Заводнение с растворами ПАВ.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой и увеличивается краевой угол смачивания. Следовательно, натяжение смачивания уменьшается в 8-10 раз.

Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % ПАВ не влечет за собой необходимости существенного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1%) закачать 5-10 объемов пор воды. При меньшем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добывающих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, неэффективных концентрациях. Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размещения скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта.

Самый большой недостаток метода заводнения малоконцентрированными растворами ПАВ заключается в большом межфазном натяжении между нефтью и раствором и высокой адсорбции химического реагента на породе. Он ставит под сомнение их применение с целью повышения вытесняющей способности воды.

Другие недостатки применения водорастворимых ПАВ также усложняют или ограничивают их применение. К ним относятся:

* слабая биоразлагаемость неионогенных ПАВ (всего 35-40%) и
повышенная способность загрязнения окружающей среды;

* высокая чувствительность к качеству воды - содержанию
кислорода, микроорганизмов и механических примесей, которые
в состоянии свести эффект к нулю, вследствие разрушения
раствора.

Сернокислотное заводнение.

В основе применения концентрированной серной кислоты для повышения нефтеотдачи пластов лежит комплексное воздействие этого реагента как на минералы скелета пласта, так и на содержащиеся в нем нефть и погребенную воду.

Химическое взаимодействие серной кислоты с ароматическими углеводородами нефти приводит к образованию сульфокислот в количестве 5 — 7% от массы нефти, которые являются анионами ПАВ и способствуют улучшению извлечения нефти из пор пласта. Как показали лабораторные эксперименты, при вытеснении нефти из пористых сред оторочкой серной кислоты коэффициент вытеснения возрастает на 13 — 15% по сравнению с обычным заводнением. Столь высокая эффективность обусловлена не только образованием из нефти ПАВ, но и тем, что при химическом взаимодействии сульфат-ионов с солями кальция, составляющими минералогическую основу породы, образуется малорастворимый в воде сульфат кальция — гипс. Кристаллы гипса частично закупоривают поры пласта, промытые водой, направляя последующие порции воды в поры, заполненные нефтью. Это приводит к повышению охвата пласта вытеснением. Были выявлены и другие эффекты, способствующие улучшению вытеснения нефти при сернокислотном воздействии, а именно, разбавление в пласте концентрированной кислоты погребенной или ранее закачанной водой сопровождается выделением тепла. Расчеты показывают, что при разбавлении 1 т кислоты до 0, 5% -ной концентрации выделяется 620 тыс. кДж тепла. Взаимодействие серной кислоты с терригенными породами призабойной зоны пласта приводит к увеличению их проницаемости, что наряду с выпадением гипса в глубине пласта обусловливает перераспределение градиентов давления в сторону их увеличения на фронте вытеснения.

Кроме того, при взаимодействии концентрированней серной кислоты с карбонатами породы образуется углекислота S количестве

400 кг/т.

СаСО₃ + H₂SO₄ = CaSO₄ + Н₂СО₃

Расчеты показывают, что при закачке серной кислоты образуется оторочка размером до 3% от объема пор пласта 4%-ного раствора углекислоты (карбонизированной воды), которая обусловливает возрастание коэффициента извлечения нефти за счет одновременного возрастания коэффициентов вытеснения и охвата.

На 1 т кислоты дополнительно добывается 30 - 50 т нефти, а приемистость водонагнетательных скважин возрастает на 60-70%. Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80-85% (сернокислотный отход производства высооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0,15% порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают емкости (500-2000 м³) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения для закачки воды.

Применение метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины.

Заводнение с углекислотой.

Метод основан на том, что диоксид углерода (СО₂), растворяясь в нефти, увеличивает ее объем и уменьшает вязкость, с другой стороны, растворяясь в воде, повышает ее вязкость. Таким образом, растворение СО₂ в нефти и воде ведет к выравниванию подвижности нефти и воды , что создает предпосылки к получению более высокой нефтеотдачи, как за счет увеличения коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата.

Растворимость СО₂ в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры. С ростом минерализации воды растворимость СО₂ в ней снижается. При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее несколько увеличивается, однако это увеличение незначительно. Образующаяся при растворении СО₂ в воде угольная кислота Н₂СО₃ растворяет некоторые виды цемента и породы пласта и повышает проницаемость. В присутствии двуокиси углерода снижается набухаемость глинистых частиц. Двуокись углерода растворяется в нефти в 4-10 раз лучше, чем в воде, поэтому она может переходить из водного раствора в нефть. Во время перехода межфазное натяжение между ними становится очень низким и вытеснение приближается к смешивающемуся.

Двуокись углерода в воде способствует размыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы, и уменьшает возможность разрыва водной пленки. Вследствие этого капли нефти при малом межфазном натяжении свободно перемещаются в поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается.

Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СО₂ вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкую нефть. При вытеснении высоковязкой нефти основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения, - уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО₂.

Важное условие технологии вытеснения нефти СО₂ - его чистота, от которой зависит смесимость с нефтью. Чистый СО₂ (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при сжижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газов. При содержании в смеси с СО₂ большого количества легких углеводородных и инертных газов нагнетание смеси возможно только в газообразном состоянии.

