книги из ГПНТБ / Ахметшин М.А. Применение поверхностно-активных веществ на нефтепромыслах Туркмении

насыщении породы смачивающей фазой в 75— 85% от­

100% при насыщении 80— 90%. Сумма проницаемостей для отдельных фаз составляет меньше 100%, а для двухфазных систем может упасть до 33%.

Рассмотрим влияние молекулярно-поверхностных п капиллярных сил на остаточную водопасыщенность

призабойной зоны пласта.

Механизм вытеснения воды нефтью пз призабойной зоны в скважину зависит от тех же факторов, которые были рассмотрены при анализе механизма вытеснения нефти водой из призабойной зоны в глубь пласта.

Установлено, что во всех случаях добавление к не­ полярной жидкости полярных добавок способствует вытеснению ею воды.

Поэтому активные н высокоактивные нефти всегда лучше будут вытеснять из призабойной зоны воду, проникшую туда во время вскрытия нефтяного пласта или при производстве ремонтных работ в стволе сква­ жины, чем неактивная и малоактивная нефть.

Активная нефть значительно успешнее и полнее вытесняет из призабойной зоны щелочную воду, чем жесткую, поэтому остаточная водопасыщенность при щелочной воде будет меньше, чем при жесткой.

Установлено экспериментально [5], что при вытесне­ нии воды активной нефтью остаточная водонасыщенность при морской воде меньше, чем при пресной. Ко­ личество остаточной воды при вытеснении ее неполяр-

40

мой углеводородной жидкостью не зависит от характеристики проникших в нефтяной пласт вод [5].

При взаимном вытеснении нефти водой и воды нефтью наблюдается следующая закономерность. Фильтрация воды, вытесняющей нефть из призабойной

ная картина, т. е. чем больше полярных компонентов в нефти, тем больше вытесняется воды из призабойной зоны.

Характеристика твердой поверхности также влияет на остаточную водонасыщенность. Известно, что сма­ чиваемость карбоната нефтью больше, чем кварца. С ростом же степени гидрофобизации твердой поверх­ ности величина остаточной водонасыщенности будет уменьшаться. Следовательно, чем более карбоиатна порода, тем меньше остаточная водонасыщенность.

С уменьшением проницаемости нефтяного коллекто­ ра, с повышением в нем содержания глинистых частиц увеличиваются объем связанной с твердой поверхно­ стью воды и прочность этой связи. Поэтому с умень­ шением проницаемости призабойной зоны и увеличе­ нием ее глинистости возрастает остаточная водонасы­ щенность.

Итак, можно заключить, что количество остаточной воды в призабойной зоне уменьшается тем больше, чем выше активность нефти и щелочность воды, чем больше содержание карбонатных веществ в нефтяном коллекторе и меньше глинистых частиц. Наибольшее количество остаточной воды в призабойной зоне будет иметь место в тех нефтяных коллекторах, которые

41

имеют низкую проницаемость, содержат много глини­ стых частиц и мало карбонатных веществ, а также пропитаны нефтями неактивной группы.

Сделанные выводы относятся к случаю, когда скражина имеет безводную нефть, а нефтяной коллектор не содержит связанной воды. Однако, как известно, в

тивной. Вообще, при наличии в коллекторе связанной воды, капиллярная пропитка происходит с относитель­ но большой скоростью даже в тех случаях, когда в породе находится высокоактивная нефть [6]. При малоактивной нефти будет больше также время обрат­ ного вытеснения воды из призабойной зоны в скважи­ ну. Здесь, как и в случае отсутствия воды в породе, снижение нефтепроницаемостн будет тем больше, чем больше глинистость ее и меньше активность нефти. Когда же в коллекторе нет глинистых частиц, то сни­

зону.

Вода, проникшая в поровое пространство, оттесняет наименее прочные слои нефти, сосредоточенные в наименьших сужениях пор и в наибольших порах, обходя наибольшие сужения пор и наименьшие поры. Это относится к жестким водам. При обратном выте­ снении воды нефтью пространство, состоящее в зна­ чительной мерс из мелких пор и узких промежутков между зернами, оказывает сильное сопротивление те-

42

чению нефти и обладает незначительной проницае­ мостью вследствие проявления эффекта Жамена.

