7.6 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 России 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 σ 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 σ×cosΘ (здесь Θ — угол избирательного смачивания).

Как было упомянуто в предыдущих разделах, нефтеотдача коллекторов в одних случаях будет большей при низких значениях σ×cosΘ. 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. σ×cosΘ) до величин значений, близких к нулю. При заводнении трещиноватых кол­лекторов с высокой проводимостью трещин целесообразно использовать воды с повышенным значением σ×cosΘ для интенси­фикации процессов впитывания воды из трещин в нефтенасыщенные блоки, для усиления процессов массообмена под влия­нием капиллярных сил и т. д.

Следует учитывать, что σ×cosΘ не всегда снижается с уменьшением Θ в связи с улучшением смачивающих свойств воды (т. е. из-за возрастания cosΘ). Разумеется, что при поверхност­ном натяжении, близком к тысячным долям мН/м, при любой смачиваемости значение σ×cosΘ будет характеризоваться соот­ветствующими малыми величинами. Однако необходимо учиты­вать, что в зависимости от состава и свойств нефтей зависимость поверхностного натяжения σ = f(C) нефти на границе с водой от концентрации С щелочи может быть различной, и не всегда при этом поверхностное натяжение снижается до значений, близких нулю. На рисунке 7.13 приведены зависимости по­верхностного натяжения различных нефтей месторождений Азербайджана 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 % .

Рисунок 7.13 – Зависимости поверхностного натяжения различных нефтей Азербайджана на границе с растворами NaOH от концентрации щелочи. Нижний отдел свиты продуктивной толщи: калинская; 2 – подкирмакинская песчаная; 3 – кирмакинская; 4 – подкирмакинская ; 5 – подкирмакинская глинистая; 6 – балаханская; 7 – сабунчинская; 8 - сураханская

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.

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 20000 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 (V_пор). 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 = 100V∆C/P,

где Р — масса навески породы, г; R — расход щелочи в мг на 100 г породы; ∆C — 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 в целях 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 μ₀=μ_н/μ_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.