нефть лекции

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

С

тыл оторочкифронт оторочки

Vот

С

x

Рис. 16.3 Продвижение идеальной оторочки по пласту

В случае идеальной оторочки концентрация химического реагента в ней остаётся постоянной, а размер её закономерно уменьшается. При подходе к добывающей скважине правильно рассчитанная по размеру оторочка практически «схлопывается» (координата тыла становится равной координате фронта).

На практике в пласте наблюдается следующая картина (рис. 16.4):

С

Vот

С

x

Рис. 16.4 Продвижение реальной оторочки по пласту

Видно, что в реальности оторочка «размазывается» по пласту. Пласт обычно в значительной мере неоднороден, химический реагент в оторочке также распределён неравномерно, поэтому абсолютно точно необходимые размеры и концентрацию реагента в оторочке рассчитать не представляется возможным.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Г

Г˜

2 1

Г0

с

Рис. 16.6 Адсорбция (1) и десорбция (2)

Важнейшим свойством ПАВ является способность изменять величины межфазного натяжения (на границе между двумя несмешивающимися жидкостями, или жидкостью и газом), или поверхностное натяжение (например, на контакте между породой и жидкостью).

Напомним, что физический смысл поверхностного натяжения σ – это работа, которую необходимо совершить для создания единицы новой поверхности. Этот физический смысл проще пояснить на примере. Обычная вода не пенится, но стоит в поток попасть мылу или шампуню (т.е. ПАВ), так сразу с лёгкостью начинают образовываться новые поверхности – пузыри. Это происходит потому, что сильно снижается межфазное натяжение на границе воздух– вода и работа по созданию новой поверхности также становится невелика.

Количество адсорбированных молекул и изменение величины σ связывается уравнением адсорбции Гиббса:

Снижение межфазного натяжения в зависимости от концентрации ПАВ выглядит схематически так (рис. 16.7):

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

σ(с)

с

Рис. 16.7 Изменение величины межфазного натяжения при изменении концентрации ПАВ

Рассмотрим процесс продвижения фронта сорбции ПАВ по пласту. Для начала выведем уравнение материального баланса. Для этого выде-

жидкостей происходит вдоль оси х, и составим уравнение баланса объёма ПАВ. Воду и водный раствор ПАВ будем считать несжимаемыми жидкостями.

За время t в элемент V войдёт объём ПАВ:

Q1 qПАВ t qc(x,t) t.

За это же время из элемента выйдет следующий объём ПАВ:

Q2 qПАВ t qc(x x,t) t.

В момент времени t в элементе объёма пласта было ПАВ:

Q3 m V c(x˜,t) Г (x˜,t) .

За время t количество ПАВ изменилось и стало равным:

Q4 m V c(x˜,t t) Г (x˜,t t) ,

среднему значению концентрации в элементе объёма V в моменты времени t и t+ t.

Составляя уравнение баланса, получим:

Q1 Q2 Q4 Q3 . Подставляя значения, можем записать так:

qc(x,t) t qc(x x,t) t

m V c(x˜,t) Г (x˜,t) c(x˜,t t) Г (x˜,t t) .

Пользуясь аналогичными приёмами, можно моделировать более сложные условия при закачке оторочки, находить частные случаи распределения концентрации ПАВ по пласту и решать задачи об определении оптимальной величины оторочки.

Технологические процессы применения ПАВ при заводнении

Длительными исследованиями процессов вытеснения с применением НПАВ институтом «БашНИПИнефть» было обосновано, что основным ХМ в

СССР может быть применение водных растворов ПАВ (например, ОП-10) с концентрацией примерно 0,05 % масс. и величиной оторочки до 20 % порового объема. Для создания такой концентрации в нагнетаемой воде применялось оборудование для долговременного дозирования, устанавливаемое чаще всего на КНС и требующее постоянного контроля.

В последующем выяснилось, что прирост коэффициента вытеснения в реальном коллекторе составляет всего несколько пунктов. Охват пласта при этом практически не изменялся. Это связано с тем, что большинство коллекторов обладают очень высокой удельной поверхностью, на которой способно адсорбироваться громадное количество ПАВ, а прирост коэффициента нефтеотдачи в неоднородных, особенно заводненных пластах, в большей степени определяется коэффициентом охвата. Расход ПАВ при реализации этой технологии ока-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

зался очень большим, при технологической эффективности до 200 т дополнительной добычи нефти на 1 т использованного НПАВ.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Модификацией этой технологии стала разработанная в ТатНИПИнефть так называемая «разовая» технология закачки ПАВ. При этом тот же объем товарного ПАВ закачивался в концентрации 10 % масс. с размером оторочки в 0,1 % порового объема. При указанных концентрациях эффективность межфазного воздействия практически не меняется, но уменьшается время создания оторочки. Таким образом, при реализации такого процесса удается провести создание оторочки в короткое время, обычно за 5-7 сут с использованием автоцистерн и передвижного насосного агрегата.

Для повышения эффективности и расширения области применения большее распространение получили технологии закачки композиций ПАВ. Грамотно подобранные композиции ПАВ являются очень эффективными вытесняющими, нефтеотмывающими агентами. Они позволяют совместить как нефтевытесняющие свойства, так и механизм охвата пласта вытеснением. К таким технологиям относятся разработанные в ТатНИПИнефть технология применения водных дисперсий маслорастворимых НПАВ типа АФ9-6 и технология с использованием композиций НПАВ АФ9-6 и АФ9-12 [4].

