19. Вытеснение нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ

При вытеснении нефти растворителями и газами при режиме смешивающегося вытеснения Квытеснения приближается к 1. Но существует вещества, которые при обычном заводнении позволяют увеличить Квытеснения за счет снижения поверхностного натяжения на контакте нефть – вода, сделать поверхность зерен пород более смачиваемой водой, т. е. увеличить их гидрофильность.

Снижение сил поверхностного натяжения возможно за счет применения поверхностно – активных веществ (ПАВ).

Идея применения ПАВ в качестве добавок к закачиваемой в пласт воде возникла давно. В 1930 г Де Горт (США) зарегистрировал патент, который описывает использование ПАВ, растворимых в воде, для улучшения извлечения нефти.

В 1958 г Холбрук (США) сделал заявку на патент, в котором для улучшения процесса извлечения нефти предложено использовать растворимые в воде ПАВ (перфторорганические соединения, жирные кислоты, мыла, полигликолевые эфиры, соли сульфоновых кислот).

Механизм процесса основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной концентрацией ПАВ в воде следует считать 0,05-0,1%.

Эффективность водных растворов ПАВ увеличивает Квытеснения на 2,5-3%.

Недостатки метода:

- Высокая адсорбция ПАВ на породе.

- Высокая чувствительность к качеству воды – содержанию кислорода механических примесей.

- загрязнение окружающей среды.

Будущее метода. Эффективность ПАВ довольна спорна, не очень большой эффект. Результаты лабораторных исследований оказались весьма противоречивыми, а проведенные промысловые испытания не дали однозначного ответа из-за трудности интерпретации полученных данных.

Анализ многочисленных исследований по вытеснению нефти из однородных по проницаемости пластов показывает, что различные ПАВ ведут себя по разному, и что для каждого пласта следует выбирать соответствующее ему вещество.

В будущем применение ПАВ в промышленных масштабах возможно в 3-х направлениях:

1. Обработка призабойных зон нагнетательных скважин с целью увеличения их приемистости.

2. С целью снижения набухаемости глин при освоении плотных глинистых коллекторов.

3. Создание различных композиций на основе ПАВ с целью увеличения коэффициента вытеснения.

20. Технология полимерного заводнения. Сшитые полимерные системы. Критерии наиболее эффективного применения метода

При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкости нефти и воды.

Для большинства залежей µ₀ = µ_нефти/µ_{вытесняющего агента}> 1.

Такое отношение вязкостей оказывается неблагоприятным, наблюдается прорыв воды на ранних стадиях разработки, что обусловлено резко неоднородным профилем вытеснения. Т.о. примененяя загущающие добавки к воде американские исследователями предложили в качестве загустителя использовать водорастворимый полимер полиакриламид (ПАА). Эта молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта.

Полиакриламид выпускается в виде геля, твердых гранул или порошка. Обычно применяют следующую концентрацию ПАА в воде: по твердому полимеру (в виде гранул или порошка) 0,08 – 0,4%.

Считается, что водный раствор полиакриламида целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости – 10 – 30 мПа*сек.

Под полимерным заводнением понимается закачка в пласт оторочки раствора полимера. Объем оторочки менялся от 5 до 30% в зависимости от геологического строения пласта и вязкости нефти.

Одним из недостатков метода является адсорбция полимера пористой средой. Адсорбция полимера в пористой среде приводит к уменьшению ее проницаемости. Количество адсорбированного полимера зависит от структуры пористой среды, ее вещественного состава, а также от состава и свойств насыщающих пористую среду жидкостей. Установлено, что увеличение концентрации хлористого натрия в растворе приводит к усилению адсорбции полимера.

Адсорбция зависит также от породы продуктивного пласта. Так, адсорбция на известняке значительно выше, чем на кварцевом пес­чанике.

Водный раствор полимера поступает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, причем чем выше проницаемость пропластка, тем больше поступает в него полимера, и тем значительней повышается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых слоев.

Широко используется для выравнивания профилей приемистости и отдачи при разработке нефтяных месторождений на любой стадии.

Зависит от минерализации воды: чем выше сорбция - тем выше минерализация.

Наибольший эффект от применения данного метода следует ожидать для резконеоднородных коллекторов, содержащих высоковязкую нефть.

Сшитые полимерные системы

Принцип: при смешивании полимерного раствора с определенными реагентами (сшитых полимеров) образуется малоподвижный гель в порах пласта - выравнивается проницаемость отдельных пропластков, выравнивая тем самым фронт вытеснения и, следовательно, повышать нефтеотдачу пласта в целом. Т.о. высокопроницаемые пропластки закупориваются.

Выравнивание профилей происходит при большой обводнённости продукции.

Существуют технологии совместной закачки полимеров и сшивающих агентов с образованием гелей в самом пласте. Однако наиболее эффективна технология сшивки полимера непосредственно пласте в результате последовательной закачки полимера и сшивателя.

В качестве сшивателя применяют: бихромат калия, треххлористый хром, гидрат алюминия, алюминат натрия и т.д.

Приготовленная композиция закачивается в неоднородные пласты на расстояние 3 - 300 м от нагнетательной скважины.

Глубина проникновения геля в пропластки различной проницаемости будет различной. Большое значение имеет степень неоднородности пласта: Чем больше расчлененность тем на меньшую глубину можно закачивать композицию.

Возможна попеременная закачка сшитого полимера и воды.

К числу новых типов водорастворимых полимеров, которые можно эффективно использовать для увеличения нефтеотдачи относятся экзополисахариды - продукт жизнедеятельности микроорганизмов и получившие название “биополимеры”. Наиболее широкое распространение получил ксантан.

Их ценность определяется большой вязкостью раствора при низкой концентрации более высокая стойкость против механической, термокислотной деструкции и совместимость с высокоминерализованными пластовыми водами, меньшая стоимость.

Критерии наиболее эффективного применения метода на основании лабораторных, теоретических и промысловых испытаний технологии:

1. вязкость пластовой нефти должна находиться в пределах от 3 до 125 мПа•с.

2. проницаемостей пластов от 0,02 до 2,3 мкм². Температура 60-90 °С.

3. глубина залегания пластов сама по себе не служит лимитирующим фактором.

4. вода для приготовления раствора полимера должна быть пресной или, в крайнем случае, слабоминерализованной (солей не более 10-20 г/л).

5. проектируются активные системы разработки: площадные, одноряд­ные и трехрядные при внутриконтурном заводнении. Законтурная закачка раствора полимера нежелательна ввиду непроизводительных затрат полимера.