Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки
 Скачать 2.81 Mb.
|
|
Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение Успешное и широкое применение заводнения нефтяных месторождений, обеспечивающего существенное увеличение конечной нефтеотдачи пластов, по сравнению с режимами истощения, поставило перед нефтяной промышленностью очень сложную проблему дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Остаточная нефть в заводненных пластах, как уже отмечалось, удерживается в неподвижном состоянии поверхностно-молекулярными, капиллярными силами в масштабе отдельных пор и малопроницаемых включений, а также вязкостными силами в масштабе слабопроницаемых разностей и слоев пласта. Заставить двигаться остаточную нефть в заводненных пластах можно, только полностью устранив действие капиллярных сил или снизив их настолько, чтобы они были меньше гидродинамических сил, создаваемых перепадом давления, и выровняв подвижности в различных слоях. Мицеллярно-полимерное заводнение и направлено на устранение капиллярных сил в заводненных пластах и вытеснение остаточной нефти. Структура и состав мицеллярных растворов. Как известно, углеводородная жидкость (нефть, керосин) и вода между собой не смешиваются в обычных условиях. Но когда к ним добавляется третий компонент — специальное, растворимое в нефти и воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), они могут смешиваться. Молекулы ПАВ за счет энергии взаимодействия с водой и нефтью служат связующим звеном между молекулами углеводородной жидкости и воды. При их перемешивании в определенных условиях получается однофазный гомогенный раствор, или микроэмульсия. При этом образуются так называемые нефтеводяные мицеллы-агрегаты молекул типа жидких кристаллов с жидким ядром, внутри которых молекулы нефти и воды способны перемещаться относительно друг друга. Такие растворы называются мицеллярными растворами или микроэмульсиями (растворимая нефть или вспученные мицеллы). В зависимости от степени различия энергий взаимодействия молекул ПАВ с молекулами воды и нефти могут образоваться сферические или пластинчатые (многослойные) мицеллы размером от  до  мм.К простейшим мицеллам относится сферическая мицелла с нефтяной или водной основой — ядром. У мицеллы с нефтяной основой на поверхности находятся молекулы воды, у мицеллы с водной основой — молекулы нефти, составляющие внешние фазы мицеллярных растворов. При разбавлении мицеллярных растворов фазой, однородной с молекулами внешней оболочки мицелл, энергия взаимодействия с ними ПАВ уменьшается, и сферические мицеллы могут обратимо распадаться на отдельные сложные молекулы. При более высоких концентрациях внутренней фазы мицелл сферические мицеллы превращаются в пластинчатые. Последние, взаимодействуя между собой, способны создать в объеме системы структурную сетку геля (жидкие кристаллы). Мицеллярные растворы способны к растворению или поглощению жидкостей, составляющих основу мицелл или их внутреннюю фазу, если их молекулярное взаимодействие сильнее энергии взаимодействия молекул ПАВ и молекул ядра мицелл. Когда происходит растворение или поглощение, мицелла вспучивается, увеличивается в размерах в зависимости от строения мицеллы. Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью. Оптимальные мицеллярные растворы получаются, когда энергии взаимодействия на единицу поверхности ПАВ с водой и с нефтью одинаковы и значительны по величине. Это условие — основное для образования устойчивых в обычных условиях мицеллярных растворов. Но, чтобы они были устойчивыми в пласте, в зависимости от свойств пластовых нефтей, солевого состава воды, насыщенности и строения пласта, в растворы приходится добавлять четвертый компонент — различные стабилизаторы. В качестве углеводородной жидкости можно применять сжиженный газ, керосин, сырую легкую нефть и другие жидкости, но с увеличением их так называемого алканового углеродного числа повышается межфазное натяжение и ухудшаются условия применения. Вода — важная составная часть раствора. Можно применять обычную пресную воду, пластовую минерализованную или подвергнутую специальной обработке, но с заданной соленостью и определенным солевым составом. Поверхностно-активными веществами обычно являются водо-нефтерастворимые вещества, обладающие большой солюбилизирующей способностью, — алкил-ариловые сульфонаты, нефтяные сульфонаты, нонил-фенолы и др. Могут применяться композиции различных