2.2 Механизмы влияния дисперсионной среды промывочной жидкости

Набухание глинистых частиц

Как отмечалось выше, наибольшее отрицательное влияние фильтрата глинистых рас­творов проявляется при вскрытии коллекторов, содержащих на­бухающие глинистые частицы.

Снижение проницаемости продуктивного пласта в результате набухания глинистых частиц после проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойную зону зависит от типа глинистого минерала, степени его дисперсности, природы обмен­ных катионов, свойств воды (фильтрата промывочной жидко­сти) и др. Наибольшие объемные изменения происходят у глин группы монтмориллонита и его смесей с каолинитом и хлори­том. Значительное пептизирующее действие оказывают Na+ и Са²⁺, катионы Mg²+ и Н+ действуют слабее. Замена обменного катиона глины на Na+ резко уменьшает проницаемость, осо­бенно у глин, чувствительных к воде. Основной причиной умень­шения проницаемости является межкристаллическое и внутри-кристаллическое набухание, обусловленное ориентацией слоев диполей молекул воды между плоскостями глинистых частиц и на самих частицах. Как правило, пластовая вода продуктивного горизонта не снижает проницаемости коллектора, так как вследствие устано­вившегося ионного равновесия глинистые частицы не набухают[32].

Наибольшее набухание происходит при щелочной воде, наи­меньшее— при жесткой. При соприкосновении щелочной воды с глинистыми частицами электролиты действуют как диспергаторы, облегчая механическое диспергирование частиц глины по микрощелям вследствие обменной адсорбции ионов и связывая в этих микрощелях дисперсионную среду в виде гидратных обо­лочек значительной толщины.

На степень набухания влияет состав самой глины. Ниже приведена кинетика набухания бентонитов [32].

Состав глины........... Са-бентонит Na-бентонит

Время предельного набухания, ч 24 420

Величина предельного набухания, % 124 840

рН фильтрата.......... 7,6 8,64

при прочих равных условиях су­щественное влияние на процесс набухания глинистых частиц оказывают продолжительность вскрытия продуктивного пласта и количество проникшей в него воды.

Чем дольше время вскрытия и чем больше воды проникает в пласт, тем более благоприятные условия будут созданы для набухания глинистых частиц и, следовательно, для снижения проницаемости призабойной зоны.

Образования эмульсии в призабойной зоне

Из анализа освоения скважин после бурения и капитального ремонта, научно-исследовательских и опытных работ в области нефтяных эмульсий следует, что одной из основ­ных причин снижения естественной проницаемости призабойной зоны и, следовательно, уменьшения производительности нефтя­ных скважин, является проникновение в пласт воды и образование в пористой среде (в призабойной зоне пласта) стойкой водонефтяная эмульсии. Эмульсия может об­разоваться не только в призабойной зоне, но и на некотором отдалении от нее, измеряемом зоной проникновения воды в глубь пласта.

При перемешивании воды и нефти возможно образование эмульсии двух видов: гидрофобной В—Н (вода в нефти) и гид­рофильной Н—В (нефть в воде). В первый момент взаимного диспергирования образуются эмульсии обоих видов. Однако выживает и может существовать практически долго эмульсия лишь одного из этих видов — вода в нефти.

Известно, что чем меньше поверхностное натяжение на гра­нице нефть—вода, тем лучше будут диспергироваться вода в нефти и нефть в воде. Низкое поверхностное натяжение в свою очередь зависит от наличия поверхностно-активных ком­понентов в нефти и воде. Наиболее поверхностно-активными компонентами нефти являются нафтеновые кислоты, асфальтены и смолы.

В щелочных водах поверхностно-активными компонентами являются натриевые мыла, которые образуются в результате омыления жирных и нафтеновых кислот. Поэтому, если пласт содержит активную нефть, а проникающая вода имеет щелоч­ную характеристику, то условия диспергирования значительно облегчаются. Можно сделать вывод, что условия диспергирова­ния воды в нефти и нефти в воде в призабойной зоне будут наиболее благоприятны при продолжительном и резком коле­бании давления на забое скважины во время вскрытия продук­тивного пласта, при наличии активной нефти и щелочной ха­рактеристики воды, проникающей в пласт.

Эмульсии, полученные из чистых жидкостей, очень нестойки; капельки при соприкосновении друг с другом сливаются (коалесцируют), и дисперсная система постепенно расслаивается на две несмешивающиеся жидкости. Достаточно устойчивые эмульсии могут быть получены лишь при добавлении к двум образующим их жидким фазам эмуль­гатора, адсорбирующегося на поверхности раздела фаз.

