Архив WinRAR_1 / Лекции_ХИМИЯ

Растворы карбоната натрия имеют слабую щелочную реакцию и используются для предварительной промывки пласта при применении различных систем на основе композиций ПАВ. Карбонат натрия может применяться как самостоятельный агент на объектах с очень активными нефтями. Необходимо отметить, что закачка этого реагента в пласт для создания предоторочки и умягчения пластовой воды позволяет удалить только ионы кальция, в то время как ионы магния остаются в растворе.

Гидроксид аммония – хорошо смачивающий агент. При взаимодействии с высокоактивными нефтями гидроксид аммония образует поверхностно-активные соли и способствует диспергированию высоковязких нефтей в водной фазе. Раствор аммиака может использоваться в сочетании с ПАВ для снижения адсорбции последнего в пористой среде. Применение раствора аммиака предупреждает выпадение в пласте гидроксидов солей жесткости благодаря высоким значениям рН раствора (9 – 10).

Закачка тринатрийфосфата обусловливает улучшение смачиваемости породы раствором и увеличение охвата пластов воздействием за счет образования в пласте суспензий малорастворимых ортофосфатов кальция и магния. Оседая в пористой среде, эти соли частично закупоривают поры пласта.

Наряду с тринатрийфосфатом, для увеличения нефтеотдачи пластов может использоваться триполифосфат натрия (Na5P3O10). Раствор этой соли способен образовывать растворимые комплексы с ионами кальция и магния. Кроме того, эти растворы оказывают значительное дефлокулирующее действие на глинистые минералы и способствуют образованию эмульсий. Триполифосфат натрия – лучший реагент для подготовки пласта.

Применение метода щелочного воздействия основано на взаимодействии щелочи с пластовыми и закачиваемыми жидкостями и породой пласта, в результате которого происходит изменение поверхностных характеристик системы «нефть – водная фаза – порода», а, следовательно, и условий вытеснения нефти водой. Основными факторами, определяющими повышение нефтеотдачи при щелочном

воздействии, являются:

39

-снижение межфазного натяжения;

-эмульгирование нефти;

-изменение смачиваемости породы.

В основе перечисленных выше факторов лежит реакция нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием солей щелочных металлов, являющихся поверхностно-активными веществами. Образование ПАВ сопровождается адсорбционно-десорбционными процессами на границе раздела фаз и массопереносом продуктов взаимодействия в водную и нефтяную фазы. Роль каждого фактора в механизме вытеснения нефти определяется кинетикой взаимодействия щелочи с пластовыми жидкостями и породой конкретного месторождения, условиями его разработки, характеристикой пласта, а образующиеся ПАВ зависят от типа нефтей.

Первая классификация нефтей по степени активности их взаимодействия со щелочью, осуществленная Малышеком В.Т., была основана на содержании органических кислот в нефти и соответствующем ему снижении межфазного натяжения. В целом с разделением нефтей на четыре группы, как это определено в данной классификации, следует согласиться. Однако классификация нефтей только по содержанию в них органических кислот недостаточна.

Исследования, проведенные в 60-х– начале 70-х годов в СССР и за рубежом,

показали, что определяющим критерием выбора объектов для применения

метода служит уровень снижения межфазного натяжения на границе раздела раствора щелочи с нефтью. Определение же содержания органических кислот в нефтях служит ориентировочной оценкой.

Итак, для практического применения рекомендована классификация нефтей по их поверхностно-активным свойствам на границе с раствором щелочи. Замер межфазного натяжения проводится в широком диапазоне концентраций щелочи. По показаниям замера находят оптимальную концентрацию щелочи в растворе и соответствующее ей максимальное снижение межфазного натяжения.

Метод щелочного заводнения и его модификации применимы в определенных

условиях, которым соответствуют далеко не все нефтяные пласты. Объем

40

дополнительно добытой нефти за счет этого метода зависит от соблюдения условий наиболее эффективного его применения. На основании лабораторных и промысловых исследований могут быть сформулированы основные условия (критерии) эффективного применения щелочного заводнения. Эти критерии условно делятся на две группы. Первая группа критериев – общие для всех модификаций метода. Вторая группа критериев – частные для каждой модификации метода.

Общие критерии применения метода Заводнение внутриконтурное. Закачивать раствор щелочи в нагнетательные

скважины, находящиеся за контуром нефтеносности, нежелательно, ввиду того что может произойти нейтрализация щелочи при взаимодействии с солями кальция и магния в пластовой воде. Кроме того, велика вероятность непроизводительного расхода щелочи из-за оттока основного ее объема в водонасыщенную зону пласта. Иногда допустима закачка раствора щелочи в нефтяную залежь с подошвенной водой. В этом случае при взаимодействии растворов щелочей с пластовыми водами произойдет выпадение осадка, за счет чего будет постоянно уменьшаться проницаемость части пласта, занятой подошвенными водами, и, следовательно, будет повышаться эффективность разработки месторождения в целом.