водорастворимых неионогенных и анионных ПАВ. Параметром солюбилизации является отношение объема нефти к объему ПАВ в мицеллярном растворе. В качестве стабилизатора обычно используются спирты — изопропиловый, бутиловый, гексанол и др. Изменяя содержание ПАВ, стабилизатора, углеводородов и воды, можно получить мицеллярный раствор либо с внешней нефтяной, либо с внешней водяной фазой с различными структурой мицелл, устойчивостью и межфазным натяжением на контакте с нефтью и водой. Поверхностное натяжение между углеводородной и водной фазами в оптимальных мицеллярных системах приближается к нулю (не более 0,001 мН/м). Количественное содержание и типы основных компонентов в мицеллярных растворах определяют их фазовое состояние (одно- или двухфазное), солюбилизирующую способность, вязкость, плотность, стабильность, прозрачность и др. Существование однофазных мицеллярных растворов возможно в широком диапазоне изменения содержания составляющих компонентов—нефти, ПАВ, воды и стабилизатора. По своей структуре выделяются четыре основных типа мицеллярных растворов, или микроэмульсий, различающихся взаимодействием с водой и нефтью. Тип I — мицеллярный раствор, неравновесный, с высокой концентрацией ПАВ, растворимый в воде и в нефти. Тип II — мицеллярный раствор, уравновешенный с нефтью и растворимый только в воде. Избыток нефти с течением времени выделяется из раствора, и образуется устойчивая граница разделения фаз, но межфазное натяжение на границе с нефтью мало (0,1—0,001 мН/м), а на границе с водой равно нулю. Данный тип называют мицеллярным раствором с внешней водной фазой, иногда «нижней фазой» или водонефтяной микроэмульсией. Тип III — мицеллярный раствор, уравновешенный с водой и растворимый только в нефти, или раствор с внешней углеводородной фазой, иногда его называют «верхней фазой» или нефтеводяной микроэмульсией. Тип IV— мицеллярный раствор, нерастворимый ни в воде, ни в нефти, т. е. уравновешенный с нефтью и водой, иногда называют «средней фазой». У этого раствора межфазное натяжение на границе и с нефтью, и с водой очень низкое (0,001 — 0,0001 мН/м), что обеспечивает смешивающееся вытеснение. Тип мицеллярного раствора зависит от соотношения компонентов содержания солей в воде, температуры и молекулярной структуры ПАВ, а также от других факторов. Наибольшего внимания заслуживают мицеллярные растворы типа II и IV. Тип II может существовать при значительном содержании воды и солей в воде, что часто встречается в реальных нефтяных коллекторах при малом содержании ПАВ, почти не требует углеводородной жидкости для приготовления. Но большое содержание кальция в воде приводит к отрицательному явлению— его инверсии, т. е. изменению структуры раствора и образованию микроэмульсии. Мицеллярный раствор типа IV обычно содержит воду и нефть в равных объемах, обладает наилучшей вытесняющей способностью, но при изменении концентрации солей может переходить в растворы типа II или III. Мицеллярный раствор типа III менее интересен из-за большого содержания нефти. Недостаток мицеллярного раствора типа I заключается в высоком содержании дорогих ПАВ и спиртов. Обычно он используется для приготовления растворов других типов. Минерализация воды, различные добавки (композиции) ПАВ могут приводить к ситуациям, когда возможно совместное существование мицеллярных растворов различных типов и структур и реальные тройные фазовые диаграммы будут значительно сложнее идеализированных. Все мицеллярные растворы (однофазные) независимо от их структуры при движении в пласте неизбежно испытывают нарушение однофазности. Наименее устойчив раствор типа IV(«средняя фаза»), который существует при строго определенных солености, водонефтяном отношении, отношении ПАВ к содетергенту и общей концентрации ПАВ. Дополнительное попадание солей в раствор или потеря ПАВ из раствора в вытесняемые нефть или воду обусловливает превращение «средней фазы» в «верхнюю фазу» на фронте вытеснения и в «нижнюю фазу» позади оторочки. Разделение фаз происходит при межфазном натяжении между ними, равном или большем 0,1—0,01 мН/м. Обычно «средняя фаза» (тип IV) находится между «верхней» и «нижней» при движении в пласте, а процесс вытеснения из смешивающегося неизбежно переходит в несмешивающийся. Кроме основных компонентов, входящих в мицеллярный раствор, в них можно включать и другие, не оказывающие вредного влияния, например некоторые бактерициды (слабый раствор