Если в пласт закачивается СО₂ в смеси с метаном (природный газ) или азотом (дымовые газы), то давление смесимости будет очень высоким, а эффективность вытеснения нефти сниженной. Это объясняется тем, что метан или азот препятствуют смесимости нефти и СО_2.

Для вытеснения нефти одним СО₂ требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. Ввиду большой разницы вязкостей и плотностей СО₂ и нефти возможны быстрые прорывы СО₂ к добывающим скважинам по высокопроницаемым слоям, гравитационное разделение их и значительное уменьшение охвата по сравнению с заводнением. Вследствие этого эффект повышения вытеснения нефти СО₂ может быть меньше потерь в нефтеотдаче за счет снижения охвата вытеснением. С целью экономии СО₂, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, снижения гравитационных эффектов и увеличения коэффициента охвата, применение СО₂ целесообразно сочетать с заводнением.

Диоксид углерода может подаваться в пласт по следующим технологическим схемам:

> в виде водного раствора заданной концентрации -карбонизированная вода;

> разовой оторочки реагента, продвигаемой по пласту карбонизированной или обычной водой; > чередующихся оторочек диоксида углерода, продвигаемых

по пласту закачиваемой водой.

Закачиваемая карбонизированная вода на контакте с нефтью обедняется диоксидом углерода, который переходит в нефть. В дальнейшем нефть вытесняется водой с низким содержанием реагента, что существенно снижает эффективность процесса. При создании разовой оторочки СО₂ с проталкиванием ее водой в связи с тем, что жидкий СО₂ обладает малой вязкостью, отмечается вязкостная неустойчивость в перемещении водонефтяного контакта с прорывом оторочки в добывающие скважины. Попеременной закачкой СО₂ и воды создается несколько чередующихся оторочек. Растворение углекислоты в нефти и воде снижает отрицательный эффект в вязкостной неустойчивости при перемещении ВНК. Поэтому более предпочтителен метод чередующейся закачки углекислоты и воды.

Применение СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов не предъявляет особых требований к системе разработки, но она обязательно должна быть внутриконтурная, либо должны применяться различные модификации площадного заводнения. Предпочтение должно быть отдано активным, т. е. малорядным системам разработки.

Основной недостаток метода извлечения остаточной нефти при помощи СО₂ заключается в снижении охвата пластов вытеснением по сравнению с обычным заводнением, особенно при неполной смесимости его с нефтью. Если бы удалось обеспечить охват пластов вытеснением С0₂ такой же, как при заводнении, то можно было бы получить существенное увеличение нефтеотдачи пластов, так как в зоне, где проходит СО₂, смешивающийся с нефтью, остается очень мало остаточной нефти — 3 — 5 %. Уменьшить снижение охвата пластов вытеснением можно разными способами — улучшением условий смесимости чередующимися оторочками воды и газа, изменением их размера, селективной изоляцией определенных интервалов пластов для выравнивания продвижения СО₂, циклическим воздействием на пласты, соответствующим размещением скважин и вскрытием в них пластов и др.

Другим недостатком метода, видимо, следует считать то, что СО₂ при условиях неполной смесимости с нефтью экстрагирует из нее легкие углеводороды, уносит их, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. Извлечь их в последующем будет труднее, так как они становятся менее подвижными и, возможно, выпадают на поверхность пор, изменяя смачиваемость среды.

Ограничением для применения СО₂ с целью повышения нефтеотдачи пластов, помимо геолого-физических критериев, будет наличие ресурсов СО₂ в районе нефтяных месторождений или доступных для транспортировки к месторождениям при благоприятных экономических показателях. Можно считать, что удаление источника СО₂ от месторождения более чем на 400 — 600 км, стоимость его (на устье нагнетательных скважин) и низкая цена на нефть будут серьезными помехами для применения СО₂.

К самым сложным проблемам, возникающим при использовании СО₂ для увеличения нефтеотдачи пластов, относятся возможность коррозии нагнетательных и добывающих скважин и нефтепромыслового оборудования, необходимость утилизации СО₂ — удаления из добываемых углеводородных газов на поверхности и повторной инжекции в нефтяные пласты. Чистый СО₂ (без влаги) не опасен в отношении коррозии. Но при чередовании с водой в нагнетательной скважине или после смешивания с ней в пласте и при появлении в добывающих скважинах и на поверхности он становится коррозионно-активным.

Сложной технической проблемой является транспорт жидкой СО₂, распределение ее по скважинам, требующие специальных труб, качества сварки и т. д.

При использовании совместно с СО₂ воды, несовместимой с пластовой, создаются более благоприятные условия для выпадения солей в пластах, призабойных зонах скважин, подъемных трубах, поверхностном оборудовании и пр.

Существенным недостатком, ограничивающим внедрение метода, является относительно большое поглощение СО₂ пластом - потери достигают 60 — 75 % от общего объема закачки. Они обусловлены удержанием СО₂ в тупиковых порах и застойных зонах. Все это приводит к большому удельному расходу СО₂ на тону дополнительно добытой нефти.

В целом из всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов использование СО₂ наиболее универсально и перспективно.