От концентрации NaOh.

Раствор: 1 - NaOH; 2 - NaOH+0,1 % CaСl₂; 3 - NaOH+0,05 % СаСl₂

Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает при­сутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению концентрации щелочи в растворе для получения минимального межфазного натяжения.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсор­бируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхностей.

Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницае­мость пласта для активной нефти существенно улучшается, осо­бенно при насыщенности водой (раствором) более 70 %, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%.

Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода, вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого рас­твора щелочи, в результате чего снижается рН раствора. Адсорб­ция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и кар­бонатах адсорбции практически нет.

Минерал Адсорбция щелочи,

мг/г породы

Кварц, кварцит, доломит Нет

Каолинит 0,13

Монтмориллонит 2,28

Ангидрит 11,60

В породах со сложным составом (сцементированные песчаники, алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение.

Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глино­земистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентра­цией 0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция щелочи равна 0,50 мг/г породы.

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа·с раствором едкого натра в пресной воде с концентрацией 0,25 % показано в табл. 28.

Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличе­нием содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за без­водный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением.

Технология и системы разработки. Для приготов­ления щелочных растворов можно использовать:

едкий натр (каустическую соду) NaOH;

углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3;

гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH;

силикат натрия (растворимое стекло) N2Si03.

Таблица 28

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти

Содержание глин (монтморил­лонит), %	Пористость, %	Проницае­мость, мкм^2	Объем закачиваемой воды, объемы пор		Коэффициент вытеснения в период, %
					безводный	конечный
Вытеснение нефти водой
0	36,2	1,2	4,1	30,4		52,2
Вытеснение нефти раствором щелочи
0	35,6	1,15	3,64	30,2		63,4
5	36,5	1,07	3,78	30,5		61,5
10	35	1,17	3,86	31,2		58
15	35,1	1,09	3,88	32,3		55,5
20	36,4	1,02	4	32,3		53,5
25	35,4	1,12	4,2	34,8		50,7

Эти вещества характеризуются различными показателями щелочности (рН), величины которых приведены ниже.

0,1 н раствор рН

NaOH

Na₂CO₃ 11,6

NH₄OH 11,1

Na₂SiО₃ 12,6

Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Ще­лочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10 - 25 % от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой.

В многорядных системах разработки размер оторочки может быть больше, так как первые ряды скважин отбирают значитель­ную часть раствора. Рабочая концентрация едкого натра в растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретных неф-тей, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2-0,4 % с учетом адсорбции щелочи.

Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концен­трации щелочи в растворе (до 2-4 %) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды.

Размер оторочки и концентрация в ней агента должны опре­деляться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте.

При значительной адсорбции щелочи в пласте можно исполь­зовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентра­цией- от 0,5-1 % на фронте до 0,05-0,1 % в конце - равными порциями (по 5-7 % от объема пор).

С целью экономии едкого натра перед ним можно закачивать раствор кальцинированной соды для умягчения пластовой и зака­чиваемой вод и взаимодействия с породой.

Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4-5 % ), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей.

Процесс может быть эффективнее при попеременной закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора, пресной воды и хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводне­нием. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким рН реаги­рует с нефтью, в результате чего снижается межфазное натяжение, а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодис­персного осадка. Последний снижает проводимость высокопрони­цаемых слоев пласта, поглощающих раствор, и промытых участков. Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением.

Оторочка пресной воды предназначена для предотвращения преждевременного смешивания растворов силиката натрия и хло­ристого кальция и закупорки призабойной зоны пласта.

С целью изучения эффективности метода и возможности регули­рования процесса во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследова­тельском институте (Л. Н. Бученков) были проведены специальные исследования на образцах пористой среды (рис. 14).

Как видно, изменение объема оторочек от 20 до 5 % от объема пор снижает проницаемость пористой среды по длине образца. При больших оторочках происходит снижение проницаемости удаленной зоны, а при малых оторочках - зоны, близкой к входу в образец, так как облегчается смешение растворов и образование осадка.

Рис. 14. Изменение средней прони­цаемости k пористой среды при вы­теснении нефти растворами NaOH и СаС1₂ в зависимости от объема за­качки Vnoр

Вытеснение: 1, 2, 4, 5 - чередующимися оторочками раствора NaOH и СаС1₂ разме­ром 5, 10, 15 и 20 % от объема пор соответ­ственно; 3 - непрерывное раствором NaOH; ,- объемы закачки на момент стабилизации проницаемости

С повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при взаимодействии с щелочами [15]. К наиболее активным нефтям относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского месторождений (вязкость более 400 и 10 000 мПа·с соответственно).

Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом заводнения, даже с применением химических реагентов, не позво­лит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вязкости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями повышенной вязкости обычно используются площадные системы с густой сеткой скважин.

Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отлича­ются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение на­правления потоков жидкости).

Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обыч­ного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и поли­мерами.

Недостатки метода. Основными недостатками метода яв­ляются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать возможность применения метода.

Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой, вплоть до нуля.

Отсутствие широких испытаний метода и его модификаций в промысловых условиях и надежных данных по проводимым опы­там не позволяет оценить более конкретно область и условия его применения.

Лабораторные же исследования не дают возможности модели­ровать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте.

В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его ще­лочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании.

Будущее метода. В настоящее время будущее метода можно представить только на основании лабораторных исследо­ваний, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффек­тивности метода пока нет.

Как отмечалось, эффективность применения каустической соды обусловлена способностью нефтей при взаимодействии с ней сни­жать межфазное натяжение на контакте нефть-раствор щелочи, образовывать высокодисперсную устойчивую эмульсию типа «нефть в воде» при фильтрации по пласту и повышать смачиваемость пла­стов водой. Как правило, такие нефти высоковязкие. Применение обычных водных растворов щелочей на месторождениях с высоко­вязкими нефтями не позволит сильно увеличить охват пласта воз­действием, поэтому возникает необходимость сочетания- этого ме­тода с полимерным заводнением и тепловыми методами (горячая вода, пар). Термощелочные растворы значительно лучше вытес­няют нефть за счет улучшения смачивания пористой среды.

Модификации метода щелочного заводнения, направленные на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадко­образования, по-видимому, имеют более широкую область приме­нения. Их можно применять практически на любом месторождении, разрабатываемом с заводнением, но только на основании эконо­мических оценок, так как они требуют больших объемов химичес­ких реагентов.