формальдегида, формалина, сулемы, медного купороса), препятствующие разрушению раствора бактериями. Иногда для повышения стабильности растворов добавляются специальные соли и другие вещества. Разновидности мицеллярных растворов в основном определяются типом, составом и концентрацией применяемых ПАВ, а выбираются они исходя из конкретных задач применения — для обработки призабойных зон пластов или создания оторочек с целью вытеснения остаточной неподвижной нефти — с учетом особенностей строения пластов и свойств насыщающих их жидкостей. Как видно, устойчивые мицеллярные растворы можно получить при широком изменении содержания отдельных компонентов. Особенно важно, что мицеллярные растворы могут содержать до 95 % воды, до 5 % ПАВ и до 0,01 % стабилизатора (тип II ). Для простоты использования мицеллярных растворов стали применять базовый состав (концентрат) мицеллярной жидкости, которая добавкой обычной воды в промысловых условиях доводится до мицеллярных растворов с необходимыми свойствами. Концентрат содержит тщательно сбалансированное количество углеводородной жидкости, ПАВ типа нефтяных сульфонатов и стабилизатора — спирта. Примерный состав концентрата — 65% углеводорода, 28% нефтяного сульфоната и 7% спирта. К категории концентрированных мицеллярных растворов относится и так называемая растворимая нефть. Растворимая нефть получена добавлением ПАВ (сульфонат натрия) и стабилизатора (этиленгликоль или изопропиловый спирт) в сырую нефть. Содержание воды в растворимой нефти составляло 4—7%. Причем применялась как пресная вода (0,08 % солей), так и слабоминерализованная (2,9 % солей). Все указанные типы растворимой нефти представляли собой устойчивые растворы с внешней углеводородной фазой с определенной точкой инверсии, после которой при разбавлении водой они становились растворами с внешней водяной фазой. Лекция 13 К самым простым методам увеличения нефтеотдачи пластов при заводнении относятся методы, использующие средства, улучшающие или изменяющие в необходимом направлении вытесняющие свойства воды, т. е. снижающие межфазное натяжение между водой и нефтью, уменьшающие различие в вязкостях нефти и воды. К этим средствам относятся водорастворимые поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры и щелочи, обладающие низкими потенциальными возможностями увеличения нефтеотдачи пластов, но находящие самостоятельное промышленное применение для улучшения условий вытеснения нефти водой, охвата пластов заводнением и уменьшения остаточной нефтенасыщенности. Заводнение с водорастворимыми неионогенными ПАВ Добавление к воде, нагнетаемой в пласты, поверхностно-активных веществ в небольших дозах для повышения ее вытесняющей способности было одним из первых мероприятий, направленных на повышение эффективности заводнения, которое изучается с 50-х годов. В нашей стране исследования эффективности вытеснения нефти водными растворами ПАВ на моделях пластов проводились во многих институтах, но больше всего в БашНИПИнефти, ТатНИПИнефти, ПермНИПИнефти и Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте. Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ, типа ОП-10, основан на том, что при этом снижается поверхностное натяжение между нефтью и водой от 35-45 до 7-8,5 мН/м и увеличивается краевой угол смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания (σcos θ) уменьшается в 8-10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05-0,1 % [3]. Такой раствор с межфазным натяжением на контакте нефть-вода 7-8 мН/м, как показывают исследования, не может существенно уменьшить остаточную нефтенасыщенность после обычного заводнения пласта, так как капиллярные силы хотя и снижены, но еще достаточно велики, чтобы удержать нефть, окруженную водой в крупных порах (рис. 1). Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному.  Рис. 1. Зависимость остаточной нефтенасыщенности Sон от межфазного натяжения на контакте нефть - вода σ Эффективность водных растворов ПАВ. Проведенные ТатНИПИнефтью и СибНИИНП опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения в среднем на 2,5-3 %. Это соответствует фундаментальным теоретическим представлениям о процессе. Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10-15 % [3]. Это, очевидно, завышенный эффект, который, возможно, объясняется несоответствием моделирования процесса вытеснения нефти пластовым условиям. Если процесс вытеснения нефти водным раствором ПАВ проводится на реальных кернах пласта при начальной нефтенасыщенности, то остаточная нефтенасыщенность может снижаться на 5 - 7 % (рис. 2). Исследования Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института, ПермНИПИнефти и ТатНИПИнефти на кернах со связанной водой показывают примерно такое увеличение коэффициента вытеснения при разных концентрациях растворов. Б  олее высокая эффективность вытеснения нефти водным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности объясняется, очевидно, тем, что сниженное межфазное натяжение между нефтью и раствором ПАВ изменяет в лучшую сторону механизм вытеснения нефти из микрооднородной пористой среды, но недостаточно для продвижения глобул нефти, блокированных в крупных порах водой.Рис. 2. Зависимость коэффициента вытеснения βв от объема τ жидкости, прокачанной через однородный образец. Вытеснение нефти: 1- водой; 2 - 0,05 %-ным раствором ОП-10 По оценкам многих исследователей, водные растворы ПАВ с высоким межфазным натяжением (5-8 мН/м) способны увеличивать конечную нефтеотдачу кварцевых слабоглинизированных пластов не более, чем на 2-5 % по сравнению с обычным заводнением, если применять их с начала разработки. Адсорбция ПАВ. Под действием сил молекулярного притяжения поверхностно-активные вещества выпадают из водного раствора и оседают на твердой поверхности пористой среды. Этот процесс в значительной мере определяется удельной поверхностью и адсорбционной активностью поверхности пористой среды. Кварцевые песчаники и карбонаты с малой удельной поверхностью обладают меньшей способностью адсорбировать ПАВ, тогда как алевролиты и полимиктовые коллекторы обладают большой удельной поверхностью (до 0,5-1,2 м2/г) и значительно большей адсорбционной активностью (табл. 1). Согласно исследованиям БашНИПИнефти, адсорбция ПАВ (при концентрации 0,05 % в растворе) породой нефтяных пластов Арланского месторождения составляет 0,4—0,82 мг/г, т. е. 1-2 кг/м3 породы или 5-10 кг/м3 пористой среды. В полимиктовых коллекторах и алевролитах, согласно исследованиям Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (В. Г. Оганджанянц, А. М. Полищук), адсорбция ПАВ в 5-6 раз выше, чем в кварцевых песчаниках, и достигает 1,2 - 5,5 мг/г породы или 15-60 кг/м3 пористой среды. Причем адсорбция в нефтяных пластах выше, чем в водяных. Если учесть, что удельная поверхность высокопроницаемых крупнопористых кварцевых коллекторов составляет 500-600 см2/см3, а слабопроницаемых глинистых и полимиктовых коллекторов – 5000-15 000см2/см3, то на 1 м2 поверхности пор разных коллекторов выпадает 0,02- 0,2 г ПАВ. Как видно, адсорбция ПАВ в пористых средах достигает значительной величины. Нефтеносный пласт с пористостью 20 % и запасами нефти 1 млн. т при нагнетании в него водных растворов ПАВ сможет высадить на своей поверхности до 10 - 20 тыс. т ПАВ в случае кварцевых песков и 25-100 тыс. т в случае полимиктовых коллекторов. Таблица 1 Адсорбция неионогенных ПАВ (типа ОП-10) из водных растворов в нефтяных пластах
Технология и система разработки. Процесс разработки нефтяных месторождений при заводнении их водными растворами ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин. Добавление к закачиваемой воде 0,05-0,1 % поверхностно-активных веществ не влечет за собой необходимости существенного изменения давления, темпов или объемов нагнетания воды. Объемы закачиваемых в пласты водных растворов ПАВ должны быть большими (не менее 2-3 объемов пор нефтяной залежи). Так как эффективное действие ПАВ по вытеснению нефти сопровождается их адсорбцией, то весь подвергнутый воздействию объем пласта будет предельно насыщен адсорбированными ПАВ. При пренебрежении десорбцией ПАВ для насыщения охваченного заводнением объема пласта потребуется (при концентрации ПАВ в растворе 0,1 % ) закачать 5-10 объемов пор воды. При меньшем объеме закачки раствора фронт ПАВ не достигнет добывающих скважин и объем пласта, подвергнутого воздействию ПАВ, будет меньше охваченного заводнением. Например, при закачке раствора ПАВ с концентрацией 0,05 % в кварцевый пласт (два объема пор) весь ПАВ адсорбируется и осядет в объеме пласта, составляющем лишь 10-20 % общего объема. Адсорбция ПАВ в пористой среде приводит к тому, что на фронте вытеснения нефти вода не содержит ПАВ или содержит их в очень малых, неэффективных концентрациях. А фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Система размещения скважин для применения водных растворов ПАВ может быть такой