Устойчивость нефтяных эмульсий, как было показано в ра­ботах П. А. Ребиндера и Н. Н. Сербиной, связана с обра­зованием на поверхности капелек эмульсии защитной коллоид­но-адсорбционной диффузной оболочки со стороны дисперсион­ной среды. Из изложенного следует, что наличие эмульгатора является вторым необходимым условием возможности образования эмульсии в призабойной зоне.

Природными эмульгаторами указанных выше типов нефтяных эмульсий являются слабые по­верхностно-активные высокомолекулярные углеродистые веще­ства, которые не обладают заметной поверхностной активностью вследствие крупности, сложности строения и достаточной сим­метрии их коллоидных частиц. К этой группе эмульгаторов относятся высокоуглеродистые вещества: асфальтены, смолы и другие, придающие нефтям темную окраску и потому называемые «черными эмульгато­рами». Эти вещества, адсорбируясь на границе раздела вода—нефть, создают пограничные слои с высокими механическими свойст­вами.

Нефти, не содержащие в своем составе асфальтенов, не будут образовывать эмульсии в результате проникновения воды в нефтяной пласт во время его вскрытия. Наличие асфальтенов в нефти способствует об­разованию эмульсий различной стойкости, не поддающихся рас­слоению без принятия специальных мер по вытеснению адсорб­ционного слоя эмульгатора и замене его слоем более поверх­ностно-активного вещества.

Наряду с указанными причинами высокое содержание ас­фальтено-смолистых веществ и парафина в нефти, а также низ­кая температура в пласте в значительной мере способствуют успешному образованию эмульсии в призабойной зоне.

Нефтяные эмульсии, образующиеся в призабойной зоне, сильно затрудняют приток нефти к скважине. Они не только обладают высокой вязкостью, но часто бывают малотекучими, тиксотропными и в состоянии покоя могут больше похо­дить на упругий гель, чем на жидкость.

Так как вязкость эмульсии во много раз выше вязкости чи­стой нефти, то образование эмульсии в призабойной зоне всегда будет значительно уменьшать производительность нефтяных скважин.

Молекулярно-поверхностные явления и капиллярные эффекты

Нефтяные коллекторы состоят из пород с развитой поверхно­стью; средний диаметр пор этих пород составляет 5—20 мкм.

Движение нефти, воды и газа в условиях пласта определя­ется как гидродинамическими, так и молекулярно-поверхностными силами

Если вода проникла в призабойную зону, то при обратном вытеснении в скважину некоторое ее количество остается в поровом пространстве (остаточная вода). При наличии остаточной воды в призабойной зоне сопротивление течению нефти возра­стает и фазовая проницаемость для нефти уменьшается.

Характеристика твердой поверхности влияет на остаточную водонасыщенность. Известно, что смачиваемость карбонатов нефтью больше, чем смачиваемость кварца. С ростом же сма­чиваемости твердой поверхности нефтью остаточная водонасы­щенность снижается. Причиной этого является уменьшение сил молекулярного взаимодействия твердой поверхности с водой, приводящее соответственно к уменьшению толщины гидратного слоя под нефтью, и увеличивающаяся возможность непосред­ственного прилипания нефти к твердой поверхности. Отсюда следует, что чем больше карбонатность породы, тем меньше остаточная водонасыщенность.

Также, по мнению ряда авторов , при обработке промывочной жидкости неионогенными ПАВ: ОП-4, ОП-7, ОП-10, ОП-15, ОП-16, ОП-17, проксанолы, превоцеллы, СЖК – происходит деэмульгирование гидрофобной эмульсии и значительное снижение поверхностного натяжения водной фазы, что способствует при вскрытии продуктивных пластов увеличению коэффициента восстановления проницаемости на 40–50%.

С уменьшением проницаемости нефтяного коллектора и с по­вышением в нем содержания глинистых частиц увеличиваются объем связанной с твердой поверхностью воды и прочность этой связи. Поэтому с уменьшением проницаемости призабойной зоны и увеличением глинистости коллектора возрастает остаточная водонасыщенность.

Образование в порах нерастворимых осадков

Проницаемость призабойной зоны пласта может быть необра­тимо снижена в результате образования в порах нерастворимых осадков при взаимодействии фильтрата промывочной жидкости и пластовых вод [434].

Например, при контакте фильтрата, содержащего ионы бария, с пластовой водой, имеющей сульфаты, в пласте может образоваться сульфат бария.