При прохождении через суженные участки каналов между зернами породы капли смачивающей породу жидкости в среде несмачивающей жидкости меняют свою форму и размеры. Радиусы капли (пузырька) при этом изменяются: в области меньшего давления в

где Р|— наружное давление на контакте при радиусе

ваемая молекулярно-поверхностными силами, которую необходимо добавочно преодолеть при проталкивании капель воды через поры. Это явление возникновения добавочных сопротивлений при движении в капиллярных каналах капель воды (или пузырьков газа), череду­ ющихся с нефтью, носит название эффекта Жамена.

43

При большом количестве пузырьков суммарные сопротивления движению нефти могут достигать очень

раллельным потоком окружающей нефтяном фазы при длине капиллярных каналов 0,01 см, то величина градиента давления, которое на 0,305 м длины пласта может вызвать движение капелек воды к забою сква­ жины, достигает 35 ат.

Если поверхностное натяжение на границе нефтьвода снизить до 0,05 дин/см, то необходимый градиент

ного натяжения.

Действия молекулярно-поверхностных факторов и капиллярных эффектов особенно сильно проявляется в истощенных месторождениях, где пластовые давле­

к уменьшению гидратированности ее; вместе с тем адсорбция ПАВ происходит и иа разделе нефть-вода, что, в свою очередь, приводит к снижению поверхност­ ного натяжения воды на границе с нефтью. Это и уменьшение толщины гпдратного слоя увеличивают возможность разрыва его нефтью; образующиеся при

44

разрыве капли воды на твердых частицах имеют малые размеры и краевые углы смачивания, а следовательно, и меньшую прочность прилипания. Капли нефти, обра­ зующиеся в потоке воды с низким поверхностным на­

до!! поверхности потоком нефти, движущейся к сква­ жине, меньше, чем сила, нужная для отрыва от этой поверхности гпдратисго слоя, сплошь покрывающего поверхность частиц. В результате вышеизложенного, количество остаточной воды в призабойной зоне при последующем поступлении нефти в скважину оказы­ вается меньше количества связанной воды, а нефтепроницаемость — больше.

2.Возможность образования эмульсии

впризабойной зоне

Диализ освоения скважин после бурения, капиталь­ ного ремонта и промывки песчаных пробок, где в ка­ честве промывочной жидкости применяли воду или глинистый раствор на водной основе, приводит к убеждению, что одной из основных причин снижения естественной проницаемости призабойной зоны и, сле­ довательно, уменьшения потенциальной производи­ тельности нефтяных скважин в результате проникно­ вения в пласт воды, по-впдпмому, может явиться обра­ зование в призабойной зоне пласта стойкой эмульсии типа «веда в нефти».

Достаточно устойчивые эмульсии могут быть поле­ чены лишь при наличии двух условий:

1) перемешивание нефти и воды и взаимное их диспергирование;

2) наличие в одной из фаз эмульгаторов-стабилиза­ торов эмульсии.

45

Перемешивание и взаимное диспергирование в тон или иной степени может иметь место и в призабойной зоне пласта.

От начала вскрытия нефтяного пласта и до ввода скважины в эксплуатацию, и во время производства ремонтных работ в стволе скважины в процессе ее эксплуатации, могут существовать благоприятные ус­ ловия для взаимовытеснения нефти водой и воды пефтыо.

Эмульсии, полученные из чистых жидкостей, обычно очень нестойки; частицы (капли воды) при соприкосно­ вении друг с другом сливаются (каолесцнруют) и ди­ сперсная система постепенно расслаивается на две иесмешивающнеся жидкости.

Достаточно устойчивые эмульсин могут быть полу­ чены лишь при добавлении к одной из образующих эмульсию жидких фаз эмульгатора, адсорбирующегося на поверхности каждой капельки воды.

Исследования советских ученых показали, что при­ родными эмульгаторами эмульсий типа «вода в нефти» (т. с. такого типа, где дисперсной фазой является во­ да, а дисперсионной средой — нефть) являются слабо поверхностно-активные высокомолекулярные углероди­ стые соединения, асфальтены, смолы, а также твердые, так называемые «бронирующие», эмульгаторы (высоко­ дисперсные частицы глин, нефтесодержащих пород, микрокристаллы парафина и др.) [27].

По современным представлениям об эмульсиях, об­ разование эмульсин воды в нефти представляется сле­ дующим образом: на поверхности раздела нефть-вода концентрируются (адсорбируются) из нефти асфальте­ но-смолистые вещества, представляющие собой коллоид­ ные частицы (размеры частиц 0,1 микрона), а также микрокристаллы парафина и минеральные частицы.

46

Так образуется защитная пленка (оболочка) вокруг ка­ пелек воды, которая обладает структурной вязкостью, т. е. отличается по своему составу от состава нефтяной фазы.

