14. Режимы разработки залежей. Интерпретация индикаторных диаграмм и кривых восстановления давления.

15.Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Вытеснение нефти растворами пав, щелочей, полимерными системами. Механизм влияния на нефтеотдачу.

Классификация физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Щелочное заводнение.

Физико-химические методы

• Нагнетание ПАВ

• Нагнетание водных растворов полимеров

• Нагнетание водных растворов щелочи

• Нагнетание водных растворов кислот

• Мицеллярно-полимерное заводнение

Закачка в нефтяной пласт водных растворов реагентов, вызывающих щелочную реакцию, называется метод нагнетания водных растворов щелочи. Основными механизмами вытеснения являются:

• Снижение межфазного натяжения

• Эмульгирование нефти (образование мелкодисперсной эмульсии)

• Изменение смачиваемости пород

Эти механизмы основаны на реакции нейтрализации кислотных компонентов нефти с образованием щелочных мыл, которые мигрируют через границу раздела фаз в силу стремления системы к термодинамическому равновесию. Щелочные мыла образуются непосредственно на месте контакта нефти и щелочи. Минимум межфазного натяжения наблюдается в диапазоне концентраций щелочи от 0,005 до 0,5%. Следует отметить, что интенсивный перенос через границы раздела фаз весьма непродолжителен – порядка 20 – 40 минут. Применение водных растворов щелочи приводит к уменьшение контактного угла смачивания Ѳ породы водой до 10 – 20 градусов. Полярные компоненты нефти адсорбируются на поверхности пород и гидрофобизируют ее. Щелочные растворы способны вернуть поверхности ее первоначальные свойства, т.е. гидрофилизировать ее. В этом случае угол смачивания падает и в некоторых случаях уменьшается до нуля.В этом же диапазоне концентраций просиходит диспергирование фаз, в результате чего образуются эмульсии типа «нефть в воде». Образовавшаяся в пласте эмульсия снижает подвижность водной фазы. Таким образом, нефть извлекается из пористой среды за счет эмульгирования нефти и противоточного капиллярного замещения ее на раствор щелочи.

В качестве щелочного реагента используются:

• Гидроксид натрия NaOH

• Кремнекислый натрий Na₂SiO₃

• Гидроксид аммония NH₄OH

• Фосфорнокислый натрий Na₃PO₄

В зоне смешивания фильтруется нефть, вода, и щелочь с пониженной концентрацией. Характерной особенностью этой зоны является то, что концентрация щелочи в ней ниже того значения, при котором образуется эмульсия. В то же время, имеющаяся щелочь реагирует с кислотными компонентами нефти, в результате чего образуются ПАВ. Образовавшиеся ПАВ улучшают отмыв нефти в этой зоне. Активность взаимодействия нефтей с раствором щелочи оказывает значительное влияние на механизм вытеснения. Поэтому классифицируют нефти по их активности.

К настоящему времени известны следующие разновидности технологий нагнетания щелочных растворов:

• Раствор каустической соды

• Раствор каустической и поваренной соли

• Раствор каустической соды и силиката натрия

• Раствор щелочи и водорастворимые полимеры

• Раствор щелочи и ПАВ

• Раствор тринатрийфосфата

• Раствор щелочи совместно с природным газом

• Щелочно силикатное воздействие

• Термощелочное воздействие

Однако наряду с положительным воздействием щелочей на фильтрационные характеристики нефтенасыщенного пласта наблюдаются некоторые факторы, снижающие эффективность их действия за счет образования малорастворимых осадков (солей кальция и магния), что ведет к уменьшению проницаемости пористой среды, а также за счет интенсивного поглощения щелочей набухающими глинистыми минералами, входящими в состав цемента породы коллектора. Закачиваемая щелочь может реагировать с некоторыми силикатами, растворяя их. Этот процесс, хотя и протекает медленно, но его результаты труднопредсказуемы. Щелочной раствор легче всего реагирует с глинистыми чешуйками и кремнистыми образованиями, имеющими высокоразвитую поверхность. Выпадение солей можно прогнозировать по химическому составу попутно добываемых вод, систематически отбираемых из всего фонда обводненныз скважин на любой стадии разработки.

Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи. Особенности полимерного заводнения.

Нагнетание химических реагентов вызывает спектр физико-химических механизмов вытеснения нефти. Так нагнетание водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров, приводит к изменению свойств пластовой воды и поверхностей раздела между водой, нефтью и горной породой, к уменьшению параметра относительной подвижности и улучшению нефтеотмывающих свойств воды. Уменьшение относительной подвижности воды и нефти увеличивает охват пласта воздействием и коэффеициент вытеснения нефти, улучшает смачиваемость горной породы водой.

