
книги из ГПНТБ / Ахметшин М.А. Применение поверхностно-активных веществ на нефтепромыслах Туркмении
.pdfванне тела водой, если первоначально оно было гид рофобным и водой не смачивалось.
Академик П. А. Ребиндер классифицирует поверх ностно-активные вещества по механизму действия на четыре большие группы [29].
К первой группе относятся вещества, поверхностноактивные на границе жидкость-газ (воздух), но не образующие сетчатых структур ни в объеме, ни в ад сорбционных слоях и являющиеся низкомолекулярны ми веществами, истинно растворимыми в воде. Ти пичным примером являются спирты. Все они в виде добавок к воде являются слабыми смачивателями: по
нижая поверхностное натяжение |
воды, |
они |
облегчают |
||||
ее растекание |
по |
плохо смачиваемым |
(гидрофобным) |
||||
поверхностям в тонкую пленку. |
|
|
|
|
|||
Эти ПАВ |
всегда являются |
также |
слабыми пено |
||||
образователями-стабилизаторами |
пен. Пены — |
это дис |
|||||
персные |
системы, |
в которых дисперсная |
фаза — газ |
||||
(воздух), |
а дисперсионная среда — жидкость, |
вытяну |
тая в тонкие пленки. По своему строению пены подоб ны высококонцентрированным эмульсиям.
Пены можно получать, продувая воздух через жид кость. Если продувать воздух через чистую жидкость (воду), топена не образуется. Если же к воде добав лено ПАВ — стабилизатор, — образуется устойчивая обильная жидкая пена. Жидкую пену, стабилизирован ную одним ПАВ, можно разрушить, добавив более ак тивное другое ПАВ, вытесняющее пенообразователь с поверхности пузырьков [17]. Таким образом, к первой группе ПАВ относятся и пеногасители, являющиеся более активными ПАВ по сравнению с пенообразова телями.
Ко второй группе относятся вещества, поверхност но-активные па границе двух несмешпвающнхся жид-
30
K c c T e i i или па твердых поверхностях раздела, по не образующие структур ни в. объеме раствора, ни в по
верхностных |
слоях. |
Прежде |
всего такие вещества в |
|
самс.м общем |
виде |
можно |
назвать |
диспергаторами. |
Адсорбируясь |
и тем |
самым |
понижая |
свободную по |
верхности) ю энергию жидкости или твердого тела, они облегчают процесс образования новых поверхностен, т. с. диспергирования в данной среде. Таковы процессы эмульгирования жидкостей, диспергирования твердых тел.
Наиболее важным и своеобразным является ад сорбционное понижение прочности твердых тел, т. е. облегчение их диспергирования при действии внешних
сил влиянием адсорбирующихся |
веществ. При этом |
|||
новые |
поверхности |
развиваются |
па |
основе разного |
рода |
поверхностных |
дефектов-изъянов |
структуры, и |
их развитие облегчается адсорбцией.
Предельным случаем является адсорбционное само произвольное диспергирование вследствие понижения поверхностной энергии до очень низких значений под влиянием ПАВ. Именно таково самопроизвольное эмульгирование под влиянием больших добавок ПАВ (например, образование устойчивой водно-нефтяной эмульсин при наличии в нефти природных ПАВ — эмульгаторов) и «распускание» (коллоидное раство рение) бентонитовых глии в воде.
Диспергаторы являются одновременно и пептпзаторамн. Пептнзацпей называется процесс диспергирова ния рыхлых агрегатов, слабо связанных молекулярны ми силами и потому легко распадающихся на отдель ные первичные частицы под влиянием адсорбции.
ПАВ первой группы, адсорбирующиеся на границе вода-воздух, почти всегда являются поверхностно-ак тивными на жидких п твердых поверхностях, т. е. в
31
том или иной степени оказываются диспергаторами (часто не обнаруживая при этом стабилизирующего действия). Обратное же во многих случаях не имеет места [29].
Сильные поверхностно-активные вещества, не яв ляющиеся стабилизаторами, могут служить деэмульга торами устойчивых эмульсий, т. е. способствовать их расслоению в результате слияния капелек. Адсорби руясь сильнее, чем стабилизатор, такие деэмульгаторы
вытесняют его с поверхности капелек, |
сами же они |
не |
|
в состоянии |
обеспечить устойчивость эмульсий, т. |
е. |
|
предотвратить |
слияние капелек по |
той причине, |
что |
деэмульгаторы, адсорбируясь на границе двух жидких фаз (например, вода-нефть), образуют защитную плен ку, легко разрывающуюся при сближении капель веды друг к другу. Следовательно, деэмульгаторы рез ко снижают прочность защитных поверхностных слоев па пефтеводной границе раздела.