Стадия разработки месторождения перед началом применения метода –– любая для месторождений с особо активными и активными нефтями и в основном начальная – для месторождений с малоактивными нефтями. Наилучшие результаты можно получить при использовании метода с самого начала разработки месторождения. Остаточные запасы нефти в пласте перед началом применения метода должны составлять 40 % порового объема. Оба условия должны удовлетворяться одновременно.

Система разработки– площадная и рядная (трех-, пятирядная, блоковая и т.д.). Наилучшие условия применения метода – это активные системы разработки (площадная система разработки с ее разновидностями –очаговым и избирательным заводнением). Плотность сетки скважин может быть любой.

41

Характеристика пласта. Порода пласта может быть любой. Однако наилучшие условия для вытеснения нефти достигаются на песчаниках с содержанием глинистого цемента не более 15 – 20 %. Внедрение метода на месторождениях с карбонатным коллектором возможно, хотя для обоснования его необходимо проведение широких лабораторных и промысловых исследований в каждом конкретном случае.

Проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм2. В определенных условиях (наличие глинистого цемента в породе не более 5 % и др.) возможно применение метода для пласта с проницаемостью до 0,03 мкм2. Окончательно нижний предел проницаемости месторождения устанавливается из соображений сохранения приемлемых темпов закачки раствора щелочи и отбора жидкости в этот период. Щелочное заводнение применяется на тех месторождениях, где успешно используется обычное заводнение.

Повышенное содержание глины в породе пласта отрицательно влияет на щелочное заводнение. Вследствие ионного обмена между глиной и раствором щелочи происходит нейтрализация раствора щелочи путем замены ионов натрия на ионы водорода. Кроме того, данный процесс сопровождается набуханием глины, что является причиной снижения проницаемости пласта, а, следовательно, и приемистости скважин. Применение метода щелочного заводнения в породах пластов с содержанием глины более 25 – 30 % неэффективно.

Неоднородность пласта (послойная и зональная неоднородности, трещиноватость пласта и другие) отрицательно сказывается на эффективности щелочного заводнения, если щелочь или ее продукты взаимодействия не оказывают влияния на выравнивание профилей приемистости и отдачи пласта. Если же проявляется механизм осадкообразования или эмульгирования нефти, то эффективность вытеснения нефти повышается за счет улучшения охвата пласта заводнением.

Величина оторочки раствора щелочи принимается равной 15 – 50 % объема пор пласта и зависит в основном от степени неоднородности пласта. С увеличением

степени неоднородности пласта размер оторочки раствора щелочи растет. 42

Окончательно объем оторочки и концентрация раствора щелочи определяются при составлении проекта проведения технико-экономических исследований.

Пластовая температура ограничений на применение метода не накладывает. Щелочные растворы не теряют своей вытесняющей способности при любых пластовых температурах. Например, каустическая сода не разлагается при температурах до 500°С и выше.

Частные критерии применения метода Состав и свойства нефти. Активность взаимодействия со щелочными

растворами. Осуществление процесса «чисто» щелочного заводнения возможно при условии активного взаимодействия нефти с раствором щелочи, что обусловлено наличием в нефти компонентов кислотного характера. Процесс щелочного заводнения возможен с особо активными нефтями, межфазное натяжение которых на границе раздела со щелочным раствором оптимальной концентрации понижается до 0,01 мН/м и ниже. При разработке месторождений с малоактивными нефтями при снижении межфазного натяжения на границе раздела со щелочными растворами до 3 – 0,1 мН/м рекомендуется применять различные модификации щелочного заводнения:

- метод внутрипластового осадкообразования;

-термощелочное заводнение; -газощелочное заводнение;

-комбинированное воздействие растворами щелочей, ПАВ, полимеров и др. Вязкость нефти. Щелочное заводнение – усовершенствованный вид

обычного заводнения. Вследствие этого процесс должен быть, в первую очередь, применим на месторождениях с нефтями вязкостью до 50 мПа·с. Однако лабораторные исследования вытеснения нефти щелочными растворами показали, что этот метод эффективен и при разработке месторождений с более вязкими нефтями (до 100 мПа·с и выше).

