрации [3] . Если для неф­ти А  концентрация щелочи, при которой поверхностное натяжение чрезмерно мало (фактически не измеряется) изменяется от 0,09 до 0,12 мН/м, то для нефти Б поверхностное натяжение не­возможно замерить (из-за его малости) при концентрациях от 0,05 до 1,0%.

        Согласно общим представлениям, если поверхностное натяжение на границе раствора щелочи с какой-то нефтью исчезающе мало, то вытеснение отдельных капель или глобул нефти из пористой среды, проталкивание их через систему каналов самой различной конфигу­рации, в том числе с пережатиями, не составляет труда.

       Однако проталкиваться через систему перовых каналов могут только те капли и глобулы нефти, которые не связаны с поверх­ностью породообразующих минералов или связаны слабо, частично и могут легко отрываться.

       Факт резкого снижения поверхностного натяжения или наличие так называемого "провала" на графике рис. 1 позволяет предпола­гать, что при перемещении отдельных капель и глобул нефти через систему поровых каналов будет продолжаться, во всяком

 

 

                 

 

Рис. 1. Изменение поверхностного натяжения от концентрации щелочи

 

случае некоторое время, их дробление, то есть диспергирование. В результате может образоваться эмульсия. Причем процесс образования эмульсии может интенсифицироваться за счет естественных эмульгаторов, содержащихся в нефти. Эмульсия типа "нефть в воде", имея разные характеристики в зависимости от типа и свойств нефти, ко­личество которой может изменяться по мере перемещения смеси по пласту, сама по себе обусловливает дополнительное извлечение неф­ти, например, из уже обводненного пласта. Вполне логично допус­тить, что количество дополнительно извлеченной нефти будет зави­сеть от количества и характера распределения остаточной нефти, то есть нефти, извлекаемой или еще не извлеченной из обводнившегося пласта к моменту закачки щелочей.

          Образование в пласте вала высокодисперсной эмульсии являет­ся одним из важных факторов, определяющих повышение нефтеотдачи, пластов при щелочном заводнении. Образование эмульсии обусловле­но взаимодействием щелочных растворов с активными компонентами нефти. В результате такого взаимодействия происходит омыление ак­тивных компонентов нефти, что в свою очередь приводит к резкому снижению поверхностного натяжения. Уровень снижения поверхностно­го натяжения на границе нефти со щелочным раствором - основной критерий при определении возможности применения щелочного заводнения на том или ином месторождении. Говоря о вале эмульсии в пласте, необходимо отметить, что для получения наибольшего эффекта от щелочного заводнения очень важно, чтобы эмульсия сохраняла свою стабильность в течение длительного времени в процессе движения по пласту.

          Факт образования эмульсии, которая может перемещаться по пласту, позволяет предполагать, что зона эмульсии, или, лучше сказать, вал эмульсии, которая, как все эмульсии, имеет высокую ' вязкость, будет действовать как поршень, вытесняющий подвижную нефть, содержащуюся в пласте перед нагнетанием раствора щелочи.          

          Эффективное действие щелочного раствора, обусловливающего дополнительное иди более полное вытеснение нефти при условии под­бора концентрации, соответствующей "провалу"' значений поверхност­ного натяжения, то есть его уменьшению до величины, не поддающей­ся определению при существующей лабораторной технике, было уста­новлено в многочисленных экспериментах.

          Однако следует отметить, что наиболее убедительная динамика до вытеснения и более эффективного вытеснения наблюдается для нефтей повышенной и даже высокой вязкости (при условии, что все они на границе со щелочным раствором определенной концентрации имеют исчезающие малые значения поверхностного  натяжения).

    Многие исследователи [3 и др.] при анализе результатов исследований исходят из того, что при фильтрации через пористую среду щелочного раствора происходит изменение смачиваемости поверхности зерен породообразующих минералов. Этот фактор, как влияющий на эффективность до вытеснения и вытеснения нефти, под­дается наименее надежной оценке. Дело в том, что измерение смачиваемости внутренней поверхности поровых каналов практически не­возможно, особенно, если речь идет о естественных породах, содер­жащих полимерные включения, в том числе и в виде цемента.

