Физико-химические методы, применяемые при разработке трудноизвлекаемых запасов

Нагнетание водных рас-ов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров приводит к изменению свойств пластовой воды и поверхностей раздела между водой, нефтью и горной породы, к уменьшению относительной подвижности и улучшению нефтеотмывающих свойств воды. Уменьшение относительной подвижности воды и нефти увеличивает охват пласта воздействием и коэффициент вытеснения нефти, улучшает смачиваемость горной породы водой.

Нагнетание водных растворов ПАВ

Молекула ПАВ (2-х полярная молекула)- гидрофильная основная часть, гидрофобный радикал. Такая структура вещества и является причиной поверхностной активности. Для доизвлечения остаточной нефти в некоторых случаях необходимо использовать ПАВ, кот.снижают поверхностное натяжение. (величина пов. натяжения – энергия, которая необходима для образования новой ед.поверхности). в пласте происходят след.процессы:

· смачивание поверхности поровых каналов вытесняющей водой

· уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть-вода

· вытеснение нефти с поверхности поровых каналов

· диспергирование нефти потоком воды

Адсорбция – процесс увеличения концентрации молекул на поверхности раздела фаз, который приводит к появлению адсорбционного слоя. (зависит от мин.состава породы, Т – чем выше, тем процесс адсорбции меньше, в статистических условиях процесс выше)

Недостатки:

- адсорбция ПАВ на породе, которая в пористых средах может достигать значительной величины (15-60 кг/м3). Чем выше нефтенасыщенность, тем выше адсорбция ПАВ породой.

- слабая биоразлагаемость искусственных ПАВ и загрязнение окруж.среды

-высокая чувствительность к качеству воды

Перспективы применения метода закачки ПАВ: - эффективность применения метода увеличиваемся с повышением степени неоднородности структуры порового пространства, - увеличивается с повышением степени гидрофобности поверхности, - обработка ПЗ наг.скважин (гидрофобизация), - для разработки плотных глинистых коллекторов (для препятствия набухания ), для разработки слабопроницаемых карбонатных коллекторов.

Нагнетание водного раствора полимера

Это веществообладает способностью значительно повышать вязкость воды, снижая ее подвижность, что приводит к повышению охвата пласта воздействием. Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокой вязкостью нефти и соотношением коэф.подвижности воды и нефти и умеренной неоднородностью. Не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. Прирост нефтеотдачи в среднем 3-10%. Размеры оторочки полимера 0,1 -0,4 V_пор.

Соотношения коэф.подвижностей уменьшается , увеличивается коэф.охвата пласта по площади и по мощности. М=λ_в/λ_н. Подвижность замедляется, фронт становится более равномерным. λ=k/μ

На изменение св-в воды влияют концентрация полимера:

Параметры, характеризующие полимерное заводнение:

1.

0.2

Концентрация полимера

µ

1.0

0.05

0.15

соотношение подвижностей М=λ_в/λ_н

2. кажущаяся вязкость μ*=τ (касательное напряжение сдвига)/γ (скорость сдвига)

каж.вязкость – вязкость, которая определяется при движении

3. Фактор сопроивления – отношение подвижности воды к подвижности полимера (раствора)ФС= λв/λп зависит от темпа закачки (чем больше скорость фильтрации, тем выше ФС)

4. Фактор остаточного сопротивления – отношение подвижности воды до закачки полимера к подвижности после закачки

5. К определяет соотношение d молекул полимера к d пор. К=0,02-0,5

d молекул = 200-500 А, d пор = 10000 А

Виды разрушений молекул полимера:

1. механическое разрушение (деструкция)

2. термическое разрушение (выдерживает до 90 С)

3. химическое разрушение (процесс окисления)

4. биологическое разрушение

Недостатки:

1. деструкция полимера

2. требуется очень хорошая очистка воды

3. загрязнение окр.среды

Нагнетание водных растворов щелочи

Основные механизмы вытеснения являются:

- снижение межфазного натяжения

-эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии)

- изменение смачиваемости пород

Щелочь взаимодейcтвует с кислот.компонентами нефти >> в результате образование соли. Соли являются ПАВ. Они образуются на границе контакта щелочи и кислот. Для достижения необходимого эффекта нужно достаточное количество солей (и в нефти должно содержаться необходимое количество кислот.компонентов нефти).