же, как при обычном заводнении. Никаких ограничений на сетку скважин не налагается. Однако нагнетательные скважины размещаются только внутри контура нефтеносности, а раствор нагнетается в чисто нефтяную часть пласта. Реализуемые проекты. Метод вытеснения нефти водными растворами неионогенных ПАВ испытывался в нашей стране на 35 опытных участках многих (более десяти) месторождений Башкирии, Татарии, Азербайджана, Западной Сибири. Но наиболее известные и крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Арланское месторождение. Опытный участок на Николо-Березовской площади был организован в 1967 г. Площадь участка, га…………………………………………………………………2000 Толщина пласта, м………………………………………………………………..........3,6 Число нагнетательных скважин……………………………………………………….19 Длина нагнетательного ряда, км………………………………………………………12 Вязкость нефти, мПа·с………………………………………………………………….16 Расстояние между нагнетательными и добывающими рядами скважин, м…625 Число добывающих скважин: всего …………………………………………………………………………………… 85 первых рядов…………………………………………………………………………... 34 Процесс был начат практически с начальной стадии разработки при извлечении около 5 % от балансовых запасов нефти и обводнении продукции семи скважин на 5-20 %. В пласт закачивался раствор ПАВ (типа ОП-10) концентрацией 0,05%, а вначале - (в объеме 10-20 м3 на 1 м толщины пласта) раствор концентрацией 0,2 %. С начала опыта в пласт закачано более 10 тыс. т ПАВ и примерно 2·106 м3 воды, т. е. более порового объема участка. Самотлорское месторождение. Опытный участок организован в 1978 г. и охватывает четыре продуктивных пласта - А2-3, А4-5, Б8 и Б10. Площадь участка, га……………………………………………………………….2700 Средняя толщина пласта, м…………………………………………………………12 Средняя вязкость нефти, мПа·с…………………………………………………….1,5 Число нагнетательных скважин……………………………………………………..24 Число добывающих скважин ………………………………………………………116 Расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, м…………..800 Процесс был начат при отборе 1-3 % от балансовых запасов по пластам и обводненности добываемой продукции 0-7%. В пласты закачивался раствор неионогенных ПАВ с непостоянной концентрацией (0,03-0,2 %, в среднем 0,07 % ). В общей сложности в пласты закачано уже более 20 тыс. т ПАВ и более 30 млн. м3 воды, что составляет менее 50 % объема порового пространства опытного участка. Технологическая эффективность. Оценка эффективности заводнения опытных участков Арланского и Самотлорского месторождений неоднократно проводилась на основе сопоставления промысловых данных о добыче нефти, воды и нагнетании воды на опытных и смежных контрольных участках многими специалистами. Оценки полученных результатов по увеличению нефтеотдачи пластов весьма неоднозначны и противоречивы. По оценкам БашНИПИнефти (Г. А. Бабалян, А. Б. Тумасян и др.), увеличение коэффициента нефтеотдачи пластов за счет применения водорастворимых неионогенных ПАВ типа ОП-10 достигает 10-12 % по сравнению с обычным заводнением. По данным ТатНИПИнефти (И. Ф. Глумов), ПАВ увеличивают коэффициент вытеснения на 4-6%. Такие же и несколько меньшие значения получены во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. В. Лютин, Г. А. Бурдынь, В. Г. Оганджанянц) и в Перм-НИПИнефти (В. Г. Михневич, Б. С. Тульбович). Если коэффициент вытеснения нефти раствором ПАВ увеличивается всего на 4-6%, то увеличение нефтеотдачи пластов не может быть более 2-5 %. К таким оценкам увеличения нефтеотдачи пластов по промысловым данным на Арланском месторождении приходили многие специалисты (А. Т. Горбунов, И. Ф. Глумов, Ю. В. Желтов и др.). На Самотлорском месторождении после трехлетнего применения ПАВ установить количественный эффект по промысловым данным группе специалистов (С. А. Жданов и др.) пока не удалось. Характеристики вытеснения нефти водой (нефтеотдача - объем жидкости) на опытном и соседнем контрольном участках вначале были одинаковые, а в последний год стали различаться из-за изменения условий эксплуатации обводненных скважин (отключены) на контрольном участке. В качестве показателя эффективности применения ПАВ и их слабой адсорбции иногда отмечается появление ПАВ в обводненных добывающих скважинах. Такие обнадеживающие мнения по поводу полимиктовых пластов Самотлорского месторождения, обладающих большой адсорбционной способностью при больших расстояниях между скважинами, были высказаны по данным исследования добываемой воды на содержание ПАВ. В добывающих скважинах первых, вторых