       Тем не менее имеется большое количество экспериментальных данных, которые дают основание считать, что многие химические реагенты, в том числе и щелочь, поступая в гидрофобную среду, делают ее гидрофильной. Однако степень изменчивости смачиваемости и влия­ние этой изменчивости на эффективность вытеснения в большей сте­пени зависит от ряда условий, в том числе температуры процесса. Изменение смачиваемости гидрофобного пласта при щелочном завод­нении, когда поверхностное натяжение оказывается чрезвычайно ма­лым, может способствовать более полному извлечению нефти, так как изменение смачиваемости будет способствовать отрыву капель и глобул нефти с поверхности породообразующих минералов.

       Не исключается и возможность такого факта, когда гидрофиль­ные участки породы при контактировании со щелочными растворами (при соответствующих условиях) могут стать гидрофобными. В этой случае разрозненные капли и глобулы нефти будут растекаться по гидрофобной поверхности, образуя неразрывную фазу, тем самым обеспечивая течение ее под действием существующего градиента давления.

           При гидрофобизации гидрофильной поверхности внутрипорового пространства образуется эмульсия типа "вода в нефти". В конечном итоге вытеснение нефти может оказаться очень эффективным, и в заключительной стадии процесса в пористой среде останется очень небольшое количество нефти. Таким образом, можно заключить, что дополнительное извлечение нефти или более эффективное вытеснение ее при применении в качестве вытесняющего агента щелочных раст­воров обусловлено чрезвычайно низким поверхностным натяжением на границе нефть - раствор, которое способствует образованию эмульсии, что в условиях изменения характеристики смачиваемости (с гидрофобной на гидрофильную и наоборот) приводит к очень низкому содержанию остаточной нефти в пористой среде. Причем образование эмульсии из части остаточной нефти приводит к существенному уве­личению фильтрационных сопротивлений при закачке раствора, во вся­ком случае в зоне фильтрации раствора. Это обстоятельство способ­ствует возникновении фильтрации жидкостей в других пластах и пропластках, ранее не участвовавших в процессе нефтеотдачи, то есть увеличению коэффициента охвата и, как следствие этого, к увеличе­нию нефтеотдачи.

          В конечном итоге все это в значительной степени повышает эффективность применения щелочных растворов в качестве вытесняющего и до вытеснявшего агента (при свойствах нефти, обус­ловливающих резкое уменьшение поверхностного натяжения на грани­це со щелочным раствором). 

veselkov.me

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

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

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Вытеснение нефти растворами ПАВ, щелочей, полимерными системами. Механизм влияния на нефтеотдачу.

Классификация физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Щелочное заводнение.

Физико-химические методы

· Нагнетание ПАВ

· Нагнетание водных растворов полимеров

· Нагнетание водных растворов щелочи

· Нагнетание водных растворов кислот

· Мицеллярно-полимерное заводнение

Закачка в нефтяной пласт водных растворов реагентов, вызывающих щелочную реакцию, называется метод нагнетания водных растворов щелочи. Основными механизмами вытеснения являются:

· Снижение межфазного натяжения

· Эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии)

· Изменение смачиваемости пород

Эти механизмы основаны на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием щелочных мыл, которые мигрируют через границу раздела фаз в силу стремления системы к термодинамическому равновесию. Щелочные мыла образуются непосредственно на месте контакта нефти и щелочи. Минимум межфазного натяжения наблюдается в диапазоне концентраций щелочи от 0,005 до 0,5%. Следует отметить, что интенсивный перенос через границы раздела фаз весьма непродолжителен – порядка 20 – 40 минут. Применение водных растворов щелочи приводит к уменьшение контактного угла смачивания Ѳ породы водой до 10 – 20 градусов. Полярные компоненты нефти адсорбируются на поверхности пород и гидрофобизируют ее. Щелочные растворы способны вернуть поверхности ее первоначальные свойства, т.е. гидрофилизировать ее. В этом случае угол смачивания падает и в некоторых случаях уменьшается до нуля.В этом же диапазоне концентраций просиходит диспергирование фаз, в результате чего образуются эмульсии типа «нефть в воде». Образовавшаяся в пласте эмульсия снижает подвижность водной фазы. Таким образом, нефть извлекается из пористой среды за счет эмульгирования нефти и противоточного капиллярного замещения ее на раствор щелочи.