Эмульсия – мелкодисперсная (эффективность больше), - грубодиспресная. При условии, что в пласте образуется мелкодисперсная эмульсия, увлекается в поток щелочного раствора, котрый прокачивается по пласту.

Вязкость щелочного раствора увеличивается, поэтому соотнощшение подвижностей улучшается, т.о. процесс вытеснения лучше. (большой объем доп.нефти) М=λв/λн, λ=k/μ

Если в пласте образуется грубодисперсная эмульсия, она задерживается (капельки нефти) в сужениях пор и блокирует наиболее проницаемые участки. Закачиваемый раствор пойдет по др. каналам (меньший объем доп.нефти)

Недостатки:

- набухание глин выше, чем в пресной воде, поэтому если глин.коллектор необходимы лаб.исследования на степень набухания глин

- растворение породы пластов (силикатов, кот.Находится в песчаниках) >> уменьшение концентрации щелочного раствора

- процессы адсорбции

- опред.требования к активности

- взаимодействие щелочи и породы >> соли, нерастворимые в воде >> уменьшение проницаемости

Закачка водных растворов спиртов

Создается оторочка р-ра спирта и проталкивается водой. Основные механизмы:

- поглощение спиртом связанной воды

- поглощение воды и вынос, приводящие к эффекту сжатия набухающих глин.

Эти механизмы способствуют увеличению относительной проницаемости по нефти.

7. Различные виды кислотных обработок. Области их применения

Известно много методов кислотного воздействия, которые основаны на способности некоторых кислот растворять горные породы или цементирующий материал. Применение кислот:

1) Обработкой ПЗС в залежах с карбонатными коллекторами.

2) Обработка ПЗС в залежах с терригенными коллекторами.

3) Растворением глинистых или цементных частиц, попавших в ПЗС в процессе бурения и цементирования скважины.

4) Растворением выпавших в ПЗС солей.

Для обработки карбонатных коллекторов наибольшее распространение получила соляная кислота, а для обработки терригенных коллекторов – смесь соляной и плавиковой кислот (глинокислота).

Различают несколько видов солянокислотных обработок:

1) Обычная СКО

2) Кислотная ванна

3) СКО под давлением

4) Поинтервальная или ступенчатая СКО.

Основные назначения обычной солянокислотной обработки заключаются в закачке кислоты в пласт, на значительное расстояние от стенки скважины с целью расширения микротрещин и каналов, что увеличивает проницаемость системы и дебит скважины.

Обычная СКО основана на способности соляной кислоты растворять карбонатные породы по реакциям с известняком, доломитом (CaMgCO₃). Продукты реакции хорошо растворимы в воде и сравнительно легко удаляются из ПЗС при вызове притока и освоении. Наиболее эффективно реакция идет в поровых каналах, которые расширяются, приобретая форму узких и длинных каверн

Основное назначение обычной СКО – закачка кислоты в пласт на значительные расстояния от стенки с целью расширения размеров микротрещин и каналов, улучшения их сообщаемости между собой. Это увеличивает проницаемость системы и дебит (приемистость) скважины. Глубина проникновения кислоты в пласт зависит от скорости реакции. Скорость реакции зависит от химсостава породы, от температуры, давления и концентрации кислотного раствора, и характеризуется временем её нейтрализации (зависящим от температуры).

Кислотные эмульсии.