Адсорбируясь на твердых поверхностях, ПАВ вто рой группы могут резко изменять молекулярную при роду твердой поверхности, т. е. условия ее избиратель ного смачивания на границе двух жидкостей противо положной полярности вода-масло. В результате ориен тированной адсорбции ПАВ происходит гидрофобизация первоначально гидрофильных твердых поверхно стей, и наоборот, гидрофилизацпя первоначально гид рофобных поверхностей. Достаточно длинные углево дородные цепи, ориентированные при этом наружу, вызывают несмачивапие такой поверхности водой или
избирательное вытеснение воды с такой |
поверхности |
||
неполярной жидкостью (маслом). |
|
|
|
Для карбонатных пород (известняков, доломитов) |
|||
гидрофобизаторамп являются |
аииоиактивные |
вещества |
|
и прежде всего карбоновые |
кислоты или |
их |
водораст- |
32
воримые мыла, образующие на поверхности нераство римые покрытия соответствующих кальциевых или ба риевых мыл.
Для двуокиси кремния, ряда силикатов, алюмоси ликатов (т. е. песков и песчаников), на поверхности стекол гпдрофобизаторамн являются катионактивные вещества.
В третью группу входят ПАВ, которые могут быть объединены под общим названием стабилизаторов.
Стабилизаторы могут |
быть и сравнительно слабо по |
||
верхностно-активными |
веществами — |
уже |
при слабой |
адсорбции они могут |
образовывать |
сильно |
структури |
рованные защитные оболочки.
Стабилизаторы не только препятствуют обычному
агрегированию |
частиц— каогуляции и |
каолесценции, |
||
но и тем самым |
предотвращают развитие структур, |
|||
адсорбцмонно |
блокируя места |
сиепления |
частиц, т. е. |
|
препятствуя |
их |
сближению. |
Поэтому |
стабилизаторы |
суспензии являются также адсорбционными пластифи каторами. В виде очень малых добавок они «разжи жают»— пластифицируют структуры, понижая их прочность и структурную вязкость.
В качестве поверхностно-активного пластификатора применяются стандартный продукт из отходов целлю
лозно-бумажной |
промышленности — |
сульфит-спмрто- |
||
вая барда |
(ССБ), карбоксилметнлцеллюлоза (КМЦ). |
|||
которые |
применяются |
в бурении как |
стабилизаторы |
|
при приготовлении глинистых растворов. |
||||
Четвертую |
группу |
ПАВ образуют |
моющие веще |
ства, занимающие первое место по объему их прак
тического использования. |
Их |
назначение — |
отмывать |
||
разнообразные |
загрязнения |
с |
поверхностей, |
переводя |
|
эти загрязнения |
в состояние |
стабилизированной |
сус |
||
пензии (или эмульсин) и тем |
самым препятствуя |
их |
И, заказа 1276. |
33 |
обратному налипанию на поверхности, с которых они отмыты.
Моющие вещества обладают всем комплексом свойств, характерных для ПАВ предшествующих трех групп. Они сильно понижают поверхностное натяжение веды на границе с воздухом, т. е. обладают в обычном смысле высокой поверхностной активностью, обнару живая смачивающее и вместе с тем гпдрофилмзующее действие. Образуя пространственные сетчатые структу ры в объеме раствора п особенно в поверхностных слоях, моющие вещества являются не только дисперга
торами, |
но и сильными |
стабилизаторами |
суспензий и |
||||
эмульсий |
(эмульгаторами). |
Поверхностно-активные |
|||||
моющие |
вещества |
всегда |
применяются па |
практике не |
|||
в индивидуальном |
виде, |
а в форме |
моющих |
средств, |
|||
т. е. сложных смесей, включающих, |
кроме |
самого ос |
|||||
новного |
поверхностно-активного агента, еще |
и слабо |
поверхностно-активные структурообразующие стабили заторы (защитные коллоиды или высокомолекулярные загустители типа КМЦ) и электролиты, в том числе щелочные (сода, фосфаты, силикат натрия).
II. ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ВОДОЙ И ВОДЫ НЕФТЬЮ
Нефтяные коллекторы представляют собой пори стые среды с высокоразвитой поверхностью. Движение нефти, воды п газа в такой среде определяется как объемными (гидродинамическими), так и молекуляр но-поверхностными факторами.
