40. Диоксид углерода

Двуокись углерода растворяется в воде гораздо лучше углеводородных газов. Растворимость двуокиси углерода в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.    При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается. Однако это увеличение незначительно. При массовом содержании в воде 3–5% двуокиси углерода вязкость ее увеличивается лишь на 20–30%. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂CO₃ растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глиняных частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в четыре-десять раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким, и вытеснение приближается к смешивающемуся.    Двуокись углерода в воде способствует отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна и породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.    При растворении в нефти СО₂ вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает.    Увеличение объема нефти в 1,5–1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, – уменьшение вязкости нефти при растворении в ней CO₂. Вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение.    При пластовом давлении выше давления полного смешивания пластовой нефти с CO₂ двуокись углерода будет вытеснять нефть, как обычный растворитель (смешивающее вытеснение). Тогда в пласте образуются три зоны: зона первоначальной пластовой нефти, переходная зона (от свойств первоначальной нефти до свойств закачиваемого агента) и зона чистого СО₂. Если СО₂ нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО₂ формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду.    Увеличение объема нефти под воздействием растворяющегося в нем СО₂ наряду с изменением вязкости жидкостей (уменьшением вязкости нефти и увеличением вязкости воды) – один из основных факторов, определяющих эффективность его применения в процессах добычи нефти и извлечения ее из заводненных пластов. 

41. Щелочное заводнение

Метод закачки щелочей

Под термином щел-ое завод-ие понимается закачка в пласт реагентов р-ры их имеют щелочную р-цию к таким реагентам относятся:

1. Гидроксид Na (Na OH)

2. Углекислый Na (Na₂CO₃)

3. Гидроксид аммоний (NH₄ OH)

4. Фосфорно-кислый Na (Na₃ РO₄)

5. Кремне-кислый Na (Na SiO₃) и др.

Механизм возд-ия на пласт заключ-ся в следующем:

(1) Щелочь взаимод-ет с актив-ыми комп-ми н. (огранич. К-ты: кафтеновые, жырные к-ты, кетоны и т.д.) при этом:

а) образ-ся ПАВы, их снижают пов-ое натяж-ие на гр. раздела фаз Н-В-П. (до 10^-1…10^-3 мн/м) и механизм их действия схож с мех-мом действия ПАВ.

б) Щелочи адсорбир-ся на граничных слоях н. и снижают сцепление н. с п-дой, что обеспеч-ет лучше стиль пленочной и кап-ной н.

в) щелочи способ-ют эмульгир-нию н., что приводит к увелеч-ию вяз-ти, образ-ых эмульсий, а это способ-ет выравниванию фронта вытяс-ния н. водой.

(2) Щелочи раств-ся в пластовых водах, что также улуч-ет их отмывающие способ-ти , при этом:

а)улучш-ся нефтевытесняющие св-ва пластовых вод ( -ся,< -ся, Р_кап-ся)

б) образ-ся в рез-те взаимод-ия щелочи и н. ПАВы переходят в водную фазу и также способствуют улучшению нефтевымывающих св-тв воды.

(3) При использ-ии щелочей происходит набухание глин, что способствует сниж-ию прониц-ти обводнившихся высоко прониц-ых пропластков и выравнивания фронта вытес-ия.

Щел-ые р-ры обычно исп-ют при заводнении путем закачки оторочки щелочи объемом 10-25% объема пор продуктивного пласта к конц-цией р-ра щелочи от 0,005…0,5, иногда, в отдельных случ-ях, конц-ция щел-чей в вод-х

р-рах может доходить до 25…30%.

Мест-ия Трехщзерное Применяют закачку щел. р-ров

Мест-ия Шадринское (Перменская обл.)

в 2,5-5% увелич-ия коэф-тов нефтеотдачи.

42. ПАВ

ПАВы – это вещества, способные адсорбир-ся из р-ра на поверхности раздела фаз с соответствующим понижением свободной полной энергией на поверхности.

Согласно современным представлением коэффициент пов-го нат-ия на этой границы должны составлять 10^-1 …10^-6 мн/м.

ПАВы исп-мые в нефтедобычи.Сульфоналы, катапины, карбозалины, дисолваны, проксанолы сепароллы и т.д.

Механизм увеличения нефтеоотдачи при испытании ПАВ объясняется следующим:

1. лучше смачивая поверхность пор, растворы ПАВ способствуют разрыву пленок н. на поверхности п-ды, отрыву прилипших к поверхности капель н. ее эмульгир-нию и выносу на дневную поверхность. Р-ры ПАВ уменьшают краевой угол избират-го смачивания в 6-10 раз, энергию связи н, с поверхностью породы.

2. Снижение  и  на границе раздела фаз ж-ть – ж-ть – п-да приводит к улучшению условия вытеснения н. из мелких пор, за счет -я р_кап., развив-го менисками на гр. раздела фаз. Образовавшиеся эмульсия на гр. раздела фаз-ет вязкость водонефтяной смеси на фронте вытеснения, что способствует увеличению охвата пласта воздействием

Попадая в нефть ( за счет диффузии) ПАВы улучшают реологич-иу свойства н. при этом снижается способность н. к структурообразованию, уменьшаются град-ты давления сдвига неньютоновских нефтей.

Впервые начали применять ПАВы американцы.

Требования к ПВА

2. Хорошо растворить в пластовой воде т.к. пластовая вода – это сильноминерализуется вода.

3. Устойчивость к повышенным t – рам.

4. Низкая адсорбция на п-де:

А_пред<0,5 мг/гр породы.

5. Биоразлагаемость ПАВ-тв.

6. Временная устойчивость свойств ( то же самое, что и биоразлагаемость)

7. Дешевизна

Технология закачки растворов ПАВ в пласт.

1. закачка в плат в виде слабоконцинтрированных водных растворов.

При этом концентрация ПАВ

С_ПАВ0,05…01%масс

2. закачка растворов ПАВ в в виде контрированных оторочек, с содержанием

ПАВ С5…10% масс.

С последующим проталкиванием оторочки ПАВ водным раствором полимера для предохранения раствора ПАВ от размыва.

Способ дает прирост коэффициента нефтеотдачи на 3-7%.

Арланское м-ие в РБ – пример исп. ПАВ