Лекция 13

К самым простым методам увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относятся методы, использующие средства, улуч­шающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняю­щие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды. К этим средствам относятся водорастворимые поверхностно-актив­ные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи, обладающие низкими потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов, но находящие самостоятельное промышленное применение для улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов за­воднением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности.

Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав

Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-актив­ных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняю­щей способности было одним из первых мероприятий, направлен­ных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытес­нения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов про­водились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов вод­ным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Сле­довательно, натяжение смачивания (σ cos θ) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что опти­мальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде сле­дует считать 0,05-0,1 % [3].

Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть-вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может суще­ственно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обыч­ного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и сни­жены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окружен­ную водой в крупных порах (рис. 1). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных по­рах заводненной части пласта, но несущественному.

Рис. 1. Зависимость остаточной нефтенасыщенности S_он от межфазного натяжения на контакте нефть - вода σ

Эффективность водных растворов ПАВ. Прове­денные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву оста­точной нефти из заводненных пластов показали, что водные рас­творы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5-3 %. Это соответствует фундамен­тальным теоретическим представлениям о процессе.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искус­ственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10-15 % [3].

Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объяс­няется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям.

Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ про­водится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщенности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5 - 7 % (рис. 2). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-ис­следовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увели­чение коэффициента вытеснения при разных концентрациях рас­творов.

Более высокая эффективность вытеснения нефти водным рас­твором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, оче­видно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытесне­ния нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.

Рис. 2. Зависимость коэффициента вы­теснения βв от объема τ жидкости, про­качанной через однородный образец.

Вытеснение нефти: 1- водой; 2 - 0,05 %-ным раствором ОП-10

По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5-8 мН/м) способны увели­чивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2-5 % по сравнению с обычным заводне­нием, если применять их с начала разработки.

Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного при­тяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Квар­цевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удель­ной поверхностью (до 0,5-1,2 м2/г) и значительно большей адсорбционной активностью (табл. 1). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1-2 кг/м3 породы или 5-10 кг/м3 пористой среды.

В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследо­ваниям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2 - 5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м³ пористой среды. Причем адсорб­ция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварце­вых коллекторов составляет 500-600 см²/см³, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов – 5000-15 000см²/см³, то на 1 м² поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02- 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах дости­гает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10 - 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25-100 тыс. т в слу­чае полимиктовых коллекторов.

Таблица 1