В качестве щелочного реагента используются:

· Гидроксид натрия NaOH

· Кремнекислый натрий Na2SiO3

· Гидроксид аммония Nh5OH

· Фосфорнокислый натрий Na3PO4

 

В зоне смешивания фильтруется нефть, вода, и щелочь с пониженной концентрацией. Характерной особенностью этой зоны является то, что концентрация щелочи в ней ниже того значения, при котором образуется эмульсия. В то же время, имеющаяся щелочь реагирует с кислотными компонентами нефти, в результате чего образуются ПАВ. Образовавшиеся ПАВ улучшают отмыв нефти в этой зоне. Активность взаимодействия нефтей с раствором щелочи оказывает значительное влияние на механизм вытеснения. Поэтому классифицируют нефти по их активности.

 

К настоящему времени известны следующие разновидности технологий нагнетания щелочных растворов:

· Раствор каустической соды

· Раствор каустической и поваренной соли

· Раствор каустической соды и силиката натрия

· Раствор щелочи и водорастворимые полимеры

· Раствор щелочи и ПАВ

· Раствор тринатрийфосфата

· Раствор щелочи совместно с природным газом

· Щелочно силикатное воздействие

· Термощелочное воздействие

Однако наряду с положительным воздействием щелочей на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породы коллектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми чешуйками и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Выпадение солей можно прогнозировать по химическому составу попутно добываемых вод, систематически отбираемых из всего фонда обводненныз скважин на любой стадии разработки.

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Особенности полимерного заводнения.

Нагнетание химических реагентов вызывает спектр физико-химических механизмов вытеснения нефти. Так нагнетание водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров, приводит к изменению свойств пластовой воды и поверхностей раздела между водой, нефтью и горной породой, к уменьшению параметра относительной подвижности и улучшению нефтеотмывающих свойств воды. Уменьшение относительной подвижности воды и нефти увеличивает охват пласта воздействием и коэффеициент вытеснения нефти, улучшает смачиваемость горной породы водой.

Полимерное заводнение.

Метод нагнетания водного раствора полимера – это закачка слабоконцентрированного раствора высокомолекулярного химического реагента – полимера. Полимеры представляют собой вещества с высокой молекулярной массой порядка 104 – 106. Это вещество обладает способностью значительно повышать вязкость воды, снижая тем самым ее подвижность, что приводит к повышению охвата пласта воздействием, по сравнению с заводнением. Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокой вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности воды и нефти и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. Размеры оторочки варьируются от 0,1 до 0,4 Vпор. При использовании полимера соотношение коэф-ов подвижностей уменьшается и соответственно, увеличивается коэф-т охвата пласта по площади и мощности. Соотношение коэф-ов подвижностей воды и нефти записывается как M=λв/λн, где λ=к/µ. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи при нагнетании водных растворов полимеров являются:

- Загущение воды, которое приводит к снижению соотношения подвижностей нефти и воды и снижению возможности прорыва воды к добывающим, скважинам;

- Закупорка высокопроницаемых каналов вследствие адсорбции полимеров на поверхности горной породы. Охват воздействием низкопроницаемых коллекторов при этом увеличивается.

Адсорбция полимеров поверхностью пористой среды возрастает с увеличением солености пластовой воды и уменьшением проницаемости пласта. Количество адсорбированного полимера зависит от структуры пористой среды, ее вещественного и компонентного состава, свойств, насыщающих пористую среду жидкостей типа полимера, его концентрации, молекулярного веса, скорости фильтрации в пористой среде, температуры и величины водородного показателя среды рН. Адсорбция на поверхности горной породы зависит от вида полимера.

Для вытеснения нефтей в качестве полимера используют:

-полиакриламиды

-полимеры на основе целлюлозы

- полисахариды

- полиэтиленокиды

В качестве растворителя может применяться как пресная, так и минерализованная вода с различным значением водородного показателя среды рН.

Закачка водного раствора ПАВ. Механизмы увеличения нефтеотдачи.десорб

Метод нагнетания водных растворов ПАВ – добавление к нагнетаемой воде ПАВ (или их композиций) с целью регулирования молекулярно-поверхностных свойств породы и насыщающих ее флюидов. ПАВ – вещества с ассиметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп. Причем полярные группы в основном являются гидрофильными и на границе раздела фаз нефть – вода погружаются в водную фазу, тогда как радикалы – гидрофобны и ориентированы в сторону менее полярной фазы нефтяной. Такая структура вещества и является причиной поверхностной активности (т.е. вещества, диффундируя через всю оторочку водного раствора, концентрируются на поверхности раздела водной и нефтяной фаз, снижая тем самым поверхностное натяжение между нефтью и водой). Для доизвлечения остаточно нефти в некоторых случаях необходимо использовать ПАВ, снижающие межфазное натяжение до 0,01 мН/м. При поступлении ПАВ в поровый объем ,содержащий нефть, образуется эмульсия. Водонефтяная эмульсия при движении по пласту впитывает нефтяные капли, и возникает связанный слой нефти. Другим механизмом улучшения вытеснения нефти водным раствором ПАВ является адсорбция молекул ПАВ на стенках поровых каналов, что приводит к изменению характера смачиваемости породы. Это происходит из-за образования более гидрофобной поверхностной пленки, чем первоначальная, а так же диспергирования гетерогенных систем и стабилизации дисперсных систем. Диспергирование гетерогенных систем зависит от понижения поверхностного натяжения.

