vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

13. Использование ПАВ и растворителей для интенсификации добычи нефти

ПАВ - вещества, которые способны снижать поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела вследствие положительной адсорбции данного вещества на этой поверхности. Эффективность вытеснения нефти растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли пленочной нефти, характера взаимодействия ПАВ и коллектора.

ПАВ по своему механизму обеспечивают отмывающее и гидрофилизирующее действие. Эффект гидрофилизации основан на адсорбции ПАВ поверхностью породы, улучшении смачиваемости ее закачиваемой водой, увелич. фазовой прониц-ти нефти и след-но, увеличения дебита и сниж. обводнённости. Обычно используют растворы конц-ей примерно 0,05%. Применяются высококонцентрированные р-ры ПАВ в виде оторочки. По своему составу и химическим свойствам ПАВ делятся на два основных класса: ионогенные и неионогенные.

ПАВ применяют для обработки призабойных зон пласта с целью: 1)ускорения освоения нефтяных и газовых скважин; 2)предотвращения отрицательного влияния воды и других промывочных

жидкостей на продуктивный пласт при проведении в скважине ремонтных работ; 3)повышения производительности нефтяных и газовых скважин; 4)повышения приемистости нагнетательных скважин; 5)повышения эффективности СКО 6)селективной изоляции притоков пластовых вод;

7)создания более глубоких перфорационных каналов при гидропескоструйном методе перфорации скважин (применение ПАВ как понизителей твердости).

Суть технологии:

При закачке в пласт ПАВ, адсорбируясь на поверхности поровых пространств призабойной зоны и на границах раздела нефть — вода, понижают поверхностное натяжение. Обработка обводненных скважин ПАВ ведет к уменьшению физикохимического сродства породы с водой. Это препятствует притоку воды к скважине и, наоборот, облегчает приток нефти. В безводных скважинах воздействие ПАВ облегчает вытеснение нефтью воды из призабойной зоны, чем и увеличивает ее непроницаемость.

ПАВ применяют для предотвращения конусообразования. ПАВ покрывают поверхность твердых частиц и препятствуют капиллярному впитыванию воды в нефтенасыщенную зону.

В нагнетательных скважинах ПАВ применяются с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин, благодаря снижению набухаемости глинистых частиц. Применение ПАВ в карбонатных коллекторах дают существенное увеличение приемистости малопроницаемых пропластков. +на след.стр.

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Применение растворителей

Нефтерастворимых (гексановая фракция, толуол, бензол, ШФЛУ и др.) Водорастворимых (ацетон, метиловый спирт, этиленгликоль и др.);

Вкачестве растворителей (веществ, неограниченно смешивающихся с нефтью), вытесняющих нефть из пластов, применяют спирты, эфиры, сероуглерод и др. Дешевая альтернатива этим веществам – воздух, вода, иногда природный газ и двуокись углерода. Следует учитывать, что вода в обычных пластовых условиях не смешивается с нефтью, закачка в пласт воздуха приводит к внутрипластовому горению.

Вкачестве веществ, смешивающихся с нефтью для её вытеснения из пласта, применяют сжиженный пропан, газовый конденсат, бензин и др. в виде пробок или оторочек, продвигаемых по пласту водой или сухим газом.

При использовании растворителей кфт вытеснения может быть доведен до 100%. Если использовать оторочки растворителя, то оторочка быстро исчезает, а растворитель частично извлекается из пласта вместе с газом. Коэффициент охвата вытеснением в этом случае ниже. В наклонных пластах при проталкивании оторочки сухим газом сверху вниз, прорывы его становятся не столь существенными и вытеснение более эффективно.

При более высоких давлениях, в условиях полной смешиваемости, оторочка не нужна. Если оторочка растворителя продвигается закачиваемой водой, то вода и растворитель фильтруются как две несмешивающиеся жидкости и оторочка размазывается по обводненной части пласта.

Различие вязкости нефти и растворителя оказывает влияние на характер процесса смешивания и на образование оторочки нужного размера.

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

14. Применение мицеллярных и полимерных растворов для интенсификации добычи нефти

Полимеры – выравнивание фронта вытеснения, повышение Кохв за счет изменения свойств закачиваемой воды, снижения ее подвижности. Устранение языков обводнения. Жопа в деструкции полимеров: механической (разрыв молекул), химической (контакт с кислородом), бактерии и высокая Т.