Качество воды. Приготовление щелочного раствора возможно лишь в воде с содержанием солей жесткости не более 4 мг-экв/л. При большей жесткости воды

43

необходимо ее умягчение во избежание непроизводительного расхода щелочи и существенного ухудшения свойств щелочного раствора, а также возможного забивания водоводов продуктами взаимодействия щелочи с солями жесткости. Минерализация пластовых вод не должна превышать 20 %.

Внутрискважинное оборудование должно быть в исправном состоянии. Возможные утечки через обсадные трубы, плохое качество цементирования и освоения скважин могут свести на нет усилия по реализации метода и привести к попаданию щелочи в пластовые воды.

При рассмотрении взаимодействия щелочи с нефтью, пластовой водой и породой пласта условно выделяются шесть зон фильтрации флюидов от добывающей скважины к нагнетательной (рисунок 4).

зона. В первой зоне в окрестности добывающих скважин происходит фильтрация только активной нефти с начальным содержанием кислотных компонентов.

зона. Во второй зоне фильтруются активная нефть с начальным содержанием кислотных компонентов и смесь закачиваемой и пластовой вод. Пластовая вода частично обеднена солями жесткости.

зона. В третьей зоне фильтруются нефть, пластовая и закачиваемая воды и раствор щелочи. Активная нефть взаимодействует со щелочью с образованием ПАВ в самом пласте. При сверхнизких значениях межфазного натяжения на границах фаз «нефть – раствор щелочи» образуется эмульсия. В зависимости от температуры и содержания солей жесткости в этой зоне могут образоваться эмульсии типа «нефть в воде» или «вода в нефти». При взаимодействии щелочей с солями жесткости в пласте выпадают в осадок гидроксиды кальция, магния и железа. В этой же зоне происходит интенсивное растворение силикатов из песчаника пласта и ионный обмен, сопровождающийся сильным набуханием пластовой глины. Улучшение смачиваемости породы пласта раствором щелочи и затем водой также

зона. В этой зоне фильтруются неактивная нефть, опресненная вода и раствор щелочи. Продолжается растворение силикатов породы пласта, ионный обмен с возможным набуханием глинистого цемента, а также улучшение смачиваемости породы пласта.

зона. Здесь фильтруются неактивная нефть и пресная вода.

зона. Происходит фильтрация закачиваемой пресной воды как проталкивающего агента оторочки раствора щелочи. В принципе, после закачки оторочки пресной воды количеством 0,2 – 0,4 объема пор пласта можно перейти на закачку соленых сточных вод.

Рисунок 4. Зоны вытеснения нефти из пласта растворами щелочей

Условия эффективного применения метода щелочного заводнения весьма различны и во многом зависят от физико-химических свойств пород пластов и насыщающих их флюидов (нефти и воды).

Модификации щелочного заводнения Метод вытеснения нефти раствором каустической соды предназначен для

вытеснения высокоактивных нефтей. Применение этого реагента позволяет в определенных условиях увеличить коэффициенты охвата и вытеснения. Увеличение коэффициента вытеснения нефти обусловлено резким снижением межфазного натяжения на границе фаз «нефть – раствор щелочи», а коэффициента охвата – образованием в пласте эмульсии.

Метод может применяться на любой стадии разработки месторождения. Однако наилучшие результаты достигаются при использовании метода на ранней

стадии разработки, когда, наряду с ростом коэффициента вытеснения нефти за

45

счет ее эмульгирования, происходит и увеличение охвата пласта таковым воздействием.

Концентрация раствора каустической соды принимается из условия достижения минимальной величины межфазного натяжения на границе фаз «нефть – раствор щелочи» с учетом расхода щелочи на адсорбцию в породе пласта и на взаимодействие с солями в пластовой воде. Для различных условий эта концентрация может изменяться весьма широко (от 0,05 до 1– 2 %).

Раствор каустической соды приготавливают на пресной воде с содержанием солей кальция и магния не более 0,12 моль/л. Использование морской и сточной пластовой вод возможно только после их опреснения или осаждения химическими реагентами солей кальция и магния.

Размер оторочки в пласте принимают равным 10 – 25 % объема пор дренируемого скважинами пласта.

Метод вытеснения нефти раствором каустической соды с поваренной солью применим в основном для разработки месторождений со сверхактивными нефтями.

Наличие в воде поваренной соли (NaCl) ведет к существенному снижению минимальной концентрации каустической соды, необходимой для понижения межфазного натяжения на границе фаз «нефть – раствор каустической соды» до требуемого уровня (0,01 мН/м и ниже). При наличии в воде поваренной соли в количестве 2,2 мг/л минимальную концентрацию каустической соды можно снижать в 10 раз. Размер оторочки раствора каустической соды и поваренной соли также принимается равным 10 – 25 % объема пор пласта в зависимости от степени его неоднородности.