Образование защитных слоев па границе нефть-вода исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор или участков пористой среды [26], поэтому нефтяные эмульсии, образующиеся в при­ забойной зоне, могут сильно затруднять притоки нефти к скважине, и, следовательно, уменьшится производи­ тельность нефтяных скважин.

Таким образом, чтобы предупредить образование стойкой эмульсии в призабойной зоне, необходимо пред; отвратить адсорбцию эмульгаторов на разделе нефтьгода, Этому содействует ПАВ. закаченное в пласт извне. Это ПАВ должно действовать как деэмульгатор (см. выше).

А чтобы разрушить образовавшуюся в призабойной зоне эмульсию, также необходимо обработать призабой­ ную зону пласта раствором ПАВ — деэмульгатора.

3. Набухание глинистых частиц, закупорка пор твердыми частицами и их предупреждение

Поглощение жидкости телом, сопровождающееся увеличением его объема, пазываеся набуханием. Заме­ чено, что в основном набухают глины. А глины в нефтя­ ном пласте содержатся почти во всех случаях. Под действием воды, проникающей в призабойную зону во время вскрытия нефтяного пласта или в процессе ремон­ та скважины с применением воды, глинистые частицы набухают и вызывают закупорку порового простран­ ства.

Доказано, что наибольшее набухание глин нронсхо-

47

дит при щелочной воде, наименьшее— при жесткой мине­ рализованной воде [8].

При соответствующих условиях ПАВ могут предот­ вратить набухание глинистых частиц. Молекулы Г1АВ, ориентируясь полярными, группами к поверхности гли­ нистых частиц, а углеводородными цепями наружу, вы­ зывают гндрофобизацию поверхности глины п тем са­ мым предупреждают ее набухание.

Естественно полагать, что в воде, которая проникает в нефтяной пласт и длительное время то движется в глубь пласта, то возвращается к забою скважины, всегда содержатся коллоидных размеров твердые части­ цы. То же можно предположить и в отношении нефти, т. е. что и в ней могут содержаться коллоидно-дисперс­ ные частицы. Последние могут быть внесены в призабой­ ную зону из глинистого раствора фильтрующейся во­ дой, а также образоваться вследствие некоторого разрушения призабойной зоны. Чаще всего твердыми

твердых частиц в призабойной зоне и постепенная за­ купорка порового пространства.

Известно, что в дисперсных системах адсорбционные слои резко меняют взаимодействие между дисперсной фазой и дисперсионной средой, вызывая либо стаби­ лизацию, либо каогуляцию системы. Этому способствуют различные ПАВ, являющиеся стабилизаторами суспен­ зий, молекулы которых предохраняют частицы от сли­ пания друг с другом.

Таким образом, можно заключить, что добавки к гли­ нистому раствору ПАВ в процессе вскрытия нефтяного пласта могут нейтрализовать отрицательное влияние

48

воды и сохранить природную проницаемость призабой­ ной зоны.

При снижении нефтепроницаемости призабойной зо­ ны за счет отрицательного влияния воды в процессе эксплуатации скважины нефтепронпцаемость можно восстановить до первоначальной, естественной, также закачкой в пласт высококонцентрированного раство­ ра ПАВ.

IV. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ НА НЕФТЕПРОМЫСЛАХ ТУРКМЕНИИ

1. Краткая характеристика коллекторов нефти месторождений Туркмении

В настоящее время в промышленной разработке на­ ходятся месторождения Кум-Даг, Небмт-Даг, Дагаджик, Алигул, Западный Челекен и Котур-Тепе.

Нефтегазоносность приурочена к плиоценовым отло­ жениям главным образом красноцветной толщи. Апшеронские и акчагыльскпе отложения нефтеносны в Котур-Тепе, Небит-Даге и Кум-Даге. Все залежи мно­ гопластовые.

Основные разрабатываемые горизонты нефтяных месторождений залегают на глубине 700— 2500 м. За­ лежи нефти на глубине менее 700 м встречаются в центральной части Небптдагского месторождения, в Кум-Даге и Дагаджике.

Одной из особенностей месторождений Туркмении являются высокие начальные пластовые давления, зна­ чительно превышающие гидростатический напор водя­ ного столба и сравнительно высокая пластовая темпе­ ратура (в Кум-Даге Т пл = 35— 65° С, в Небит-Даге Т пл = 40— 75°С, в Дагаджике Т пл = 50— 60°С, в Алпгуле п Западном Челекене Т пл = 70— 90°С),