Полимерное заводнение.

Метод нагнетания водного раствора полимера – это закачка слабоконцентрированного раствора высокомолекулярного химического реагента – полимера. Полимеры представляют собой вещества с высокой молекулярной массой порядка 10⁴ – 10⁶. Это вещество обладает способностью значительно повышать вязкость воды, снижая тем самым ее подвижность, что приводит к повышению охвата пласта воздействием, по сравнению с заводнением. Полимерное заводнение применяется на нефтесодержащих пластах со сравнительно высокой вязкостью нефти и соотношением коэффициентов подвижности воды и нефти и умеренной неоднородностью. Метод полимерного заводнения не используется для разработки залежей нефти с газовыми шапками, трещинным коллектором, высокой проницаемостью и активным напором подошвенных вод. Размеры оторочки варьируются от 0,1 до 0,4 Vпор. При использовании полимера соотношение коэф-ов подвижностей уменьшается и соответственно, увеличивается коэф-т охвата пласта по площади и мощности. Соотношение коэф-ов подвижностей воды и нефти записывается как M=λв/λн, где λ=к/µ. Основными механизмами увеличения нефтеотдачи при нагнетании водных растворов полимеров являются:

- Загущение воды, которое приводит к снижению соотношения подвижностей нефти и воды и снижению возможности прорыва воды к добывающим, скважинам;

- Закупорка высокопроницаемых каналов вследствие адсорбции полимеров на поверхности горной породы. Охват воздействием низкопроницаемых коллекторов при этом увеличивается.

Адсорбция полимеров поверхностью пористой среды возрастает с увеличением солености пластовой воды и уменьшением проницаемости пласта. Количество адсорбированного полимера зависит от структуры пористой среды, ее вещественного и компонентного состава, свойств, насыщающих пористую среду жидкостей типа полимера, его концентрации, молекулярного веса, скорости фильтрации в пористой среде, температуры и величины водородного показателя среды рН. Адсорбция на поверхности горной породы зависит от вида полимера.

Для вытеснения нефтей в качестве полимера используют:

-полиакриламиды

-полимеры на основе целлюлозы

- полисахариды

- полиэтиленокиды

В качестве растворителя может применяться как пресная, так и минерализованная вода с различным значением водородного показателя среды рН.

Закачка водного раствора ПАВ. Механизмы увеличения нефтеотдачи.десорб

Метод нагнетания водных растворов ПАВ – добавление к нагнетаемой воде ПАВ (или их композиций) с целью регулирования молекулярно-поверхностных свойств породы и насыщающих ее флюидов. ПАВ – вещества с ассиметричной структурой, состоящие из углеводородного радикала и полярных групп. Причем полярные группы в основном являются гидрофильными и на границе раздела фаз нефть – вода погружаются в водную фазу, тогда как радикалы – гидрофобны и ориентированы в сторону менее полярной фазы нефтяной. Такая структура вещества и является причиной поверхностной активности (т.е. вещества, диффундируя через всю оторочку водного раствора, концентрируются на поверхности раздела водной и нефтяной фаз, снижая тем самым поверхностное натяжение между нефтью и водой). Для доизвлечения остаточно нефти в некоторых случаях необходимо использовать ПАВ, снижающие межфазное натяжение до 0,01 мН/м. При поступлении ПАВ в поровый объем ,содержащий нефть, образуется эмульсия. Водонефтяная эмульсия при движении по пласту впитывает нефтяные капли, и возникает связанный слой нефти. Другим механизмом улучшения вытеснения нефти водным раствором ПАВ является адсорбция молекул ПАВ на стенках поровых каналов, что приводит к изменению характера смачиваемости породы. Это происходит из-за образования более гидрофобной поверхностной пленки, чем первоначальная, а так же диспергирования гетерогенных систем и стабилизации дисперсных систем. Диспергирование гетерогенных систем зависит от понижения поверхностного натяжения.

В результате вышеуказанных механизмов в пласте происходят следующие 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 – это процесс увеличения концентрации молекул на поверхности раздела фаз, который приводит к появлению адсорбционного слоя.

Десорбция – это процесс уменьшения концентрации молекул на поверхности раздела фаз.

В случае контакта раствора ПАВ с поверхностью порового канала происходит нарушение термодинамического равновесия и формируются двумерные а затем и трехмерные ассоциаты в адсорбционном слое. Над ними концентрируются одиночные молекулы ПАВ, а выше расположены мицеллы ПАВ ( конгломераты коллоидных ПАВ, образующихся при концентрации выше критической концентрации мицеллообразования (ККМ) и имеют характерные размеры от нескольких нанометром до микрометра)