Породы - коллекторы и их фильтрационно-емкостные свойства

Механизм  гелеобразования заключается в  следующем. В призабойную зону пласта закачивают водные растворы композиций гелеобразующих химических продуктов и реагентов, которые в течение некоторого времени формируют в поровом пространстве призабойной зоны пласта (ПЗП) водоизолирующую массу, селективно образующуюся в объеме, занятом водой. Процесс образования тампонирующей массы в ПЗП протекает при наличии двух компонентов: основного компонента (водоизолирующий химический продукт) и вспомогательного реагента.

Одним из эффективных методов воздействия  для глубокой обработки пласта является процесс селективной изоляции водопроводящих каналов водоизолирующими составами на основе силиката натрия, испытанный и внедренный на обводненных нефтяных залежах.

В основе технологии применения силикатных составов лежит их способность взаимодействовать  с ионами поливалентных металлов или другими агентами с образованием водорастворимых осадков СaSiO₃, MgSiO₃, Mg(OH)₂, Ca(OH)₂ или гелеобразных систем.

Осадки  солей кремнекислоты являются коллоидами, они способны снижать проницаемость  среды в 4—10 раз. Осадки гидроокиси магния и кальция снижают проницаемость  в меньшей степени, в 1,5—2 раза.

Широкие возможности применения силикатов  обусловливаются их свойствами, которые  сохраняются даже при высоком давлении и температуре до 200⁰С. Это позволило разработать и внедрить с их использованием способы селективного ограничения водопритоков из глубокозалегающих высокотемпературных коллекторов. В этих условиях большинство полимерных и кремнийорганических составов малоэффективны.

Способностью  к образованию объемных гелеобразных стабильных осадков во времени обладают аммиачно-силикатные растворы с хлористым  кальцием. Хлористый барий при  этом дает мелкодисперсный, нестабильный во времени осадок.

С целью  повышения стабильности осадков  при повышении температуры до 70—80°С исследовались добавки различных водорастворимых полимеров, обладающих флокулирующей способностью. Из исследованных полимеров — ПАА, гипана, демана ВПК-402 наибольшей эффективностью и флокулирующими свойствами обладают незначительные добавки ПАА (0,03%) к закачиваемым растворам, которые уменьшают подвижность осадков и нагнетаемой воды.

В опытах по фильтрации в качестве осадкообразующих реагентов использованы силикатно-полимерные растворы, показавшие в предварительных  исследованиях способность к  образованию объемных агрегативно устойчивых осадков.

Отмечается  значительное снижение фазовой проницаемости  пород по воде (в 32 раза), причем при  последующей фильтрации воды за оторочками таких осадкообразующих реагентов  сохраняется низкая фазовая проницаемость. Наблюдается и уменьшение остаточной нефтенасыщенности за счет выравнивания микронеоднородности. Такое изменение фазовой проницаемости связано с образованием «сшитых» термостабильных объемных структурированных осадков молекул силиката и полимера через щелочно-земельный катион соли.

Существенное  влияние на степень понижения  проницаемости пород оказывают  объем и концентрация оторочки силикатно-полимерных растворов.

Исследовано влияние геля гидроксида алюминия на фильтрацию пластовых флюидов, выполненных на линейных и насыпных моделях пласта из природных кернов месторождений Западной Сибири. В результате образования геля проницаемость породы для воды снижается в 2—70 раз. Статическое напряжение сдвига для геля гидроксида алюминия в моделях пласта зависит от концентрации гелеобразующего раствора и равно 3—8 МПа.

3 Применение ПАВ и композиций на их основе для увеличения нефтеотдачи пластов. Механизм вытеснения нефти из пористой среды с применентем ПАВ

Первые  результаты экспериментальных и  промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как  добавок при заводнении нефтяных пластов опубликованы в США в 40-х, 50-х годах. В России эта проблема изучается более 30 лет. За это время разработаны в основном физико-химические и технологические основы метода, обоснованы приближенные критерии применимости ПАВ, произведены испытания метода в различных геолого-промысловых условиях.

