- •Лекция 1.
- •Основы технологических расчетов и разработка нефтяных месторождений
- •Подготовка исходных данных для технологических расчетов
- •Лекция 2.
- •Проявление упругого режима
- •С применением законтурного заводнения:
- •Л.3. Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном
- •Лекция 4.
- •1. Основные показатели разработки
- •Лекция 5 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
- •От безразмерной координаты ζ (в)
- •Лекция 6. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой
- •Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- •С несколькими пропластками:
- •1, 2 И 4 - соответственно пропластки а, б и в; 3 - линза в проиластке;
- •3, 4 И 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
- •Разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин:
- •Лекция 9. Методика ТатНипи
- •Расчет технологических показателей разработки Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов
- •Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения
- •Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
- •Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий
- •Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов
- •Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4. Нагнетание водорастворимых пав.
- •6. Вытеснение нефти горением.
- •7. Вытеснение нефти паром.
- •Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
- •Увеличения нефтеотдачи.
- •Водонефтяного фактораlg w от логарифма накопленной добычи воды lg Qв
- •Водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Qн
- •В потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж
- •Текущей добычи нефти q от времени t
- •Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки
- •Оценка экономического эффекта
- •От времени применения новых методов t.
- •2 И 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных стадиях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти
- •Лекция 12. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных пластов
- •Вытеснение нефти двуокисью углерода
- •Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение
- •Лекция 13
- •Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав
- •Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах
- •Удельные показатели применения водорастворимых пав для вытеснения нефти
- •Полимерное заводнение.
- •Раствора паа fр в зависимости от насыщенности s.
- •Щелочное заводнение
- •Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.
- •От концентрации NaOh.
- •Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
- •Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
- •Внутрипластовое горение
- •Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения на наиболее показательных объектах сша и Венесуэлы
- •Технологические результаты испытания внутрипластового горения
- •Вытеснение нефти паром
- •Циклическое нагнетание пара
- •Лекция 15.
- •При прямоточном внутрипластовом горении
- •Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.
- •Процесс парогазового воздействия
- •Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов
- •Наиболее упрощенная классификация тяжелых нефтей и природных битумов
- •Классификация растворимых в хлороформе природных битумов
- •Классификация нефтей
- •Классификация нафтидов
- •Классификация нафтидов по величине коксуемости
- •Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
- •Обзор применяемых опытно-промышленных работ и методов разработки ввн и пб на месторождениях страны и за рубежом
Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение
Успешное и широкое применение заводнения нефтяных месторождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поставило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их настолько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создаваемых перепадом давления, и выровняв подвижности в различных слоях.
Мицеллярно-полимерное заводнение и направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти.
Структура и состав мицеллярных растворов. Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент — специальное, растворимое в нефти и воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), они могут смешиваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углеводородной жидкости и воды. При их перемешивании в определенных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или микроэмульсия. При этом образуются так называемые нефтеводяные мицеллы-агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жидким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы называются мицеллярными растворами или микроэмульсиями (растворимая нефть или вспученные мицеллы). В зависимости от степени различия энергий взаимодействия молекул ПАВ с молекулами воды и нефти могут образоваться сферические или пластинчатые (многослойные) мицеллы размером от домм.
К простейшим мицеллам относится сферическая мицелла с нефтяной или водной основой — ядром. У мицеллы с нефтяной основой на поверхности находятся молекулы воды, у мицеллы с водной основой — молекулы нефти, составляющие внешние фазы мицеллярных растворов.
При разбавлении мицеллярных растворов фазой, однородной с молекулами внешней оболочки мицелл, энергия взаимодействия с ними ПАВ уменьшается, и сферические мицеллы могут обратимо распадаться на отдельные сложные молекулы. При более высоких концентрациях внутренней фазы мицелл сферические мицеллы превращаются в пластинчатые. Последние, взаимодействуя между собой, способны создать в объеме системы структурную сетку геля (жидкие кристаллы).
Мицеллярные растворы способны к растворению или поглощению жидкостей, составляющих основу мицелл или их внутреннюю фазу, если их молекулярное взаимодействие сильнее энергии взаимодействия молекул ПАВ и молекул ядра мицелл.
Когда происходит растворение или поглощение, мицелла вспучивается, увеличивается в размерах в зависимости от строения мицеллы.
Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью.
Оптимальные мицеллярные растворы получаются, когда энергии взаимодействия на единицу поверхности ПАВ с водой и с нефтью одинаковы и значительны по величине. Это условие — основное для образования устойчивых в обычных условиях мицеллярных растворов. Но, чтобы они были устойчивыми в пласте, в зависимости от свойств пластовых нефтей, солевого состава воды, насыщенности и строения пласта, в растворы приходится добавлять четвертый компонент — различные стабилизаторы.
В качестве углеводородной жидкости можно применять сжиженный газ, керосин, сырую легкую нефть и другие жидкости, но с увеличением их так называемого алканового углеродного числа повышается межфазное натяжение и ухудшаются условия применения.
Вода — важная составная часть раствора. Можно применять обычную пресную воду, пластовую минерализованную или подвергнутую специальной обработке, но с заданной соленостью и определенным солевым составом.
Поверхностно-активными веществами обычно являются водо-нефтерастворимые вещества, обладающие большой солюбилизирующей способностью, — алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты, нонил-фенолы и др. Могут применяться композиции различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. Параметром солюбилизации является отношение объема нефти к объему ПАВ в мицеллярном растворе.
В качестве стабилизатора обычно используются спирты — изопропиловый, бутиловый, гексанол и др.
Изменяя содержание ПАВ, стабилизатора, углеводородов и воды, можно получить мицеллярный раствор либо с внешней нефтяной, либо с внешней водяной фазой с различными структурой мицелл, устойчивостью и межфазным натяжением на контакте с нефтью и водой.