В частности, процесс вытеснения нефти водой из призабойной зоны скважины в глубь пласта опреде ляется в значительной степени физико-химическими свойствами нефти и воды, насыщающих поровое прост ранство, физико-химическими свойствами воды, вы
34
тесняющей нефть, структурой порового пространства, гранулометрическим составом пород и физико-химиче скими свойствами минералов, слагающих их.
Необходимо различать два случая движения нефти, воды и газа в пористой среде: движение однородной жидкости или газа при отсутствии менисков- и совмест ное движение этих жидкостей, сопровождающееся об разованием менисков на контактах нефть-вода, нефтьгаз и вода-газ.
В первом случае краевые углы смачивания отсут ствуют. При этом физико-химические факторы сво дятся к изменению свойств жидкости у поверхности твердых частиц породы, например, к образованию адсорбционных слоев.
Во втором случае к указанным факторам приоб щаются еще капиллярные эффекты, действие которых может в ряде случаев играть решающую роль.
Добавочное давление в капиллярах или, как при
нято называть, |
капиллярное |
давление определяется |
||||
уравнением: |
|
|
_ |
2jCOSQ |
|
|
|
|
|
^ |
|
г |
|
где |
а — поверхностное |
натяжение на разделе нефть-во |
||||
да |
в динах/см; |
г — |
радиус поры |
в см (предполагается, |
||
что мениск имеет |
полусферическую форму); 0 — крае |
|||||
вой |
угол смачивания. |
|
|
|
||
Наибольшее действие |
капиллярных сил проявляется |
при малых давлениях вытеснения. При относительно высоких перепадах давления процесс вытеснения неф ти водой или воды нефтью в призабойной зоне сква жины определяется главным образом этим давлением.
Капиллярное давление зависит от направления действия капиллярных сил. Если краевой угол смачи вания 0 <90°, то вода будет впитываться в нефтенасы щенную породу.
3* |
35 |
При 0>SO° (В < 0 ) капиллярное давление, меняя знак, препятствует проникновению воды в указанную породу.
Известным примером проявления капиллярных сил
является подъем |
жидкости в капиллярной трубке или |
|
в |
пористей среде |
(смачиваемой жидкостью) на неко |
торую высоту над свободной поверхностью. |
||
|
Самопроизвольный подъем жидкости прекращается |
|
с |
момента, когда |
дополнительное капиллярное давле |
ние уравновесится весом столбика поднимающейся жидкости.
Если жидкость не смачивает капилляра, то при погружении конца капиллярной трубки в сосуд с та кой жидкостью, жидкость в капиллярной трубке опу стится ниже уровня ее в сосуде. Например, такое явле
ние произойдет с водой в вертикальном поровом |
ка |
|
нале в случае гидрофобной ее поверхности. |
|
|
Величина краевого угла смачивания при |
отсутствии |
|
в пористой среде закачанных извне ПАВ |
зависит |
от |
степени активности нефти. С увеличением активности
нефтей, значение 0 |
возрастает. |
|
|
|
|
||||||
Активность |
нефтей, |
в свою очередь, |
определяется |
||||||||
наличием |
|
в них поверхностно-активных |
компонентов |
||||||||
[5,22]: |
органических |
кислот, |
их |
солей, |
асфальтенов, |
||||||
смол |
и др. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Поверхностное |
натяжение для |
неактивных |
нефтей |
||||||||
на границе |
с |
пластовой |
и морской |
водами изменяется |
|||||||
в пределах 25— 35 дин/см, для активных |
нефтей |
— в |
|||||||||
пределах |
Н — 25 дин/см. |
|
|
|
|
|
|
||||
Исследованиями [5, 10, 19, 32] было показано, |
что |
||||||||||
нефти |
по |
|
сравнению |
с неполярной углеводородной |
|||||||
жидкостью |
всегда |
имеют |
значительно |
пониженную |
|||||||
скорость |
фильтрации |
в пористой |
среде. |
Это |
можно |
||||||
объяснить |
|
образованием |
па |
поверхности |
частиц |
|
поро |
36
ды адсорбционных слоев, которые практически не уча ствуют в фильтрации и поэтому замедляют ее, умень шая эффективный диаметр поровых каналов.
Экспериментально было показано [10], что обра зование адсорбционных слоев на поверхности зерен кварца содействует вытеснению воды с твердой поверх ности частиц углеводородной жидкостью и, наоборот, препятствует вытеснению этой жидкости водой. Выте снение водой углеводородной жидкости происходит тем успешнее, чем меньше ее полярность.