В результате вышеуказанных механизмов в пласте происходят следующие процессы:

· Смачивание поверхности поровых каналов вытесняющей водой

· Уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть вода

· Вытеснение нефти с поверхности поровых каналов

· Диспергирование нефти потоком воды

Адсорбция – это процесс увеличения концентрации молекул на поверхности раздела фаз, который приводит к появлению адсорбционного слоя.

Десорбция – это процесс уменьшения концентрации молекул на поверхности раздела фаз.

В случае контакта раствора ПАВ с поверхностью порового канала происходит нарушение термодинамического равновесия и формируются двумерные а затем и трехмерные ассоциаты в адсорбционном слое. Над ними концентрируются одиночные молекулы ПАВ, а выше расположены мицеллы ПАВ ( конгломераты коллоидных ПАВ, образующихся при концентрации выше критической концентрации мицеллообразования (ККМ) и имеют характерные размеры от нескольких нанометром до микрометра)

 

 



infopedia.su

Щелочное заводнение

Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелоч­ной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному завод­нению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в не­которых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов.

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 состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кисло­тами, в результате чего образуются поверхностно-активные веще­ства, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень сниже­ния межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в рас­творе (рис. 10).

Рис. 10. Изменение поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-водный раствор NaOH в за­висимости от массового содержания NaOH (С).

Нефть: 1 - малоактивная; 2 - активная; 3 - высокоактивная

При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натя­жения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями - типа «вода в нефти». За­висимость вязкости эмульсий, образуемых нефтями различной активности с щелочными растворами, от содержания воды пока­зана на рис. 11. 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.

Проведенные опыты показали высокие нефтевытесняющие свойства эмульсии: при одинаковых объемах количество вытеснен­ной нефти в случае применения эмульсии на основе активной нефти было практически таким же, как и в случае закачки раствора акустической соды с низким межфазным натяжением, и суще­ственно выше, чем при вытеснении водой.

Рис. 11. Зависимость вязкости систем вода-нефть и

Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.

1 - активная нефть с 0,1 %-ным раствором NaOH; 2 - то же, с пластовой водой; 3 - сла­боактивная нефть с 0,2 %-ным раствором NaOH; 4 - то же, с пластовой водой

Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть - раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 12). Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три следующие группы.

Нефть Показатель кислотности, Стабильное, межфазное

мг КОН /г натяжение, мН/м

Малоактивная <0,5 >1-2

Активная 0,5-1,5 0,02-1

Высокоактивная >1,5 <0,02-0,005

При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть - раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных неф­тях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натя­жение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается независимо от актив­ности нефти.

Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти.

Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повы­шает коэффициент вытеснения нефти водой.

Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе кварц-нефть-вода, характерный для процесса вытеснения нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60-70°.

Рис. 12. Зависимость коэффициента извлечения остаточной нефти α от поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-раствор щелочи

Наличие щелочи в воде снижает равновесный контактный угол смачивания до 10-20° и даже ниже.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис. 13).

Хлористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно по­вышает межфазное натяжение на границе нефть - раствор ще­лочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4-6 % практически не изменяется. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пла­стовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды (Na2CO3), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяже­ния, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.

Рис. 13. Влияние солей кальция на зависимость поверхностного натяже­ния σ растворов щелочи на границе раздела с высокоактивной нефтью

studfiles.net

Состав для вытеснения нефти из пласта

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Состав содержит щелочной сток производства капролактама - 4,0 - 9,99 мас.% и остальное - воду. Состав позволяет обеспечивать более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти из пластов различной неоднородности как при первичном заводнении, так и на поздних стадиях разработки. 5 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к составам вытеснения нефти из пласта.