При проведении СКО под давлением для закупорки высокопроницаемых пропластков в них закачивается кислотная эмульсия. Нефтекислотные эмульсии состоят из смеси 12 %-го раствора HCl нефти. Соотношение компонентов эмульсии: 70% по объему – кислотный раствор, 30% – дегазированная нефть. Если дегазированная нефть легкая, к ней добавляют окисленный мазут, гудрон и др. Дляполучения хорошего качества эмульсии к ней добавляют эмульгирующие вещества. Вязкость образующейся эмульсии зависит от дисперсности ее компонентов, т.е. от времени перемешивания. При достаточно длительном времени перемешивания получают мелкодисперсную эмульсию с вязкостью до 10 Па с. Полученная нефтекислотная эмульсия закачивается в призабойную зону, проникает в зоны повышенной проницаемости и заполняет их.

Под действием повышенного давления кислотный раствор закачивается в низкопроницаемые разности, что существенно увеличивает охват пласта процессом кислотного воздействия. Объемы нефтекислотной эмульсии рассчитываются по результатам гидродинамического исследования скважины, профилей притока (приемистости), а также коллекторских свойств обрабатываемой зоны пласта. Все остальные технологические операции не отличаются от таковых для обычной кислотной обработки.

8. Технология и техника проведения кислотных обработок. Материалы, применяемые при кислотных обработках

Технология проведения СКО:

1)Промывка скважины - скважина очищается от грязи, отложений смол, парафинов и асфальтенов. Жидкости промывки: керосин, диз. топливо, конденсат и др. растворители.

2)Закачивают расчетный объем кислотного раствора в скважину. Объем кислотного раствора зависит от толщины обрабатываемого пласта, свойств призабойной зоны и глубины обрабатываемой зоны.

3)Продавливают кислотный раствор в ПЗС, продолжая агрегатом закачку расчетного объема кислоты в скважину. Затем кислотный раствор продавливается нефтью или водой до полного его поглощения пластом.

4)Нейтрализация кислотного раствора за счет реагирования его с обрабатываемой породой. Время нейтрализации зависит от давления и температуры.

5)Вызов притока и освоение, а затем – исследование скважины.

Для обработки ПЗС используются 8-15%-е кислотные растворы.

Низкие концентрации кислоты:

o большая глубина проникновения раствора в пласт, но

o большое количество продуктов реакции

Высококонцентрированная кислота:

v образование насыщенных вязких растворов хлоридов кальция и магния

v существенный рост коррозии оборудования и труб

v растворение гипса и ангидрита с образованием твердого осадка, выпадающего в ПЗС и снижающего её проницаемость

v необходимо охлаждать раствор жидким азотом для увеличения глубины проникновения их в пласт

Ангидрит и гипс, содержащиеся в скелете породы, после реакции с кислотой выпадают в осадок и закупоривают ПЗС и поровые каналы

9. Процесс подготовки кислотного раствора. Реагенты, применяемые при кислотных обработках

Приготовление раствора необходимо производить на базе в месте хранения и приготовления кислотных растворов в следующем порядке:

1. В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается чистая техническая вода в объеме из расчета долива концентрированной кислоты для приготовления раствора требуемой концентрации.

2. Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом тонкой струей в емкость кислотника с водой.

3. Если вместо соляной кислоты используется бензолсульфокислота, то в кислотник с определенным количеством чистой технической воды насыпается расчетное количество измельченной кристаллической бензолсульфокислоты и хорошо перемешивается насосом кислотного агрегата.

4. При приготовлении глинокислоты в раствор соляной кислоты наливается расчетное количество плавиковой кислоты или высыпается измельченный бифторид аммония, все хорошо перемешивается насосом кислотника.

5. В приготовленный раствор кислоты заливается требуемое количество ПАВ и уксусной кислоты.

Рецептура подбирается согласно геолого-технических данных по скважине, плану-заказу. Составляется специальный план на кислотную обработку. Приготовленный раствор транспортируется на скважину в кислотном агрегате, из которого собственным насосом раствор кислоты закачивается в пласт.

Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного для рабочего раствора содержания НСl на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой.

Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, то необходимо точно рассчитать, какое количество воды и кислоты требуется смешать, чтобы получить раствор заданных концентрации и объема.

Для приготовления раствора заданной концентрации НСl товарную кислоту разводят в емкостях, объем которых строго протарирован.

Соответственно расчету, в емкость заливают воду, затем заливают концентрированную товарную кислоту и летом вносят все необходимые добавки (ингибиторы, ПАВ и пр.).

Добавки реагентов-ингибиторов, ПАВ обычно настолько незначительны, что поправки на объемы этих реагентов не вводятся.

При приготовлении рабочих растворов соляной кислоты следует придерживаться следующего порядка добавления различных реагентов: "вода" – "ингибитор коррозии" -"стабилизаторы" (уксусная и плавиковая кислоты) - "товарная соляная кислота" - "хлористый барий" - "интенсификатор" (ПАВ).

Для перекачивания и перемешивания кислоты применяют специальные кислотоупорные центробежные насосы

Порядок приготовления р-раHCl: вода – ингибиторы – стабилизаторы – конц. к-та – хлористый барий – интенсификаторы. Р-р перемешивается, отстаивается 2-3 часа.

Основные реагенты(из лекции):

HCl, HF, уксусная к-та, муравьиная, сульфаминовая, серная и смеси этих кислот.Спец. добавки в к-ту:

Стабилизаторы:водорастворимые в-ва, стабилизирующие св-ва р-ра (уксусная к-та, цель – предотвращение выпадения солей Alи Fe. Добавка 0.8 – 2% от V_р-ра.

Ингибиторы коррозии (формалин, карбозолин-О и пр) до 1% от V_р-ра

Интенсификаторы (ПАВ): обеспечивают удаление продуктов реакции из ПЗС

Также добавляют HF с целью предотвращения образования геля кремниевой кислоты (при наличии в породе кремния).

Реагенты:

Товарная ингибированная соляная кислота (HCl) 31, 27, 24 % концентрации. Поставляется в цистернах. Перевозка и транспортировка производится специальными кислотными агрегатами. Хранение обязательно в гуммированных емкостях на площадках с обвалованием. Раствор хлористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман.

Плавиковая кислота (HF) 40 % концентрации, плотностью 1,15г/см³. Транспортировать и хранить плавиковую кислоту необходимо в пластмассовой таре. Раствор фтористого водорода в воде, на воздухе дымит, образуя туман.

Бифторид фторид аммония (БФА) (NH₄F*HF+NH₄F),кислотность в пересчете на плавиковую кислоту составляет 25%, плотность реагента 1,27 г/см³. Несмотря на то, что использование БФА требует повышенного расхода соляной кислоты для приготовления рабочего раствора (часть HCl участвует в реакции превращения БФА в HF), реагент особенно удобен в труднодоступных районах, т.к. может храниться и транспортироваться обычными методами. БФА поставляется в полиэтиленовых мешках, вложенных в четырех- пятислойные бумажные мешки. Продукт токсичен.

ПАВ – дисолван, сульфонол, превоцелл, прогалит.

Уксусная кислота (СН₃-COOH). Товарную уксусную кислоту перевозят и хранят в стальных гуммированных емкостях или в специальных алюминиевых емкостях или цистернах. Небольшие объемы кислоты перевозят и хранят в стеклянной таре.

Бензолсульфокислота (БСК) (C₆H₆=SO₃H), с 92 % содержанием активноймонобензолсульфокислоты. БСК – кристаллическая кислота, поставляется в оцинкованных бочках. БСК оказывает раздражающее и прижигающее действие слизистые оболочки, кожные покровы.

10. Кислотные ванны, кислотные обработки под давлением, термокислотные обработки

Кислотные ванны

Данные обработки применяются в скважинах с открытым забоем после бурения или в процессе вызова притока и освоения. Основной целью является очистка ПЗС остатков глинистой корки, цементных частиц, отложений солей.