Однако  до настоящего времени многие аспекты  этой проблемы до конца не изучены, требуют уточнения и дальнейшего исследования. Механизм нефтеотдачи при воздействии водных растворов ПАВ на остаточную нефть в коллекторах различных типов сложен и многогранен, что предопределяет необходимость дальнейших экспериментальных и промысловых исследований на современной научной основе.

Под ПАВ  понимают химические соединения, способные  вследствие положительной адсорбции  изменять фазовые и энергетические взаимодействия на различных поверхностях раздела жидкость — воздух, жидкость — твердое тело, нефть — вода. Поверхностная активность, которую  в определенных условиях могут проявлять  многие органические соединения, обусловлена  как химическим строением, в частности, дифильностью (полярностью и поляризуемостью) их молекул, так и внешними условиями: характером среды и контактирующих фаз, концентрацией ПАВ, температурой.

Обычно  ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько  полярных групп.

По ионной характеристике все ПАВ обычно разделяют  на две большие группы: неионогенные соединения, которые при растворении  в воде не диссоциируют на ионы, и ионогенные соединения. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо-активные (КПАВ) и амфолитные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфолитные — в тех и других.

По растворимости  в воде и маслах ПАВ подразделяют на три группы: водо-, водомасло- и маслорастворимые.

Водорастворимые ПАВ состоят из гидрофобных углеводородных радикалов и гидрофильных полярных групп, обеспечивающих растворимость всего соединения в воде. Характерная особенность этих ПАВ — их поверхностная активность на границе раздела вода — воздух.

Водомаслорастворимые ПАВ применяют в основном в системах нефть — вода. Гидрофильные группы в молекулах таких веществ обеспечивают их растворимость в воде, а достаточно длинные углеводородные радикалы — растворимость в углеводородах.

Маслорастворимые ПАВ не растворяются и не диссоциируют (или слабо диссоциируют) в водных растворах. Помимо разветвленной углеводородной части значительной молекулярной массы, обеспечивающей растворимость в углеводородах, маслорастворимые ПАВ часто содержат гидрофобные активные группы. Как правило, эти ПАВ слабо поверхностноактивны на границе раздела жидкость — воздух.

В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие  взаимосвязанные факторы: межфазное  натяжение на границе нефть —  вода и поверхностное натяжение  на границах вода — порода и нефть  — порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме  того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред.

Пленочная нефть может покрывать гидрофобную  часть поверхности пор пласта в виде тонкого слоя, либо в виде прилипших капель, удерживаемых силами адгезии W_а. Работа силы адгезии, необходимая для удаления пленочной нефти с единицы поверхности пор в водную фазу, заполняющую поры, определяется уравнением Дюпре:

                           (3.1)

где — свободная поверхностная энергия границ раздела фаз нефть — вода, вода — порода и нефть — порода соответственно.

Добавка к воде поверхностно-активных веществ приводит к изменению соотношения значений свободной поверхностной энергии благодаря адсорбционным процессам ПАВ на межфазных границах раздела. При этом межфазное натяжение, как правило, уменьшается.

Адсорбция ПАВ на гидрофобных участках поверхности пор, которые могут  существовать в результате хемосорбции  некоторых компонентов нефти, приводит к снижению и увеличению в соответствии с правилом ориентации дифильных молекул. Данные обстоятельства и способствуют отделению нефти от поверхности.

На гидрофильных участках поверхности пор адсорбция  ПАВ наоборот приводит к увеличению   и снижению , т. е. к непроизводительным потерям ПАВ, и способствует прилипанию капель нефти к этим участкам.

Таким образом, для гидрофобных поверхностей ПАВ  должны проявлять высокую поверхностную  активность на границе раздела сред нефть — вода и вода — порода и ограничивать адсорбцию на гидрофильных участках поверхности пород.