Известен способ разработки нефтяных месторождений путем поочередной закачки в пласт газа и раствора щелочи [1] Однако данный способ малоэффективен вследствие того, что на поздних стадиях разработки закачиваемый газ прорывается по промытым каналам. Известен состав для заводнения нефтяного пласта, включающий неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), алифатический спирт, диаммоний фосфат и воду (см. Постоянный технологический регламент на производство товарных форм типа СНО-3 на Уруссинском опытном химическим заводе ПТР N 39-5765657-91, утвержденный 31 мая 1991 г.). Недостатком известного состава является невысокая эффективность из-за адсорбции НПАВ и его биоразлагаемости. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является состав для вытеснения нефти из пласта на основе щелочи и воды [2] при следующем соотношении компонентом, мас. Щелочь 0,5-5, Вода Остальное Данному составу присущи следующие недостатки: недостаточная эффективность при заводнении как однородных, так и неоднородных пластов; невозможность применения в пластах, содержащих высокоминерализованные воды. Цель изобретения создание состава для вытеснения нефти из нефтяного пласта, обеспечивающего более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти, и более эффективный отмыв нефти из пластов различной неоднородности, используемый как при первичном заводнении, так и на поздних стадиях разработки. Предлагаемый состав содержит щелочную добавку и воду, причем в качестве щелочной добавки он содержит щелочной сток производства капролактама (ЩСПК) при следующем соотношении компонентов, мас. ЩСПК 4-99,9 Вода Остальное. Состав готовят путем ввода расчетного количества ЩСПК в закачиваемую воду при постоянном перемешивании. Работы по приготовлению и закачке состава в пласт осуществляют по известной технологии с использованием стандартного оборудования. Щелочной сток производства капролактама согласно ТУ 113-03-488-84 является отходом производства капролактама и представляет собой водный раствор натриевых солей кислых побочных продуктов окисления циклогексана. ЩСПК это жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета, непрозрачная, без механических примесей, массовая доля сухого вещества 25-45% массовая доля натриевых солей органических кислот (в пересчете на адипинат Na) 18-30% массовая доля циклогексанола не более 0,8% массовая доля циклогексанона не более 0,2% массовая доля смолы не более 10% рН раствора 10-13, плотность при 20оС 1,1-1,2 г/см3. В результате лабораторных исследований установлено, что сочетание в ЩСПК щелочей, натриевых солей органических кислот и смол при определенных концентрациях в водном растворе обеспечивает не только улучшение нефтевытесняющих свойств воды, но и увеличение охвата пласта за счет адсорбции смол и образования малорастворимых продуктов взаимодействия ЩСПК с пластовой водой. Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно повысить нефтеотдачу пласта за счет улучшения нефтевытеснения и увеличения охвата пласта воздействием. Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при разработке нефтяных пластов. ЩСПК поставляется к месту использования в специально выделенных железнодорожных цистернах с нижним сливом или автоцистернах. Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности разработки нефтяных залежей с использованием предлагаемого состава и состава-прототипа. Для испытаний используют образцы ЩСПК, содержащие различные количества сухих веществ (см.табл.1). Оптимальное содержание ЩСПК в составе определяли по величине межфазного натяжения на границе с керосином. Для оценки величины межфазного натяжения использовали сталагмометр с прямым капилляром, измерения проводили по известной методике БашНИПИнефть при температуре 20оС. Керосин имел плотность 0,780 г/см3, межфазное натяжение его с водой составляло 50,5 мн/м. Результаты измерений и значения вязкости составов приведены в табл. 2. Из данных табл. 2 видно, что положительные свойства состава проявляются при варьировании содержания ЩСПК от 4 до 99,9 мас. При таком содержании ЩСПК в воде резко уменьшается межфазное натяжение на границе керосин-вода, что способствует более эффективному отмыву нефти из порового пространства, а также повышение вязкости состава приводит к увеличению охвата пластов воздействием за счет перераспределения фильтрационных потоков. Оценку эффективности нефтевытеснения определяют в лабораторных условиях на моделях, имитирующих пласты различной неоднородности в условиях первичного вытеснения нефти и доотмыва нефти по следующим показателям: приросту коэффициента нефтеотдачи, коэффициенту вытеснения и увеличению фильтрационного сопротивления. П