16 октября 2016г.
Химические методы увеличения нефтеотдачи применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью.
Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью [1].
Заводнение водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть.
Поверхностная активность, которую проявляют органические вещества, обусловлена не только химическим строением, но и внешними условиями: характером среды, фазовых состояний, концентрацией ПАВ, температурой.
Обычно ПАВ представляют собой органические вещества, содержащие в молекуле углеводородный радикал и одну или несколько полярных групп. Гидрофильной частью служит карбоксильная (COO-), сульфатная (- OSO3-) и сульфонатная (- SO3-) группы, а также группы −CH2 − CH2 − O − CH2CH2 − или группы, содержащие азот. Гидрофобная часть состоит преимущественно из парафиновой цепи, прямой или разветвленной, из бензольного или нафталинового кольца с алкильными радикалами.
По ионной характеристике все ПАВ делятся на две большие группы: неионогенные соединения, то есть не диссоциирующие на ионы (НПАВ) при растворении в воде, и ионогенные соединения, которые в воде распадаются на ионы, как обычные электролиты. В зависимости от того, какие ионы обусловливают поверхностную активность ионогенных веществ, их принято подразделять: на анионоактивные (АПАВ), катионо- активные (КПАВ) и амфотерные. Анионные ПАВ более активны в щелочных растворах, катионные в кислых, амфотерные — 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. Их характерной особенностью является 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.
В нефтяной промышленности применяются как водорастворимые, так и нефтерастворимые деэмульгаторы. Последние имеют преимущество, заключающееся в том, что они, смешиваясь с нефтью, легче проникают в поверхностные слои глобул и не вымываются водой.
Наиболее широкое применение в технологии повышения нефтеотдачи нашли неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ).
Этот вид ПАВ насчитывает более 50 веществ различных групп. Среди них наибольшее распространение получили оксиэтилированные изононилфенолы типов ОП- 10, АФ9-4, АФ9-6, АФ9-10, АФ9-12, в основном из-за больших объемов их промышленного производства.
Преимущество НПАВ заключается в их совместимости с водами высокой минерализации и значительно меньшей адсорбции по сравнению с ионогенными ПАВ. Их получают присоединением оксида этилена к органическим кислотам, спиртам, аминам. В результате получаются соединения типа:
С увеличением n (т. е. длины оксиэтиленовой цепочки) увеличивается их растворимость в воде [2].
Применение ПАВ в различных технологиях повышения нефтеотдачи пластов является наиболее предпочтительным с точки зрения сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов, влияния на процесс подготовки и транспортирования нефти. Это определяется многоплановым механизмом действия ПАВ:
1. Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью.
2. Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой.
3. Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти.
4. Лучшее вытеснение нефти водой, содержащей ПАВ, связано также с сильным влиянием ПАВ на реологические свойства нефти. Введение ПАВ в нефть приводит к изолированию микрокристаллов парафинов и разрушению пространственной структуры, образуемой ими, к уменьшению вязкости нефти.
Можно выделить следующие технологические этапы и процессы, связанные с внедрением ПАВ:
– магистральный транспорт реагента или его составляющих;
– централизованное хранение;
– доставка к дозировочным установкам или к скважинам;
– подготовка скважин, водоводов и другого оборудования к закачке растворов ПАВ;
– исследования скважин и пластов;
– смешение и подогрев реагентов на дозировочной установке, на скважине либо на других промысловых объектах;
– дозировка и подача ПАВ в нагнетаемую воду;
– закачка раствора ПАВ в нефтяной пласт;
– контроль за процессом закачки и управление им.
Эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов и т. д. Найти оптимальные условия применения какого-либо конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ—дело трудное [3].
Выполним расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации при следующих условиях:
Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной b=450м, толщиной h=5,7 м, пористостью m=0,18 и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l = 500м через нагнетательную галерею
закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 450 м3/сут.
ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид
a(c)=αc, где α-коэффициент сорбции; α = 0,24.
Для определения скорости фронта ПАВ и распределения их концентрации в пласте используется уравнение материального баланса водного раствора ПАВ в первоначально водонасыщенном пласте:
В начальный момент времени t = 0 в пласте при отсутствие в нагнетаемой воде
ПАВ начальное условие примет вид:
c(x, 0) = 0
Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки c=c0 . Таким образом, граничное условие будет иметь вид c(0,t) = c0
Вывод: скорость продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации
составит 0,784 м/сут.
Список литературы
1.
Лушпеев В.А., Мешков В.М., Ешимов Г.К. и др. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений.- Тюмень, 2011.-245с
2.
Влияние деэмульгаторов на вязкость битуминозной нефти /Ахметова
Л.Г.//
Научная дискуссия: вопросы математики, физики, химии, биологии. № 7 (26): сборник статей по материалам XXXI международной заочной научно-практической конференции. – М., Изд. «Интернаука», 2015. – С. 46-51.
3.
Янукян А.П. /Новые подходы к управлению рисками нефтегазовых холдинговых
компаний// Нефтепромысловое дело,
2014г. №8 стр. 55-59