Новости
09.05.2023
с Днём Победы!
07.03.2023
Поздравляем с Международным женским днем!
23.02.2023
Поздравляем с Днем защитника Отечества!
Оплата онлайн
При оплате онлайн будет
удержана комиссия 3,5-5,5%








Способ оплаты:

С банковской карты (3,5%)
Сбербанк онлайн (3,5%)
Со счета в Яндекс.Деньгах (5,5%)
Наличными через терминал (3,5%)

ПРИМЕНЕНИЕ ВОДНЫХ РАСТВОРОВ ПАВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Авторы:
Город:
Сургут
ВУЗ:
Дата:
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