Неионогенными пав

Местор.	№№ скв	Интервал пласта, м	Абсол. прониц., 10-3 мкм2	Открыт. порист., %	Минерализация связанной воды, г/л	Хим. реагент	Относ. прониц. по пл. воде, 10-3 мкм2		Эффект, %
							до обраб.	после обраб.
Западно-Тарко-Салинское	98	3077,7-3085,4	3,2	14,9	150	0.2 % р-р дисолвана в пресн. воде	1,63	1,84	113
Уренгойское	199	3057-3072	19	14	150	0.2 % р-р дисолвана в пресн. воде	0,3	0,5	167
	171	2866-2881	42	18,7	20	0.1 % р-р дисолвана в пресн. воде	2,8	2,6	92,8
	171	2866-2881	43	18,9	20	0.1 % р-р дисолвана в пресн. воде	2,9	2,7	93,1
Тарасовское	70	2281-2288	177,9	19,7	200	0.2 % р-р дисолвана в пресн. воде	16	35,5	222
	72	2153-2172	104,5	16,6	200	0.2 % р-р дисолвана в пресн. воде	47	54,6	117
	72	2153-2172	81,3	18,1	200	0.1 % р-р дисолвана в пресн. воде	18,1	27,2	150
Аганское	23	2261-2265	39	22,4	20	0.1 % р-р дисолвана в пресн. воде	12	11,8	98,3
	23	2261-2265	103	23,4	20	0.1 % р-р дисолвана в пресн. воде	60	56	93,3

Именно эти закономерности привели к установлению факта значительного отставания фронта с рабочей концентрацией полимера, от фронта закачивания воды, где полимер отсутствует. Внедрение технологии на Арланском месторождении (в 60-е гг. прошлого века ) и на других месторождениях обнаружило тот факт, что ожидаемый эффект по повышению нефтеотдачи не был достигнут, хотя по лабораторным исследованиям прогнозировалось повышение нефтеотдачи на 1520 % [1].

Предлагался также вариант использования оторочки запущенной полиме­ром воды: когда при μ₀ = 15 минимально необходимый объем ее должен составлять 56 % от объема пор.

Щелочное и щелочно-силикатное заводнение

Щелочное заводнение является одним из методов повышения нефтеотдачи пластов. Применение щелочей для повышения нефтеотдачи пластов основано на взаимодействии кислотных компонентов нефти щелочами с образованием водорастворимых солей. Эти соли снижают межфазное поверхностное натяжение до 0,01 мН/м на границе «нефть-вода» и, адсорбируясь на поверхности коллектора, изменяют его смачиваемость.

Межфазное поверхностное натяжение в неустановившемся состоянии намного меньше, чем при установившемся (от 0,01 до 35 мН/м).

Известны два метода щелочного заводнения.

1. Метод, основанный на образовании эмульсии воды и нефти, которая снижает подвижность раствора в тех зонах пласта, куда поступала большая часть нагнетаемой воды. Этот процесс может быть интенсифицирован переменным закачиванием щелочного агента и раствора, содержащего вещества, образующие нерастворимые в воде осадки при реакции со щелочным агентом. Это, по сути, силикатно-щелочное заводнение (силикат Nа + СаСl₂).

2.Во втором случае находит уменьшение вытеснение щелочным раствором нефти, со­держащейся в пласте после заводнения.

При нагнетании раствора щелочи на поверхности коллектора с остаточной нефтью начинается процесс химического взаимодействия, что приводит к снижению поверхностного натяжения на границе взаимодействущих жидкостей. Продукции реакции (соли кислых компонентов нефти) частично ад­сорбируются на поверхности нефти, частично переходят в раствор. По мере прохождения щелочного раствора ренакционная способность щелочи в нем уменьшается, а концентрация продуктов реакции повышается. Соответст­вено, уменьшается активность взаимодействия щелочного раствора с ос­таточной нефтью, повышается межфазное поверхностное натяжение и ме­нее интенсивно идет эмульгирование, при этом выделяется 3 зоны:

• зона контакта свежего раствора щелочи с деактивированной нефтью;

• область химического взаимодействия кислотных компонентов со щелочью;

• зона контакта активной нефти со щелочным раствором, не содержащим свободной щелочи.

Размер указанных зон будет зависеть от нефтенасыщенности пласта, со­держания в нефти кислотных компонентов, концентрации раствора щело­чи, размера оторочки щелочного раствора и свойств адсорбированных пленок на границе «раствор – нефть».

Исследователи прогнозировали увеличение нефтеотдачи на 315 % по сравнению с обычным заводнением. Первый промышленный экспери­мент по щелочному заводнению в Западной Сибири был проведен в 70-е годы прошлого века на Трехозерном месторождении. Результаты применения, по данным Гипротюменнефтегаза и ВНИИ, оказались весьма про­тиворечивыми (максимум прироста в нефтеотдаче оценивался в 67 %).

Сернокислотное заводнение

Метод предусматривает нагнетание в пласт небольших оторочек (около 0,15 % объема пор) раствора серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Обычно используется алкилированная Н₂SО₄.

При взаимодействии кислоты с нефтью происходит сульфирование содержащихся в нефтях ароматических соединений и образование растворимых в воде сульфокислот. Последние снижают поверхностное на­тяжение на границе «нефть-вода» до 34 мН/м.

Основную роль в процессе повышения нефтеотдачи выполняют не про­цессы вытеснения нефти концентрированной Н₂SО₄, а снижение остаточной нефтенасыщенности за счет вытеснения, подаваемой вслед за кислотой При этом одновременно с образованием сульфокислот происходит образование кислого гудрона, который может существенно влиять на водопроницаемость, что приводит к перераспределению потоков в пласте, увеличивающему коэффициенты охвата.

