2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов

Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Цель данного ГТМ заключалась в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. Прежде всего, это гидродинамические методы повышения нефтеотдачи (циклическое воздействие на пласты, изменение направления фильтрационных потоков и форсированный отбор жидкости из добывающих скважин). Дальнейшим развитием заводнения было применение физико-химичеcких методов (заводнение с использованием ПАВ, полимерное заводнение, щелочное заводнение и др.). Введение ПАВ в закачиваемые воды изменяет поверхностные и смачивающие свойства жидкостей на контактах в пористых средах.

По химическо­му составу все ПАВ делятся на анионактивные, катионактивные и неионогенные.

Если углеводородная часть молекулы ионогенного ПАВ входит в со­став аниона, образующегося в водном растворе, то соединение относят к ани­онактивному ПАВ. Соответственно, катионобменные ПАВ обра­зуют в водных растворах катионы, содержащие длинные цепи углеводо­родных радикалов. В неионогенных ПАВ не содержатся ионизи­рующиеся гидрофильные группы.

Поверхностная активность ПАВ обусловлена строением их молекул, которые имеют асимметричную структуру, состоя­щую из полярных и неполярных групп. Неполярной и нерастворимой в во­де частью молекулы являются гидрофобный алкильный, арильный или алкиларильный радикал, а полярную водорастворимую часть представляет полиэтиленгликолевый или пропиленгликолевый остаток.

Различие разделения ПАВ на ионогенные и неионогенные состоит в разной способности диссоциировать в водном растворе. В свою очередь, ионогенные делятся на анионоактивные и катионоактивные. Основной особенностью неионогенных ПАВ является способность образовывать нерастворимые или малорастворимые осадки кальция и магния. Неионогенные ПАВ обладают большей поверхностной энергией, т.е. способностью интенсивного снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз. Важным их свойством является способность растворяться без остатка в композициях различного солевого состава.

Хорошо растворяются в пластовых условиях неионогенные ПАВ типа ОП-7, ОП-10 (оксиэтилированные алкилфенолы), дисолван (4411, 4412), превоцелл и др. Неионогенные ПАВ в условиях терригенных коллекторов снижают степень набухаемости глинистых минералов, что играет немаловажную роль в процессе нефтедобычи. Обладая такими свойствами, неионогенные ПАВ находят более широкое применение в нефтепромысловом деле.

Примером катионактивных ПАВ является карбозолин О, который используется для гидрофобизации песчаников.

Установлено, что ионогенные ПАВ адсорбируются на поверхностях минералов в большей степени, чем неионогенные.

Количественное соотношение между удельной адсорбцией Г в по­верхностном слое, изменением поверхностного натяжения с концентраци­ей растворенного вещества и концентрацией С описывается уравнением Гиббса:

(2.53)

где R - универсальная газовая постоянная;

Т - абсолютная температура.

Величину , характеризующую способность растворенного вещества понижать поверхностное натяжение раствора, принято называть по­верхностной активностью, которая определяется зависимостью:

(2.54)

Поверхностную активность G можно определить графически по изотерме ад­сорбции Г = f(С) и зависимости поверхностного натяжения от концентра­ции растворенного вещества σ = f(С).

Значение G зависит от концентрации ПАВ в растворе. Вначале поверхностное натяжение падает быстро, а по мере за­полнения поверхностного слоя адсорбируемыми молекулами интенсив­ность изменения σ снижается и практически прекращается после полного на­сыщения молекулами ПАВ. Единицами измерения поверхностной активности являются 1 Н·м²/кмоль и 1 мН·м²/кмоль.

Для обработки нагнетаемых вод наиболее эффективными являются ПАВ, имеющие при низких концентрациях высокие значения G₀ на границе раздела «нефть-вода» σ = 0,01 - 0,1 мДж/м².

Применение ПАВ в промышленных масштабах выявило значи­тельную их адсорбцию на породе и незначительный прирост нефтеотдачи (до 3 %).

В 70-х годах были проведены крупные промышленные эксперименты на Самотлорском месторождении по закачиванию ПАВ. Условно период их применения можно разделить на два этапа. Первый относится к 1978 г. и знаменует собой закачивание НПАВ низкой концентрации (0,05-0,1%) на залежах АВ₁³, АВ_2-3, АВ_4-5, БВ₈, БВ₁₀.

Разработчиком являлся отраслевой институт БашНИПИнефть.

За период 1978 - 1984 гг. в продуктивные пласты с КНС 12 было закачано  50 тыс. т НПАВ ОП-10. Практическая реализация технологии на Самотлорском месторождении показала, что, в отличие от лабораторных экспериментов, в реальных пластовых условиях эффективность ее оказалась весьма низкой. Основными причинами оказались:

- высокая степень адсорбции на породах коллектора,

- снижение концентрации НПАВ в заводненном пласте,

-охват пластов при закачивании НПАВ по данным геофизических исследований ниже, чем при заводнении.

Специалистами ВНИИнефть был сделан вывод, что «данная технология для Самотлорского месторождения неприемлема» (Гусев, 1988).

В 1984-1985 гг. после прекращения испытания технологии закачивания НПАВ низкой концентрации были выбраны опытные участки и начато испытание технологии водных растворов НПАВ высокой концентрации (510 %). Всего закачали  8 тыс. т.