Способы применения полимеров в процессах добычи нефти:

1.При обработке призабойных зон для улучшения рабочих характеристик нагнетательных скважин или обводненных добывающих скважин за счет блокирования зон высокой проницаемости.

2.В качестве агентов, которые могут сшиваться в пласте, закупоривая зоны высокой проницаемости на глубине (Нидгам и др., 1974). Для осуществления этих процессов нужно, чтобы полимер закачивался с неорганическим катионом металла, который образует впоследствии поперечные связи между молекулами закачанного полимера и молекулами, уже связанными на поверхности породы.

3.В качестве агентов, снижающих подвижность воды или уменьшающих отношение подвижностей воды и нефти.

Для полимерного заводнения применяют водные растворы полиакриламида, а также полиэтиленоксидов, вязкость которых не снижается в минерализованных водах

вотличие от растворов полиакриламида. Наибольшее увеличение нефтеотдачи пластов при полимерном заводнении достигается в начальные периоды разработки залежи при вязкости пластовой нефти 10-50 мПа-с, температурах пласта до 90°С, в неоднородных коллекторах проницаемостью свыше 100 мД и глинистостью до 5-10%

Главная особенность мицеллярных растворов – способность к солюбилизации, т. е. к самопроизвольному растворению веществ, в обычных условиях нерастворимых в данном растворителе. Например, нефть становится растворимой в мицеллярной системе вода – ПАВ, хотя, как известно, обычно нефть не растворяется как в воде, так и в истинном водном растворе ПАВ.

Механизм растворения в мицеллярном растворе заключается в там, что микроскопические капельки нефти смещаются в центр мицелл, образуя так называемые разбухшие мицеллы. В таких системах внешней фазой является вода. При определенных условиях, когда концентрация углеводородной составляющей велика, образуются мицеллярные растворы с внешней углеводо-родной фазой. Микроскопические частицы воды в таких растворах располагаются внутри разбухших мицелл.

Одной из самых эффективных физико-химических технологий с потокоотклоняющим действием является технология применения сшитых полимеров акриламида. Это во многом связано с уникальными реологическими свойствами сшитых полимерно-гелевых составов (СПС).

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Для воздействия в глубинные, отдаленные от скважин участки неоднородного продуктивного пласта полимерно-гелевыми составами, необходимо при сшивке полимера обеспечить образование коллоидальных дисперсных гелей. Коллоидальные дисперсные (КД) гели состоят из низкоконцентрированного полимера и сшивателя, которые делают закачку сравнительно больших объемов геля (до 20 тыс. м куб. на скважину) экономичными и позволяют обеспечить глубинное воздействие.

При низкой концентрации частично гидролизованного полиакриламида не имеется достаточного количества полимера, чтобы образовать непрерывную структуру, поэтому гель обычного блочного типа не может образоваться. Вместо этого образуется раствор отдельных гелевых пучков, в котором смесь в основном внутримолекулярных и, в минимальном количестве, межмолекулярных сшиваний, соединяет относительно небольшое число молекул. В блочном геле сшивающие звенья образуют непрерывную структуру молекул полимера, главным образом через межмолекулярные сшивающие связи.

Особенности технологии При применении полимерно-гелевых составов важное значение имеет обеспечение селективности по фазе закачиваемого геля, т.е. закачиваемый гель должен попадать только в высокопроницаемые водонасыщенные пропластки. Это обеспечивается двумя путями. 1) пучковая структура КД-геля и размер пучков таковы, что коллоидно-дисперсные частицы геля не могут по физическим размерам фильтроваться в низкопроницаемую нефтенасыщенную часть продуктивного пласта. 2) применяется технологический прием, позволяющий обеспечить необходимую селективность. Известно, что на неоднородных по разрезу продуктивных пластах профиль приемистости изменяется в зависимости от давления нагнетания. При уменьшении закачки снижение приемистости происходит неравномерно, а приемистость низкопроницаемых интервалов уменьшается более значительно, чем высокопроницаемых. Этот факт подтвержден и при применении технологии повышения нефтеотдачи с использованием биополимеров. Поэтому закачку СПС начинают при давлении на 10-20 % ниже давления нагнетания воды в обычном режиме. Это обеспечивает попадание КД-геля в высокопроницаемые водонасыщенные пропластки, что приводит к повышению давления в них. При повышении давления в высокопроницаемых пропластках в процесс фильтрации постепенно подключаются низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны. Закачка СПС завершается при достижении давления на 5-10% превышающего номинальное, что также способствует подключению в процесс фильтрации низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

29