р и м е р 1. Модель однородного пласта представляет собой термостатированную металлическую трубку длиной 1 м и диаметром 3,3 см, заполненную молотым кварцевым песком с размером частиц не более 0,4 мм. После вакуумирования модель насыщают пластовой водой, которую вытесняют пластовой нефтью плотностью 0,838 г/см3, вязкостью 3,84 мПас при 30оС. Испытания проводят в условиях первичного отмыва нефти при постоянном перепаде давления 0,06 МПа. Для этого после насыщения модели нефтью прокачивают щелочные растворы до 100% -ной обводненности отбираемых проб жидкости. По количеству вытесненной нефти рассчитывают безводный и конечный коэффициенты вытеснения. Результаты исследований приведены в табл. 3. При использовании водного раствора гидроокиси натрия, взятого в качестве известного состава, при концентрации 0,1; 0,5 и 5,0 мас. безводные и конечные коэффициенты вытеснения нефти составляет соответственно 52,5; 54,6; 59,8% и 57,1, 59,0, 61,8% (см.табл.3, опыты 1,5,7). При использовании заявляемого состава безводные и конечные коэффициенты вытеснения нефти по сравнению с прототипом увеличиваются на 0,3-3,3% и 0,1-6,1% соответственно (см. табл.3, опыты 2-4,6,8). П р и м е р 2. Модель неоднородного пласта представляет собой два пропластка различной проницаемости, которые аналогичны однородным моделям примера 1. Пропластка после насыщения водой и нефтью подсоединяются к одной напорной линии. Сначала из моделей проводят первичное вытеснение нефти минерализованной водой (содержание солей 130 г/л) до обводненности 100% проб, отбираемых из высокопроницаемого пропластка. Затем закачивают щелочные растворы объемом 12,5% от объема пор пласта с последующим доотмывом минерализованной водой. Закачку воды и испытуемых растворов проводят в режиме постоянного расхода (Q 20 см3/ч). Результаты исследований приведены в табл. 4. Как видно из приведенных данных, использование заявляемого состава различной концентрации в пластах, содержащих высокоминерализованные воды, приводит к увеличению коэффициента нефтеотдачи в 1,05-5,33 раза, к увеличению коэффициента вытеснения на 0,2-12,8% по сравнению с результатами, полученными при использовании водного раствора гидроокиси натрия с максимальной концентрацией, применяемой для добычи нефти. П р и м е р 3. Модели неоднородного пласта, аналогичные моделям в примере 2. После насыщения моделей водой и нефтью модели устанавливаются к установке для прокачивания жидкостей в режиме постоянного расхода. Первоначально прокачивается нефть для определения значений фильтрационного сопротивления пористой среды высокопроницаемого пропластка. Затем в условиях первичного вытеснения нефти закачивается щелочной агент. Эффективность действия реагентов определяется по коэффициенту вытеснения нефти из высокопроницаемого пропластка, через 1 п.о. прокачанной жидкости и изменению фильтрационного сопротивления пористой среды по сравнению с прокачкой нефти и аналогичным процессом заводнением без применения реагентов. Результаты испытаний приведены в табл. 5. Данные, приведенные в табл. 5, показывают, что в условиях первичного вытеснения нефти из неоднородных пластов заявляемый состав обладает более лучшими нефтевытесняющими свойствами, чем известный состав. Коэффициент вытеснения нефти увеличивается для ВП и НП соответственно на 7,1 и 6,1% Использование заявляемого состава приводит к увеличению фильтрационного сопротивления высокопроницаемого пропластка в 2,26 раза, в то время как по прототипу лишь в 1,52 раза, что способствует боле эффективному вовлечению в разработку низкопроницаемых пропластков и тем самым повышению нефтеотдачи. Через 1 п.о. коэффициент вытеснения нефти из НП при вытеснении известным составом составляет 3,4% а предлагаемым составом 6,4% т.е. на 3% больше за счет увеличения охвата воздействием. Применение предлагаемого состава позволит увеличить добычу нефти из пластов различной неоднородности и в условиях содержания минерализованных пластовых вод как при первичном вытеснении, так и при доотмыве нефти; утилизировать крупнотоннажные отходы химических производств, что позволит решить экологическую проблему; использовать при перевозке и закачке стандартную технику; производить закачку состава при температуре до -25оС; снизить затраты при добыче нефти.

Формула изобретения

Состав для вытеснения нефти из пласта, включающий щелочную добавку и воду, отличающийся тем, что в качестве щелочной добавки он содержит щелочной сток производства капролактама при следующем соотношении компонентов, мас. Щелочной сток производства капролактама 4,0 99,9 Вода Остальное

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3, Рисунок 4

www.findpatent.ru