Сопоставление эффективности воздействия ПАВ при его отмывающем действии или при образовании эмульсионной системы для увеличения охвата

Для высоких минерализаций пластовых и закачиваемых вод нефтяных месторождений Татарстана широкое применение нашли технологии на основе водорастворимых НПАВ как наиболее устойчивых к этим условиям. К сожалению, при использовании минерализованных вод не всегда удается достичь отмывающего эффекта за счет прямого вытеснения с поверхности, так как при этом поверхность силикатов гидрофобизуется (угол натекания воды на углеводород на кварцевой пластинке растет с 80о до 115о) и только лишь снижения величины межфазного натяжения становится недостаточно. В этом случае реализовать отмыв возможно с помощью солюбилизации (растворения) остаточной нефти в растворе НПАВ и (или) внесения дополнительной механической (гидродинамической) энергии.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Одним из важнейших элементов увеличения нефтеотдачи пласта, особенно заводненного, является достижение максимального его охвата процессом вытеснения. Технологии на основе водорастворимых НПАВ в условиях месторождений Урало-Поволжья ориентированы на улучшение отмывающих свойств воды, то есть на гидрофилизацию поверхности коллектора, а также на снижение межфазного натяжения на границе «нефть-раствор ПАВ» и перевод нефти в эмульсию прямого типа, и в незначительной степени влияют на охват пласта. Как указывалось выше, в условиях высокой минерализации закачиваемых или пластовых вод эффективность отмыва существенно снижается и энергетически более выгодным может стать увеличение вязкости вытесняющего агента путем образования обратных эмульсий.

Для достижения эмульгируемости углеводорода необходимыми условиями являются снижение межфазного натяжения и наличие механического (гидродинамического) воздействия. В сравнении с водорастворимыми НПАВ – маслорастворимые, в силу большего сродства к углеводороду, легче и быстрее переходят в нефть, способствуя образованию обратных эмульсий.

Сопоставляя результаты ТатНИПИнефть с данными, полученными ранее для водорастворимых НПАВ Г.А. Бабаляном и др., можно сделать вывод о сопоставимой эффективности снижения межфазного натяжения водо- и маслорастворимыми НПАВ типа ОЭАФ, при этом маслорастворимые НПАВ позволяют достичь эффективного эмульгирования остаточной после заводнения нефти. Как это видно из результатов исследования реологических свойств, эмульсионные системы на основе маслорастворимых НПАВ будут работать преимущественно на охват за счет того, что при разбавлении водой в заводненных зонах они резко загущаются, в то же время в нефтенасыщенных зонах их можно продвигать на значительные расстояния за счет снижения вязкости. Указанные эмульсии устойчивы к разбавлению в свободном объеме вплоть до 30-кратного первоначального объема.

С одной стороны, составы, обладающие высокой вязкостью, позволяют существенно увеличить охват, с другой стороны, при этом затрудняется процесс довытеснения (доотмыва) из заводненных зон пласта. Основываясь на закон Дарси, можно сделать вывод о том, что при фиксированном перепаде дав-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ления, создаваемом при вытеснении оторочки композиционной системы, глубина проникновения ее обратно пропорциональна вязкости. Для регулирования вязкостных характеристик эмульсий при сохранении их поверхностноактивных свойств наиболее эффективны композиционные системы, содержащие масло- и водорастворимые НПАВ, воду и, при необходимости, углеводород. На Сиреневском месторождении в Татарстане успешно применялась оторочка композиции растворов НПАВ АФ9-6 и АФ9-12.

При оценке возможности образования обратных эмульсий следует учитывать, что важную роль играет насыщенность углеводородами зоны, вплотную примыкающей к скважине. При наличии достаточного объема углеводорода значительные гидродинамические силы в этой области будут способствовать эффективному образованию обратных эмульсий. Для условий высокой обводненности предусматривается дополнительное введение углеводорода или непосредственно в композиционную систему, или в призабойную зону пласта.

Для сопоставления вытеснения коэффициента нефтеизвлечения за счет отмывающих свойств ПАВ и за счет охвата системами на основе композиций водо- и маслорастворимых НПАВ рассмотрим случаи вытеснения оторочкой водорастворимого НПАВ нефти из элемента пятиточечной системы, разрабатываемого заводнением сточной (минерализованной) водой пласта, а также увеличения охвата такого же элемента эмульсионной системой с повышенной вязкостью. Примем прирост коэффициента вытеснения в первом случае по результатам БашНИПИнефть равным 3-5 %, для оценки изменения охвата пласта вытеснением примем величину коэффициента охвата пласта по исследованиям Р.Т. Фазлыева на основе решения интегро-дифференциального уравнения движения границы двух разновязких жидкостей в пористой среде [5]:

= 0,718[(1+ o)/(2 o)]0,5 , (16.2)

где – коэффициент охвата пласта вытеснением до прорыва вытесняющего агента;

o – соотношение величин вязкости жидкостей перед и за фронтом вытеснения.