и даже третьих рядов опытного участка ЦНИЛом объединения обнаружено содержание ПАВ в воде с концентрацией 0,0002-0,0005 %. Для проверки этого результата были проведены специальные контрольные исследования содержания ПАВ в воде опытного и контрольного участков и анализ концентрации ПАВ по рядам и скважинам во времени (Б. Т. Щербаненко, А. Л. Штангеев и др.). К сожалению, оказалось, что концентрация ПАВ в воде не только скважин различных рядов опытного участка, но и контрольного участка (где ПАВ не закачиваются в пласты) одинакова и составляет в среднем 0,0003-0,0005 %. Такая концентрация не поддается однозначному измерению, находится на уровне «постороннего шума» (фона), вызванного случайным попаданием ПАВ в пласты в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин и не может служить показателем эффективности применения водных растворов ПАВ. Однако технологическая эффективность применения водных растворов ПАВ может выражаться не только в повышении коэффициента вытеснения нефти, но и в улучшении других, не менее важных технологических показателей, таких, как приемистость нагнетательных скважин, давление нагнетания, работающая толщина пластов, совместимость вод, коррозия и др. Эти характеристики изучались попутно с определением увеличения нефтеотдачи пластов. Специалисты, изучающие применение водных растворов ПАВ типа ОП-10 в малых концентрациях, отмечают, что происходит снижение набухаемости глин в 1,1 - 2 раза, увеличение приемистости нагнетательных скважин на 50 - 70%, повышение работающей толщины на 10 - 42 %, фазовой проницаемости на 40 - 80 %, уменьшение коррозии водоводов и насосно-компрессорных труб в нагнетательных скважинах и даже уменьшение выпадения солей в пласте при несовместимости вод [3]. Этот немаловажный разнообразный эффект от ПАВ будет особенно необходим при освоении многих слабопроницаемых пластов (менее (30-50) 10-3 мкм2), на которых обычное заводнение может оказаться труднореализуемым даже при высоких давлениях нагнетания (до 20 - 25МПа) или потребует очень плотных сеток скважин (до 4 - 6 га/скв). Для этих целей достаточно будет эффективного действия ПАВ в ограниченных по размерам зонах, где и происходит их адсорбция. Экономическую эффективность применения неионогенных ПАВ проще всего установить через удельную дополнительную добычу нефти - в тоннах на одну тонну ПАВ. Зная дополнительную добычу нефти, ее цену и стоимость химического реагента, легко определить эффективность по себестоимости, приведенным затратам и прибыли. Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ определялась разными специалистами для различных месторождений. По фактическим данным и расчетам она изменяется в широких пределах - от 12 до 200 т/т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения, а не на большие возможности метода. Причем указанные большие величины удельной дополнительной добычи нефти, определенные БашНИПИнефтью в начальной стадии изучения метода, противоречат явлению адсорбции ПАВ в пластах. Так, например, при адсорбции ПАВ в кварцевых песчаниках, равной 0,6 мг/г породы, в 1 м3 объема пласта адсорбируется 2,5 кг ПАВ. А в 1 м3 объема пласта содержится примерно 100 кг нефти (в пересчете на поверхностные условия). Обычной водой можно вытеснить 50-60 кг нефти, т. е. коэффициент вытеснения равен 0,5-0,6. Увеличение этого коэффициента даже на 10 % (по самым высоким лабораторным результатам) за счет ПАВ позволяет дополнительно извлечь из пласта 10 кг нефти. Следовательно, удельная дополнительная добыча нефти за счет ПАВ, даже в кварцевых пластах с адсорбцией 1 мг/г породы, теоретически не может превышать 4,5-5 кг/кг или т/т, а в полимиктовых и того меньше - 0,7 - 1,5 т/т (табл. 2). При такой удельной дополнительной добыче нефти и современных ценах на ПАВ и нефть экономическая эффективность применения этого метода с целью повышения вытесняющей способности воды становится весьма сомнительной. И совершенно определенно, не может быть экономически выгодным применение ПАВ с целью повышения коэффициента вытеснения в полимиктовых и высокоглинистых пластах, алевролитах, в которых адсорбция в 4 - 5 раз выше, чем в кварцевых песчаниках. В этом случае потребностью ПАВ для пласта с запасами (баланс) в 1 млн. т составляет 25-100 тыс. т при максимально возможной удельной дополнительной добыче нефти 1-4 т/т, что не может быть экономически рентабельным. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||