Капиллярно-удерживаемая нефть в  обводненных пластах заполняет  пространство в виде капель или участков, разделенных пространством, заполненным  водой. На границах раздела существуют мениски, создающие капиллярное давление

                                        (3.2)

где n — число менисков; R_i — эффективные радиусы кривизны менисков; «+» означает противоположное направление давления выпуклых и вогнутых менисков по отношению к потоку.

В неподвижном состоянии противоположно направленные давления менисков компенсируются. В вытесняющем потоке под действием  перепада внешнего давления мениски  деформируются по закону упругости  так, что возникает составляющая капиллярного давления, направленная противоположно потоку, наблюдается  эффект Жамена:

                               (3.3)

где R_i ,R_j— эффективные радиусы кривизны выпуклых и вогнутых (к потоку) менисков соответственно.

Основной  механизм в процессах добычи нефти  с применением ПАВ заключается  в снижении поверхностного натяжения  на границе раздела вытесняющей  и вытесняемой жидкостей до очень  низких значений, при которых капиллярно-удерживаемая нефть становится подвижной.

Для вытеснения нефти из гидрофобного коллектора требуется  достижение либо большего перепада давления, чем для гидрофильного, либо большего снижения поверхностного натяжения.

Итак, достижение заметного увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет снижения межфазного натяжения с  применением доступных промышленных ПАВ возможно в гидрофильных карбонатных  коллекторах.

Смачивающую способность ПАВ общепринято  оценивать значением краевого угла избирательного смачивания. Однако более  строгим критерием смачивающей  способности ПАВ является энергия  взаимодействия нефти с поверхностью породы, определяемая как работа адгезии  нефти

                                      (3.4)

где — межфазное натяжение на границе раздела нефть — водная фаза; — краевой угол избирательного смачивания.

Чем меньше краевой угол избирательной  смачиваемости, тем выше работа адгезии нефти и, следовательно, лучше смачивающая способность ПАВ.

Изменение смачиваемости зависит от химического состава породы, первоначального состояния поверхности и от массового соотношения гидрофильно-липофильного баланса. По характеристике смачиваемости карбонатные породы более гидрофобны, чем терригенные, что связано с ионным типом связей в кристаллической решетке, способствующих активному взаимодействию полярных компонентов нефти с породой и ее гидрофобизации. При этом углы смачивания данных пород достигают 140—150°. Изменение смачиваемости твердой поверхности с гидрофобной на гидрофильную для карбонатных пород способствует улучшению отрыва пленок и капель нефти, увеличению их подвижности, активизации капиллярного впитывания.

Хорошо известно, что в состав нефти входят углеводороды — парафины и различные комплексные соединения, такие как смолы, асфальтены, оказывающие сильное влияние на вязкость нефти. Более того, нефть, содержащая значительное количество асфальтенов, имеет непостоянную вязкость. Установлено, что аномалии вязкости нефти уменьшают нефтеотдачу пластов, способствуют образованию застойных зон и зон малоподвижной нефти, где фактические градиенты пластового давления оказываются меньшими или сравнимыми с градиентами динамического давления сдвига.

Особенности процессов вытеснения нефти водными растворами ПАВ ОП-10: после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры нефти облегчает продвижение капель нефти через поры пласта, что способствует возрастанию нефтеотдачи. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурно-механические свойства нефтей.

Правильный  подбор ПАВ для условий конкретного  месторождения требует проведения трудоемких лабораторных исследований. Наряду с обычным испытанием совместимости  ПАВ с пластовыми и закачиваемыми  водами, температуры помутнения, адсорбции, важное значение приобретают исследования поверхностной активности ПАВ, точнее, определение условий, при которых обеспечивается достижение той или иной композиционной системой сверхнизкого межфазного натяжения.

4 Гелеобразующие композиции на основе нефелина и соляной кислоты

            Исходными реагентами для получения гелеобразующей композиции являются нефелиновый концентрат, техническая соляная кислота и вода пресная или закачиваемая в системе ППД. При приготовлении рабочих растворов соляной кислоты рекомендуется использовать стандартные ингибиторы коррозии, предназначенные для проведения соляно-кислотных обработок скважин.