- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
Водные растворы щелочей способны снижать поверхностное, натяжение на границе с нефтью, содержащей природные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и нафтеновые кислоты. При этом существенно улучшаются моющие и нефтевытесняющие свойства воды. Щелочные воды способствуют повышению коэффициента охвата пласта заводнением.
Механизм проявления щелочей тесно связан с процессами их взаимодействия с нафтеновыми кислотами и другими составляющими нефтей и образованием в пластовых условиях новых поверхностно-активных веществ, которые в смеси с другими естественными ПАВ, присутствующими в нефти, способствуют значительному снижению поверхностного натяжения нефти на границе со щелочной водой. В нефтях СССР количество нафтеновых кислот изменяется в широких пределах —от долей единицы до 2,5 %.
Считается, что основным критерием применимости растворов щелочей для повышения нефтеотдачи при заводнении залежей является степень снижения поверхностного натяжения на границе с нефтью. С точки зрения роли капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред при различных условиях, по-видимому, более целесообразно оценивать пригодность растворов щелочей для повышения нефтеотдачи по уровню напряжения смачивания cos (здесь — угол избирательного смачивания).
Как было упомянуто в предыдущих разделах, нефтеотдача коллекторов в одних случаях будет большей при низких значениях cos. Например, при вытеснении нефти из неоднородных пористых сред, в которых капиллярные процессы способствуют формированию водонефтяных смесей в зоне контакта воды и нефти, для нейтрализации их вредного влияния требуется снижение капиллярного давления (т. е. cos) до величин значений, близких к нулю. При заводнении трещиноватых коллекторов с высокой проводимостью трещин целесообразно использовать воды с повышенным значением cos для интенсификации процессов впитывания воды из трещин в нефтенасыщенные блоки, для усиления процессов массообмена под влиянием капиллярных сил и т. д.
Следует учитывать, что cos не всегда снижается с уменьшением в связи с улучшением смачивающих свойств воды (т. е. из-за возрастания cos). Разумеется, что при поверхностном натяжении, близком к тысячным долям мН/м, при любой смачиваемости значение cos будет характеризоваться соответствующими малыми величинами. Однако необходимо учитывать, что в зависимости от состава и свойств нефтей зависимость поверхностного натяжения =f (С) нефти на границе с водой от концентрации С щелочи может быть различной, и не всегда при этом поверхностное натяжение снижается до значений, близких к нулю. На рис. VIII.13 приведены зависимости поверхностного натяжения различных нефтей месторождений Азербайджанской ССР на границе с растворами NaOH от концентрации щелочи. По данным американских исследователей, некоторые нефти, бедные кислотами, обладают значительным поверхностным натяжением (15—18 мН/м) на границе с растворами щелочи даже при весовой доле последней, равной 1 %. В связи с комплексным влиянием на нефтеотдачу реальных коллекторов смачивающих свойств вод и их поверхностного натяжения на границе с нефтью целесообразно принимать за один из основных критериев использования растворов щелочей для повышения нефтеотдачи в процессе заводнения скорость их капиллярного впитывания в нефтенасыщенные породы.
Р ис. VIII. 13. Зависимости поверхностного натяжения различных нефтей Азербайджана на границе с растворами NaOH от концентрации щелочи. Нижний отдел свиты продуктивной толщи: 1 — калинская; 2 — подкирмакинская песчаная; 3 — кирмакинская; 4 — подкирмакинская; 5 — подкирмакниская глинистая; верхний отдел свиты; 6 — балаханская; 7 — сабунчинская; 8 — сураханская
Например, при существенном влиянии на процесс фильтрации прорыва вод по системам трещин коллектора высокое значение поверхностного натяжения раствора щелочи на границе с нефтью (при хороших их смачивающих свойствах) должно оказаться благоприятным фактором, способствующим увеличению нефтеотдачи. Следовательно, целесообразность применения щелочных вод для заводнения необходимо определять не только исходя из физико-химических свойств пластовых систем, но и их строения и назначения процесса с точки зрения механизма планируемого метода увеличения нефтеотдачи.
При проектировании заводнения с использованием растворов щелочи необходимо также учитывать совместимость пластовых вод с нагнетаемыми в пласт растворами щелочей, степень их взаимодействия с породами коллектора. Опыт показывает, что существенное влияние на поверхностное натяжение растворов щелочи на границе с нефтью оказывают присутствующие в пластовой воде соли. Ионы кальция, например, способствуют снижению эффективности действия щелочей. В присутствии поваренной соли (до 20 000 мг/л) количество щелочи, требуемой для снижения поверхностного натяжения, уменьшается с повышением концентрации NaCl в растворе. Но при этом следует учитывать, что воды с высоким содержанием поваренной соли обычно более жесткие.
Нежелательными компонентами в нефти при заводнении с использованием щелочей являются газы H2S, CO2, которые способны связывать некоторое количество щелочей и уменьшать их концентрацию в растворе. Присутствие в породе гипса и ангидрита отрицательно сказывается на результатах заводнения вследствие растворения CaSO4 и выпадения из раствора осадков Са(ОН)2. Глинистые компоненты породы с высокой интенсивностью ионного обмена способствуют снижению концентрации NaOH в растворе вследствие его нейтрализации ионами кальция и магния. При содержании глин в породе, по данным лабораторных опытов, получен лучший результат в процессе нагнетания в модель пласта между нефтью и раствором щелочи буфера из раствора двууглекислой соды, который способствует предварительному связыванию (до подхода растворов щелочи) ионов кальция, выпадающего из раствора в составе карбоната кальция.
Количественная оценка степени взаимодействия щелочи с породой и потери ее в пласте на реакцию с минералами может быть приближенно оценена по следующей методике. Раздробленный керновый материал (500—600 г) экстрагируют, высушивают и помещают в колонку длиной 40—45 см, специально оборудованную для фильтрации через пористую среду раствора щелочи. Насыщают породу под вакуумом дистиллированной водой и определяют объем пор (Vпор). Затем фильтруют через нее раствор NaOH заданной концентрации С (мг/1 см3), измеряя рН раствора, выходящего из колонки. Когда рН входящего и выходящего из пористой среды раствора щелочи сравниваются, процесс фильтрации прекращают и измеряют объем V раствора, прошедшего через пористую среду к этому моменту.
Реакционная способность пород определяется по формуле R=100VС/Р,
где Р — масса навески породы, г; R — расход щелочи в мг на 100 г породы; С — изменение концентрации щелочи в фильтрате.
Сравнительная дешевизна гидроокиси натрия (NaOH), небольшие массовые доли (0,05—0,1 %) в растворе, при которой достигается максимальное изменение физико-химических характеристик пластовой системы, непрерывные процессы образования новых систем ПАВ непосредственно на водонефтяном контакте — основные преимущества растворов щелочей (по сравнению с поверхностно-активными веществами), которые служат причиной увеличения промышленного их применения для воздействия на залежи нефти с целью увеличения нефтеотдачи. По лабораторным данным, использование щелочных вод способствует увеличению коэффициента вытеснения на 15—20%.
Ранее было упомянуто, что при соотношении вязкости нефти и воды (0=н/в>10 эффективность заводнения пласта сильно снижается. Поэтому целесообразно при высокой вязкости нефти использовать в процессе заводнения пласта горячие растворы щелочей, если физико-геологические условия это допускают. Горячая вода способствует значительному снижению соотношения вязкости нефти и воды, она лучше смачивает поверхность горных пород и лучше отмывает их от нефти (об этом см. в следующих разделах).