Раствор ПАВ (Превоцел № 6-12) закачивался индивидуально в каждую скважину агрегатом ЦА-320. Общее количество нагнетательных скважин, подверженных воздействию, составило 12. Положительные результаты не были получены.

В 1986 г. на двух нагнетательных скважинах: № 15681, пласт АВ_2-3, и № 7162, пласт АВ₁³, испытывалась технология закачивания водных растворов НПАВ и полимерно-дисперсных систем (ПДС). В результате было отмечено уменьшение приемистости скважин и рост добычи нефти.

С учетом имеющегося опыта использования ПАВ в районах Урало-Поволжья для увеличения продуктивности скважин нами были проведены эксперименты как в лабораторных, так и в промысловых условиях. Обработки ПЗП указанными композициями оказались неэффективными, за исключением скважин Р-22 Поточного и Р-98 Варьёганского месторождений. По-видимому, положительную роль сыграли повышенные фильтрационные свойства коллекторов и тот факт, что водные растворы дисольвана не вступали в физико-химические взаимодействия с поверхностью коллектора, а действовали только в качестве промывающего агента (таблица 2.8).

В целом анализ применения неионогенных ПАВ низких концентраций при разработке Самотлорского месторождения показал их низкую эффективность для повышения нефтеотдачи пластов.

В связи с этим были проведены лабораторные исследования по оценке эффективности неионогенных ПАВ для обработки прискважинных зон продуктивных пластов и повышения их нефтеотдачи.

Для постановки данных исследований отправным моментом послужило положение о снижении поверхностного натяжения на границе между диффузным слоем связанной воды и закачиваемой дистиллированной водой, обогащенной дисольваном или превоцелом.

К объяснению причин низкой эффективности неионогенных ПАВ различных концентраций следует подходить с нескольких позиций.

По-видимому, основной является влияние «подложки» - гельмгольцовского слоя воды. Имеются данные, что до определенной концентрации ПАВ подложка не влияет на поверхностное натяжение, в частности, при толщине слоя (5-10)·10^-10 м (Абрамзон А.А., 1976). При этом рассчитанная длина молекулы ПАВ в распрямленном состоянии составляет 38,910^-10 м, олеофильная - 11,510^-10 м, гидрофильная – 27,410^-10 м.

Известна следующая формула для оценки давления адсорбционного слоя (А. А. Абрамзон, 1976):

(2.55)

где  - давление адсорбционного слоя;

₀,  - поверхностное натяжение соответственно подложки и раствора.

При увеличении концентрации подложки (₀) давление адсорбционного слоя увеличивается, поэтому процесс диффузий должен протекать более интенсивно. Повидимому с увеличением концентрации молекулы монослоя ПАВ интенсивнее взаимодействуют с подложкой, снижая тем самым поверхностное натяжение на границе раздела фаз. Другими словами, этот фактор может оказать решающее влияние на процесс вытеснения нефти водой, обогащённой НПАВ. Результаты исследований Брауна (1957) показали, что нефть из гидрофильных коллекторов вытесняется не нагнетаемым агентом, а связанной водой, которую, в свою очередь, вытесняет нагнетаемая вода.

Следует отметить, что при воздействии указанными растворами в условиях низкоконцентрированной подложки (20 г/л) относительная проницаемость образцов пород несколько снижается.

Пластовые воды Западной Сибири, в отличие от вод нефтяных месторождений Урало - Поволжья, имеют сравнительно невысокую минерализацию (до 20 г/л). Кроме того, при вскрытии пластов бурением связанная вода разбавляется пресным фильтратом бурового раствора. Поэтому закачиваемые НПАВ не оказывают существенного воздействия на поверхностное натяжение и на подвижность диффузных слоёв связанной воды в поровом пространстве. Проведённые исследования подтверждают этот важный вывод (таблица 2.9).

По данным Сумм Б.Д. и Горюнова Ю.В., ПАВ не адсорбируются на границе раздела «вода-твердая гидрофильная поверхность». Поэтому поверхностное натяжение на границе жидкостей с различными концентрациями не изменяется. По - видимому, это положение дополняет теорию взаимодействия подложки и ПАВ.

Таблица 2.8 - Эффективность физико - химических обработок пластов неионогенными ПАВ

Среднеобской нефтегазоносностной провинции

Месторождение	№ скв	Пласт	Интервал перфорации	Данные ГИС		Хим. реагент	Куд, м^3/сут*МПа*м		Эффективность, %
				αпс	Кн		До обработ.	После обработ.
Варьеганское	98	БВ8	2133-2141	0,6	0,64	1% дис. вод	0,3	0,52	170
Урьевское	7	АВ1	1757-17773	0,49	0,67	--|-|--	0,01	0,01	-
Поточное	22	Ачим	22546-2557	0,52	0,66	1% дис. вод	0,4	0,52	130
Ю-Покачевское	96	Ачим	2651-2669	0,37	0,62	0,5% пресс. воды	0,01	0,14	-
Заполярное	41	БТ10	3097-3104	0,3	-	3% CaCl2+0,1% дис. воды	0,015	0,018	-
С-Варьеганское	41	Ю^01	2873-2876	0,37	-	1,5% дис. вод	0,03	0,04	-
Урьевское	7	АВ1	1750-1783	0,45	0,64	0,1% дис. вод	0,53	0,55	-

299

Таблица 2.9 - Результаты обработки образцов пород-колекторов