Поверхностное натяжение между углеводородной и водной фазами в оптимальных мицеллярных системах приближается к нулю (не более 0,001 мН/м).
Количественное содержание и типы основных компонентов в мицеллярных растворах определяют их фазовое состояние (одно- или двухфазное), солюбилизирующую способность, вязкость, плотность, стабильность, прозрачность и др.
Существование однофазных мицеллярных растворов возможно в широком диапазоне изменения содержания составляющих компонентов—нефти, ПАВ, воды и стабилизатора. По своей структуре выделяются четыре основных типа мицеллярных растворов, или микроэмульсий, различающихся взаимодействием с водой и нефтью.
Тип I — мицеллярный раствор, неравновесный, с высокой концентрацией ПАВ, растворимый в воде и в нефти.
Тип II — мицеллярный раствор, уравновешенный с нефтью и растворимый только в воде. Избыток нефти с течением времени выделяется из раствора, и образуется устойчивая граница разделения фаз, но межфазное натяжение на границе с нефтью мало (0,1—0,001 мН/м), а на границе с водой равно нулю. Данный тип называют мицеллярным раствором с внешней водной фазой, иногда «нижней фазой» или водонефтяной микроэмульсией.
Тип III — мицеллярный раствор, уравновешенный с водой и растворимый только в нефти, или раствор с внешней углеводородной фазой, иногда его называют «верхней фазой» или нефтеводяной микроэмульсией.
Тип IV— мицеллярный раствор, нерастворимый ни в воде, ни в нефти, т. е. уравновешенный с нефтью и водой, иногда называют «средней фазой». У этого раствора межфазное натяжение на границе и с нефтью, и с водой очень низкое (0,001 — 0,0001 мН/м), что обеспечивает смешивающееся вытеснение.
Тип мицеллярного раствора зависит от соотношения компонентов содержания солей в воде, температуры и молекулярной структуры ПАВ, а также от других факторов.
Наибольшего внимания заслуживают мицеллярные растворы типа II и IV. Тип II может существовать при значительном содержании воды и солей в воде, что часто встречается в реальных нефтяных коллекторах при малом содержании ПАВ, почти не требует углеводородной жидкости для приготовления. Но большое содержание кальция в воде приводит к отрицательному явлению— его инверсии, т. е. изменению структуры раствора и образованию микроэмульсии. Мицеллярный раствор типа IV обычно содержит воду и нефть в равных объемах, обладает наилучшей вытесняющей способностью, но при изменении концентрации солей может переходить в растворы типа II или III. Мицеллярный раствор типа III менее интересен из-за большого содержания нефти. Недостаток мицеллярного раствора типа I заключается в высоком содержании дорогих ПАВ и спиртов. Обычно он используется для приготовления растворов других типов.
Минерализация воды, различные добавки (композиции) ПАВ могут приводить к ситуациям, когда возможно совместное существование мицеллярных растворов различных типов и структур и реальные тройные фазовые диаграммы будут значительно сложнее идеализированных.
Все мицеллярные растворы (однофазные) независимо от их структуры при движении в пласте неизбежно испытывают нарушение однофазности. Наименее устойчив раствор типа IV («средняя фаза»), который существует при строго определенных солености, водонефтяном отношении, отношении ПАВ к содетергенту и общей концентрации ПАВ. Дополнительное попадание солей в раствор или потеря ПАВ из раствора в вытесняемые нефть или воду обусловливает превращение «средней фазы» в «верхнюю фазу» на фронте вытеснения и в «нижнюю фазу» позади оторочки. Разделение фаз происходит при межфазном натяжении между ними, равном или большем 0,1—0,01 мН/м.
Обычно «средняя фаза» (тип IV) находится между «верхней» и «нижней» при движении в пласте, а процесс вытеснения из смешивающегося неизбежно переходит в несмешивающийся.
Кроме основных компонентов, входящих в мицеллярный раствор, в них можно включать и другие, не оказывающие вредного влияния, например некоторые бактерициды (слабый раствор формальдегида, формалина, сулемы, медного купороса), препятствующие разрушению раствора бактериями. Иногда для повышения стабильности растворов добавляются специальные соли и другие вещества.
Разновидности мицеллярных растворов в основном определяются типом, составом и концентрацией применяемых ПАВ, а выбираются они исходя из конкретных задач применения — для обработки призабойных зон пластов или создания оторочек с целью вытеснения остаточной неподвижной нефти — с учетом особенностей строения пластов и свойств насыщающих их жидкостей.
Как видно, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора (тип II ).
Для простоты использования мицеллярных растворов стали применять базовый состав (концентрат) мицеллярной жидкости, которая добавкой обычной воды в промысловых условиях доводится до мицеллярных растворов с необходимыми свойствами.
Концентрат содержит тщательно сбалансированное количество углеводородной жидкости, ПАВ типа нефтяных сульфонатов и стабилизатора — спирта. Примерный состав концентрата — 65% углеводорода, 28% нефтяного сульфоната и 7% спирта.
К категории концентрированных мицеллярных растворов относится и так называемая растворимая нефть.
Растворимая нефть получена добавлением ПАВ (сульфонат натрия) и стабилизатора (этиленгликоль или изопропиловый спирт) в сырую нефть. Содержание воды в растворимой нефти составляло 4—7%. Причем применялась как пресная вода (0,08 % солей), так и слабоминерализованная (2,9 % солей).
Все указанные типы растворимой нефти представляли собой устойчивые растворы с внешней углеводородной фазой с определенной точкой инверсии, после которой при разбавлении водой они становились растворами с внешней водяной фазой.