Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 [ 83 ] 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

и поэтому дальнейшее увеличение ее при закачке воды в пласт является важнейшей задачей. Одним из способов решения этой проблемы может быть нагнетание в залежь вод, обладающих высокими вытесняющими и моющими свойствами.

Необходимо отметить, что тесной связи между моющими и неф-тевытесняющими свойствами вод, по-видимому, не существует. Согласно современным представлениям механизм моющего действия веществ применительно к отмывке углеводородов от минералов определяется их способностью улучшать смачивающие свойства вод, уменьшать их поверхностное натяжение на границе с нефтью и другими поверхностями. Они должны быть разрушителями суспензий и эмульсий и т. д. Известно, что загущенная полимерами высоковязкая вода хорошо вытесняет нефть из породы, не обладая при зтом особыми дюющими свойствами. По многочисленным наблюдениям за процессом вытеснения нефти из коллекторов нефтяных залежей Урало-Волжского района пластовыми водами, представляющими собой концентрированные растворы хлоридов, нефтеотдача в промытых водой зонах достигает 80%, несмотря на то, что эти воды обладают очень слабыми моющими свойствами.

В зависимости от строения и свойств пласта, а также состояния жидкостей в пористой среде параметры, влияющие на нефтевытесняющие свойства, могут быть неодинаковы. Если, например, нефть в пористой среде находится в пленочном и рассеянном (капиллярно-удержанном) виде вследствие повышенного содержания остаточной воды, то лучшими вытесняющими свойствами в зтом случае будет обладать вода, характеризующаяся низкими значениями поверхностного натяжения на границе с нефтью и хорошо смачивающая породу, т. е. вода, имеющая высокие моющие свойства. При заводнении трещиноватых коллекторов, как мы уже отмечали, лучшими нефтевытесняющими свойствами обладают воды с повышенными значениями величины натяжения смачивания а cos 6, способные под действием капиллярных сил интенсивно проникать в иефтенасыщенные блоки. Обычная (не впитывающаяся в блоки) вода при нагнетании в трещиноватый пласт прорывается в эксплуатационные скважины по трещинам, не вытесняя нефть из блоков. Чем интенсивнее идут процессы противоточной капиллярной пропитки водой блоков, тем лучше результат заводнения трещиноватых коллекторов. Следует, однако, учитывать, что при противоточной капиллярной пропптке нефтеотдача даже небольших блоков (диаметром 5- 10 см) после длительного их контакта с водой редко достигает 35 - 40%. Процесс противоточной капиллярной пропитки быстро затухает со временем вследствие возникновения в заводненной зоне блоков прочных водо-нефтяных смесей (и тем более прочных, чем выше значение о cos 6). Внутренние части блоков, огражденные от внешней области зоной водо-нефтяной смеси, длительное время могут сохранять повышенную нефтенасыщенность. Поэтому заводнение трещинных коллекторов водами, развивающими в пористой среде высокое капиллярное давление, следует рассматривать как средство извле-

чения лишь некоторого небольшого количества нефти (пока не опробованы более совершенные методы воздействия на трещинный коллектор).

Ранее мы упоминали, что по мнению некоторых исследователей в условиях неоднородных по физическим свойствам зернистых коллекторов, процессы капиллярного впитывания в нефтенасыщенные участки пласта и перераспределение жидкостей в норовом пространстве под действием капиллярных сил отрицательно влияют на нефтеотдачу из-за формирования при этом процессе в пористой среде водо-нефтяных смесей и из-за нарушения сплошности нефти. Менее интенсивно смеси образуются при заводнении неоднородного пласта водами, обладающими низкими значениями а cos 6. Если это мнение справедливо, то лучшими нефтевытесняющими свойствами в условиях неоднородных зернистых коллекторов должны обладать воды с нейтральной смачиваемостью (0 = 90°) - при этом величина о cos 6 и, следовательно, капиллярное давление в порах равно нулю (в статических условиях). Такие воды обладают слабыми моющими свойствами, но нефтевытесняющие свойства их более высокие, чем для других вод. По результатам измерений, проведенных в лаборатории физики нефтяного пласта МИНХ и ГП, смачивающие свойства пластовых вод ряда месторождений Татарии, находившихся в пласте в контакте с нефтью, нейтральные. Можно предполагать, что и воды многих других месторождений в пластовых (статических) условиях по смачивающим свойствам близки к нейтральным. К этому выводу можно прийти, рассматривая вытеснение нефти из капиллярных каналов водой, как случай избирательного смачивания породы водой и нефтью. Изменение свободной энергии AW единицы поверхности раздела твердой фазы при вытеснении одной жидкости другой определяется известным уже нам соотношением Дюпре - Юнга.