Этот метод был разработан в лаборатории физики пласта ТатНИПИнефть и внедрен на промыслах Татарии. По лабораторным данным, средний коэффициент безводного вытеснения оказался равным 0,68, а средний коэффициент конечного вытеснения - 0,79. Оптимальная величина оторочки концентрированной серной кислоты была определена величиной в 0,3 % от объема пор.

Крупнотоннажное закачивание при создании оторочек из кислоты способствовало использованию отходов нефтеперерабатывающих заводов (как алкилированная серная кислота - АСК). Таким образом одновременно с повышением нефтеотдачи решались проблемы захоронения загрязняющих окружающую среды продуктов.

Нефтеотдача увеличивается в результате:

1. генерирования ПАВ;

2. образования и выпадения кристаллов солей, которые закупоривают промытые водой поры и трещины;

3. выделения тепла при смешивании кислоты с пластовой и закачиваемой водой.

Промысловый эксперимент был впервые проведен в 1962-68 гг. на 14 опытных участках Первомайского месторождения [31, 37]. По сути, это было очаговое заводнение при обеспечении объема ото­рочки Н₂SО₄ около 0,140,16 V_пор. Наблюдали увеличение безводной до­бычи в добывающих скважинах на

14 % больше, по сравнению со средними показателями на других 25 контрольных участках. Прирост в КНО оценили на 11,2 % выше, чем при обычном заводнении. При линейном заводнении фиксировалось увеличение безводной добычи до 37,6 %, приемистость нагнетательных скважин в среднем возросла на 15 % по отдельным скважинам - до 40 %, увеличился коэффициент охвата закачкой (по профилям приемистости).

Затраты на 1 т дополнительно добытой нефти оказались в 6,2 раза ниже, чем при полимерном заводнении, и в 7,3 раза ниже, чем при закачивании растворов ПАВ. Однако наряду с положительными эффектами в технологии наблюдалось выпадение гипса в скважинах и промысловом оборудовании, а также коррозия оборудова­ния.

Применение мицеллярных растворов

Известно, что нефть и вода при обычных условиях в коллекторах не смешиваются. Следствием этого является возникновение капиллярных эффектов при фильтрации, приводящих к повышенным сопротивлениям для смесей. Процесс вытеснения и промывки нефти водой может быть приближен к условиям фильтрации однородных систем, если между нефтью и водой создать оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводород­ных жидкостей, воды и ПАВ, растворимых в углеводородах и стабилиза­торов). В качестве стабилизаторов обычно используют спирты (изопропиловый, бутиловый и др.). Углеводородную часть мицеллярного раствора может составить легкая фракции С₅₊ нефть.

Составы мицеллярных растворов (МР) запатентованы во многих странах. В создании их приняли участие сотрудники ВНИИнефть и Тю­менского индустриального института.

Нефтерастворимыми ПАВ являются нефтяные сульфонаты, алкиларилсульфонаты, алкилфенолы. При содержании ПАВ в системе выше кри­тической концентрации они находятся в растворе в виде сгустков (ми­целл), которые способны поглощать жидкости, составляющие их внутрен­нюю фазу.

Рисунок 6.4 Схема строения мицелл

При значительной концентрации ПАВ в процессе перемешива­ния с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты - мицеллы, строение которых зависит от количественного состава и соотношения компонентов, а также их свойств.

Принципиально структуру мицелл можно представить в виде двух структур ((рисунок 6.4): мицелл с водной (а) и с нефтяной (б) основой. В пер­вом случае молекулы ПАВ полярной частью обращены к воде, а углеводородными цепями - к нефти. Несмотря на содержание в таком мицеллярном растворе (МР) до 95 % воды, он хорошо смешивается с нефтью (внешней фазой).

Аналогично МР с вод­ной внешней фазой со­стоят из ПАВ, полярная часть молекул которых обращена к внешней водной фазе, а углеводородные цепи - к углеводородной (внутренней) ос­нове. Даже при наличии значительных количеств нефти в системе такой МР (с водяной внешней фазой) хорошо смешивается с водой. МР способ­ны растворять жидкости, составляющие их внутреннюю основу (ядро). При этом размеры мицелл возрастают, и в определенный момент наступает обращение фаз.

Внешне МР - это однородные прозрачные или полупрозрачные жидко­сти (размеры мицелл 10^-510^-6 мм). По реологическим свойствам они отно­сятся к псевдоньютоновским жидкостям, хотя вязкость их с нефтяной внешней фазой вначале возрастает, с увеличением содержания воды в системе, и может достигать 100 мПа·С (при водосодержании до 4045 %). Дальнейшее увеличение содержания воды (если она сопровождается обращением эмульсии) приводит к снижению вязкости.

По лабораторным данным, МР способны вытеснять до 5045 % неф­ти, оставшейся в пласте после обычного заводнения (даже при водонасыщенности до 70 % от объема пор). Недостаток МР - их доро­говизна и дефицитность (доля ПАВ до 915 % спирта - до 45 %). МР должны обладать устойчивостью при изменении термобарических условий.

Несмотря на это, с 1962 г. в США фирма Магайюп ОН провела про­мысловые испытания на 20 участках размером 19 га каждый.

Считается целесообразным создавать оторочки МР около 5 % от объ­ема пор. Вместе с тем на месторождениях СССР и РФ промысловые испытания по приме­нению МР не проводились.