Из работ [2, 6] ясно, что при проникновении воды в нефтяной пласт во время его вскрытия или в процессе производства работ в скважине с применением промы
вочной жидкости |
вытеснение |
нефти из призабойной |
|||
зоны |
в глубь пласта |
происходит тем полнее |
и легче, |
||
чем |
менее |
активна |
нефть. Чем больше концентрация |
||
полярных |
веществ |
в нефти, |
тем прочнее |
связь ее с |
твердой поверхностью и тем труднее происходит раз
рыв пленки нефти водой на этой поверхности. |
|
|
Как было |
установлено исследованиями |
проф. |
Г. А. Бабаляна |
[5], с увеличением концентрации |
по |
лярных веществ в нефти, с одной стороны, снижается поверхностное натяжение на контакте нефть-вода, что содействует лучшему вытеснению нефти е о д о й и з при забойной зоны скважины в глубь пласта; с другой сто роны, увеличивается прочность связи нефти с твердой поверхностью частиц, что препятствует вытеснению нефти водой.
Второй фактор всегда превалирует над первым [5], поэтому с увеличением содержания в нефти полярных компонентов вытеснение ее водой из призабойной зоны
происходит значительно хуже, |
чем вытеснение неак |
тивных нефтей, содержащих |
ничтожное количество |
ПАВ. |
|
37
Немаловажное влияние на полноту и скорость вы теснения нефти из призабойной зоны в глубь пласта имеют также физико-химические свойства воды.
При щелочных водах пленка нефти на твердой, по
верхности меньше, чем |
при жестких |
водах (жесткость |
||
воды |
обусловливается |
наличием |
в |
ней растворимых |
соединений кальция и |
магния). |
|
|
|
В |
неактивных и малоактивных |
нефтях разрыв плен |
ки этих нефтей на твердой поверхности происходит при любой воде и очень интенсивно.
Быстрый разрыв пленки приводит к образованию в пористой среде большого количества мелких свобод ных капель и линз [5], вытеснение которых не требует больших усилии. Возможность прилипания капель нефти к твердой поверхности, смоченной водой, сво дится к минимуму.
Для активных и высокоактивных нефтей, обладаю щих большой прочностью связи с твердой поверх ностью, скорость и полнота вытеснения в сильной мере затрудняется.
Наименьшую скорость и полноту вытеснения нефти можно наблюдать при дистиллированной воде. При этой воде значения з„п и 0 больше, чем при других водах. Жесткие воды имеют меньшие значения поверх
ностного натяжения |
и краевого угла |
смачивания [16]. |
С уменьшением <змв |
и 0 уменьшается |
сила и работа, |
необходимые как для отрыва капли нефти от твердой
поверхности, |
так |
и |
для |
перемещения |
ее |
по ней. |
|||
Вследствие |
понижения |
с|Ш |
возможность |
диспергиро |
|||||
вания |
свободных |
и |
прилипших капель |
и |
линз воз |
||||
растает. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В |
природных |
условиях |
в |
нефтяных |
коллекторах |
||||
часть пор бывает занята связанной водой. |
|
|
|||||||
Количество связанной |
воды, |
влияющее |
на полноту |
38
и скорость вытеснения нефти из призабойной зоны скважины в глубь пласта, сказывается следующим образом. Благодаря наличию этой воды не вся нефть,
находящаяся |
в призабойной зоне |
скважины, |
прили |
|
пает непосредственно к твердой поверхности. |
Прили |
|||
пание части |
нефти |
происходит |
через водную под |
|
кладку. |
|
|
|
|
Вытеснение |
нефти, |
прилипшей |
к твердой |
поверх |
ности, через водную подкладку, легче, чем вытеснение нефти, прилипшей непосредственно к твердой поверх ности, так как в первом случае требуются меньшие си ла и работа.
Следовательно, при наличии в пористой среде свя занной воды нефть оттеснится водой на большее рас стояние.
III. ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТРИЦАТЕЛЬНОГО влияния ВОДЫ НА ПРОНИЦАЕМОСТЬ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
I.Молекулярно-поверхностные явления
икапиллярные эффекты
Если вода проникла в призабойную зону, то при обратном вытеснении в скважину некоторое количест во ее остается в поровом пространстве. Эту воду на зывают остаточной.
При наличии остаточной воды в призабойной зоне сопротивление течению нефти возрастает, а эффек тивная проницаемость породы для нефти умень
шается.
По данным М. Маскета [23] относительная прони цаемость породы для смачивающей фазы быстро сни жается, когда ее насыщение падает ниже 100%. При
39