Д= а„п - огвп = cos 0,

где а„п и - иоверхностное натяжение на границе раздела породы с нефтью и с водой; а - поверхностное натяжение на разделе вода - нефть; 6 - угол избирательного смачивания. Из уравнения следует, что при а„„ S Овп и о cos 0 3 О будут проходить самопроизвольные процессы вытеснения с поверхности породы нефти водой или воды нефтью. Система устойчива при а cos 0 = 0. Поэтому в естественных пластах в течение геологических периодов контакта нефти и воды должны были протекать процессы, способствующие уменьшению свободной поверхностной энергии пластовой системы (взаимное растворение компонентов нефти и воды, адсорбция поверхностно-активных веществ на разных границах раздела и т. д.). За геологические периоды произошло необходимое перераспределение соответствующих компонентов между нефтью и водой и система приблизилась к нейтральной смачиваемости, насколько позволили состав и свойства пластовых жидкостей и горных пород.

Давно замечено, что нефтевытесняющая способность собственных пластовых вод (по сравнению с поверхностными) повышенная. Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется не плохими качествами вод, а неоднородностью строения пластов, наличием многочисленных зон, не промываемых водой. Пластовые воды, добываемые вместе с нефтью, следует использовать для нагнетания в разрезающие ряды. Поверхностные воды (речные, озерные, под-русловые) в пластовых условиях при нагнетании их в залежи с малополярными нефтями (типа татарских и башкирских нефтей) могут развивать высокое капиллярное давление в пористой среде пласта вследствие повышения их температуры и ул5П1шения смачивающих свойств. В этом случае вытесняющие свойства их будут более низкие, чем для собственных пластовых вод.

Отрицательное влияние посторонней пресной воды на приток нефти из пласта было замечено давно главным образом в процессе освоения нефтяных скважин и ввода их в эксплуатацию, а также при ремонтных работах, когда скважины промывались пресными водами. Анализ причин отрицательного влияния воды на приток нефти при вскрытии пласта дан Ф. И. Котяховым [23]. Его исследованиями зстановлено, что одной из причин затруднения с освоением скважин п низкая их производительность являются проникновение в нефтяной пласт посторонней воды и образование в поровом пространстве призабойной зоны водо-нефтяных смесей.

Иногда считается, что состав и свойства нагнетаемой в пласт воды не играют особой роли, так как она быстро смешивается с остаточной водой и приобретает на фронте вытеснения свойства пластовой жидкости. Опыт, однако, показывает, что при небольшом содержании остаточной воды в коллекторе (10-15% от объема пор) нагнетаемая вода может продвигаться по пласту на значительные расстояния, не смешиваясь с остаточной.

Капиллярное давление, развиваемое менисками в пористой среде, можно уменьшить не только за счет смачивающих свойств, но также и при снижении поверхностного натяжения воды на границе с нефтью, например, путем обработки ее поверхностно-активными веществами. Тогда вода приобретает особо ценные качества - улучшаются одновременно ее вытесняющие и моющие свойства.

§ 3. ОБРАБОТКА ВОДЫ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫМИ ВЕЩЕСТВАМИ

Необходимые изменения поверхностных и смачивающих свойств жидкостей и характеристик поверхностей раздела пластовой системы в зоне их контакта в пористой среде можно добиться с помощью добавок поверхностно-активных веществ (ПАВ).

Молекулы большинства ПАВ состоят из длинных гидрофобных углеводородных цепей с низким остаточным сродством на одном конце молекул и гидрофильных полярных групп с высоким сродством на другом. По химическому признаку все ПАВ классифицируются на анионо-активные и катионо-активные и неионогенные вещества.