Метод вытеснения нефти раствором каустической соды с силикатом натрия целесообразен для разработки месторождений с активными или малоактивными нефтями. В данном случае необходимо увеличить эмульгирование нефти на фронте вытеснения. Силикат натрия – хорошее эмульгирующее вещество. Применение раствора каустической соды с силикатом натрия позволяет увеличить

нефтеотдачу пласта (особенно неоднородного) в основном за счет роста охвата

46

пласта воздействием высоковязкой устойчивой эмульсией. Концентрация раствора может колебаться по силикату натрия от 0,05 до 2 %, а по каустической соде – от 0,05 до 0,5 %. Размер оторочки раствора может составлять 10 – 25 % порового объема пласта.

Метод применения щелочных растворов в сочетании с водорастворимыми полимерами – одно из перспективных направлений улучшения метода щелочного заводнения. Применение растворов щелочей и полимеров приводит практически к синергетическому эффекту. Взаимодействие щелочи с кислотными компонентами в нефти снижает межфазное натяжение на границе «нефть – раствор щелочи». При этом происходит эмульгирование нефти (в зависимости от ее активности) и улучшение смачиваемости породы, т.е. гидрофилизация системы. Кроме того, добавка щелочи улучшает фильтрационные свойства полимера. С увеличением рН раствора резко уменьшается адсорбция полимера, а сам полимер, как известно, позволяет увеличить охват пласта воздействием данного метода.

Закачка смеси раствора щелочи (NaOH) и полимера приводит к значительно большему снижению подвижности для пластовой воды, чем при закачке растворов полимера и щелочи в отдельности. Это явление объясняется тем, что в процессе фильтрации смеси раствора полимера и щелочи в модели пласта, кроме адсорбции полимера, происходит образование осадка (гидроокисей кальция и магния). Кроме того, предполагается, что молекулы полимера связывают отдельные частицы осадка в более плотные агрегаты. Образование осадка без полимера слабо снижает проницаемость пористой среды для воды.

Метод применения щелочных растворов в сочетании с поверхностно-

активными веществами применяют для разрушения адсорбционных слоев на границе раздела системы «порода – вода – нефть», состоящих из асфальтенов, смол, парафинов и других соединений. Эти слои препятствуют вытеснению нефти вытесняющими агентами. Щелочи способны деструктурировать межфазные пленки, разрушая водородные связи между компонентами нефти. Кроме того,

сочетание щелочного воздействия с закачкой поверхностно-активных веществ

47

основано на возможности достижения низкого межфазного натяжения на границе водного раствора с малоактивной нефтью. Добавление ПАВ позволяет снизить концентрацию щелочи и одновременно сохранить межфазное натяжение на ее границе с нефтью на минимальном уровне. Необходимый эффект применения смеси щелочи и ПАВ получается как с неионогенными, так и с анионактивными ПАВ.

Известно, что области применения заводнения с ПАВ и полимерами ограничены минерализацией пластовых вод и адсорбцией химического реагента породой. Закачка предоторочки из раствора щелочи позволяет существенно снизить минерализацию пластовых вод в результате выпадения в осадок солей двухвалентных металлов, а также уменьшить адсорбцию ПАВ и полимера на породе пласта. Закачка предоторочки из триполифосфата и силиката натрия дает возможность нейтрализовать адсорбционно-активные центры породы, снизить расход основного химического реагента и увеличить нефтеотдачу.

Применение водного раствора тринатрийфосфата для повышения нефтеотдачи пластов основано на улучшении им нефтевымывающих и нефтевытесняющих свойств. Тринатрийфосфат улучшает смачиваемость породы водой. Раствор тринатрийфосфата обладает некоторой поверхностной активностью по отношению даже к неактивным нефтям. Межфазное натяжение на границе «раствор тринатрийфосфата – девонская нефть» снижается до 3 – 5 мН/м. Кроме того, в зоне вытеснения происходит увеличение кажущейся вязкости вытесняющего агента вследствие образования суспензии малорастворимых солей при контакте тринатрийфосфата с пластовой водой. Это приводит к некоторой закупорке обводненных каналов продуктами взаимодействия тринатрийфосфата с солями жесткости в пластовой или связанной воде.Тринатрийфосфат нетоксичен, негорюч. Его использование не требует каких-либо специальных мероприятий по охране окружающей среды. Для приготовления рабочего раствора не нужно специального сложного оборудования. Раствор тринатрийфосфата обычно нагнетается в пласты по схеме «разовой» закачки с устья скважины.

Газощелочное заводнение при одновременной или периодической закачке в

пласт смеси газа и растворов щелочи вызывает в пласте сложные процессы. При

48