6.1 Химические методы увеличения.

Заводнение с применением поверхностно-активных веществ:

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) - химические соединения, которые, концентрируясь на поверхности раздела термодинамических фаз, вызывают снижение поверхностного натяжения.

ПАВ — органические соединения, имеющие амфифильное строение, то есть их молекулы имеют в своём составе полярную часть, гидрофильный компонент (функциональные группы -ОН, -СООН, -SOOOH, -O- и т. п., или, чаще, их соли -ОNa, -СООNa, -SOOONa и т. п.) и неполярную (углеводородную) часть, гидрофобный компонент.

Классификация поверхностно активных веществ:

1. ионогенные (катионные, анионные);

2. неионогенные.

Виды поверхностно активных веществ:

1. 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.

2. 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.

3. 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.

Полимерное заводнение:

В воде растворяется высокомолекулярный химический реагент – полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существённо повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого способствовать выравниванию фронта вытеснения, предотвращению преждевременных прорывов закачиваемой воды к забоям добывающих скважин. Это позволяет существенно увеличить охват пластов вытеснением и достигнуть более высокий Кин по сравнению с обыкновенным заводнением.

Полимерные молекулы в водном растворе под действием различных факторов могут необратимо разрушаться вследствие их деструкции. Деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и, как следствие, загущающую способность:

1. Химическая деструкция происходит вследствие взаимодействия кислорода воздуха с полимерными молекулами;

2. При температуре выше 130°С наступает термическая деструкция;

3. Механическая деструкция обусловлена разрывом макромолекул полимера или их агрегатов при высоких скоростях движения, т. е. при движении растворов полимеров по трубам, насосам и в призабойной зоне пласта;

4. Микробиологическая деструкция полимерных молекул может происходить под действием бактерий, которые развиваются в пласте при закачке их с водой вследствие окисления нефти.

Полимерные растворы обычно применяются в виде оторочек размером до 40-50 % от объема пор.

Размер оторочки, концентрация раствора и тип полимера должны выбираться исходя из неоднородности пласта, микронеоднородности пористой среды и солевого состава пластовой (связанной) воды.

Большой эффект можно ожидать от создания полимерных материалов, обладающих следующими свойствами:

• должны быть стойкими к деградации;

• легко растворимыми в воде;

• малочувствительными к действию солей;

• должны существенно снижать подвижность воды;

• быть недорогими.

Щелочное заводнение:

При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, входящими в ее состав, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть - раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой.

Щелочь изменяет смачиваемость породы за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти, т.е. гидрофилизует пористую среду, и частично растворяет поверхность породы, что приводит к дополнительному отмыву нефти и увеличению проницаемости коллектора. Степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти.

Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии со щёлочью по показателю кислотности (отношение содержания гидроокиси калия к массе нефти) можно разделить на следующие три группы:

1. Малоактивная: показатель кислотности– менее 0,5 мг/г, межфазное натяжение – более 1 - 2 мН/м.

2. Активная: показатель кислотности – 0,5 - 1,5 мг/г, межфазное натяжение – 0,02 - 1,0 мН/м.

3. Высокоактивная: показатель кислотности – более 1,5 мг/г, межфазное натяжение – менее 0,02 - 0,005 мН/м.

Метод неприменим, если пластовая нефть обладает малым индексом кислотности – менее 0,5 мг/г.

Для приготовления щелочных растворов можно использовать: едкий натр (каустическую соду) NaOH; углекислый натрий (кальцинированную соду) Na₂CO₃; гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH; силикат натрия (растворимое стекло) N₂SiO₃. Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия.

Производить непрерывную закачку раствора щелочи в пласт считается неэффективным. Поэтому, как правило, в пласте создается оторочка щелочного раствора, которая затем проталкивается обычной закачиваемой водой. Объем оторочки выбирается в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств коллектора и физико-химических свойств нефти и может составлять 5, 10, 20 и более процентов от порового объема пласта. Для выбора оптимального объема оторочки проводят лабораторные эксперименты на моделях пласта.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа. Хлористый кальций, например, с концентрацией 0,01 % существенно повышает межфазное натяжение на границе «нефть - раствор щелочи».

Недостаточная активность нефти, большое содержание глин в породе, двуокиси углерода в пластовых водах, способствующие снижению концентрации NaOH в растворе, приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой.

В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании.

Мицеллярно-полимерное заводнение:

Мицеллярно-полимерное заводнение - метод комплексного воздействия на нефтяной пласт путём закачки в него смеси ПАВ, спиртов, растворителей нефти, воды и водного раствора ПАА.

Мицеллярно-полимерное заводнение направлено на устранение капиллярных сил в заводнённых пластах и вытеснение остаточной нефти, которая удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными капиллярными силами.

Углеводородная жидкость и вода не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент – растворимый в воде и нефти ПАВ, они могут смешиваться.

Молекулы ПАВ за счёт энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углеводородной жидкости и воды. При их перемешивании в определённых условиях получается однофазный гомогенный раствор или эмульсия.

При этом образуются так называемые нефтеводяные мицеллы-агрегаты молекул, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы называются мицеллярными растворами или микроэмульсиями.

Кроме углеводородной жидкости, воды и ПАВ, в растворы добавляют четвёртый компонент– различные стабилизаторы, которые обеспечивают устойчивость мицеллярных растворов. В качестве стабилизатора обычно используются спирты – изопропиловый, бутиловый, гексонол и др. В качестве углеводородной жидкости можно применять сжиженный газ, керосин, лёгкую нефть.

Важной составной частью раствора является вода. Можно применять обычную пресную или пластовую минерализованную воду, но с заданной солёностью. В качестве ПАВ используются водонефтерастворимые ПАВ, обладающие большой солюбилизирующей способностью – алкилариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты и др.