Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки
 Скачать 2.81 Mb.
|
|
Щелочное заводнение Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность щелочной воды отмечалась еще при разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному заводнению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в некоторых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов. М  еханизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты - органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в растворе (рис. 10).Рис. 10. Изменение поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-водный раствор NaOH в зависимости от массового содержания NaOH (С). Нефть: 1 - малоактивная; 2 - активная; 3 - высокоактивная При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями - типа «вода в нефти». Зависимость вязкости эмульсий, образуемых нефтями различной активности с щелочными растворами, от содержания воды показана на рис. 11. Нефти, неактивно взаимодействующие с щелочью, не образуют стойких эмульсий с щелочными растворами, и с повышением содержания воды в них вязкость возрастает. Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость. Проведенные опыты показали высокие нефтевытесняющие свойства эмульсии: при одинаковых объемах количество вытесненной нефти в случае применения эмульсии на основе активной нефти было практически таким же, как и в случае закачки раствора акустической соды с низким межфазным натяжением, и существенно выше, чем при вытеснении водой.  Рис. 11. Зависимость вязкости систем вода-нефть и нефть-0,1 %-ный раствор NaOH от содержания водной фазы. 1 - активная нефть с 0,1 %-ным раствором NaOH; 2 - то же, с пластовой водой; 3 - слабоактивная нефть с 0,2 %-ным раствором NaOH; 4 - то же, с пластовой водой Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть - раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 12). Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три следующие группы. Нефть Показатель кислотности, Стабильное, межфазное мг КОН /г натяжение, мН/м Малоактивная <0,5 >1-2 Активная 0,5-1,5 0,02-1 Высокоактивная >1,5 <0,02-0,005 При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть - раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных нефтях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натяжение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается независимо от активности нефти. Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повышает коэффициент вытеснения нефти водой. Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе кварц-нефть-вода, характерный для процесса вытеснения нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60-70°.  Рис. 12. Зависимость коэффициента извлечения остаточной нефти α от поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-раствор щелочи Наличие щелочи в воде снижает равновесный контактный угол смачивания до 10-20° и даже ниже. На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис. 13). Х  лористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно повышает межфазное натяжение на границе нефть - раствор щелочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4-6 % практически не изменяется. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пластовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды (Na2CO3), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяжения, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.Рис. 13. Влияние солей кальция на зависимость поверхностного натяжения σ растворов щелочи на границе раздела с высокоактивной нефтью от концентрации NaOH. Раствор: 1 - NaOH; 2 - NaOH+0,1 % CaСl2; 3 - NaOH+0,05 % СаСl2 Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает присутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению концентрации щелочи в растворе для получения минимального межфазного натяжения. В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсорбируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхностей. Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для активной нефти существенно улучшается, особенно при насыщенности водой (раствором) более 70 %, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%. Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода, вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого раствора щелочи, в результате чего снижается рН раствора. Адсорбция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и карбонатах адсорбции практически нет. Минерал Адсорбция щелочи, мг/г породы Кварц, кварцит, доломит Нет Каолинит 0,13 Монтмориллонит 2,28 Ангидрит 11,60 В породах со сложным составом (сцементированные песчаники, алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение. Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глиноземистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентрацией 0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция щелочи равна 0,50 мг/г породы. Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа·с раствором едкого натра в пресной воде с концентрацией 0,25 % показано в табл. 28. Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличением содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за безводный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением. Технология и системы разработки. 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) N2Si03. Таблица 28 Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
Эти вещества характеризуются различными показателями щелочности (рН), величины которых приведены ниже. 0,1 н раствор рН NaOH Na2CO3 11,6 NH4OH 11,1 Na2SiО3 12,6 Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10 - 25 % от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой. В многорядных системах разработки размер оторочки может быть больше, так как первые ряды скважин отбирают значительную часть раствора. Рабочая концентрация едкого натра в растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретных неф-тей, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2-0,4 % с учетом адсорбции щелочи. Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концентрации щелочи в растворе (до 2-4 %) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды. Размер оторочки и концентрация в ней агента должны определяться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте. При значительной адсорбции щелочи в пласте можно использовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентрацией- от 0,5-1 % на фронте до 0,05-0,1 % в конце - равными порциями (по 5-7 % от объема пор). С целью экономии едкого натра перед ним можно закачивать раствор кальцинированной соды для умягчения пластовой и закачиваемой вод и взаимодействия с породой. Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4-5 % ), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей. Процесс может быть эффективнее при попеременной закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора, пресной воды и хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводнением. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким рН реагирует с нефтью, в результате чего снижается межфазное натяжение, а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодисперсного осадка. Последний снижает проводимость высокопроницаемых слоев пласта, поглощающих раствор, и промытых участков. Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением. Оторочка пресной воды предназначена для предотвращения преждевременного смешивания растворов силиката натрия и хлористого кальция и закупорки призабойной зоны пласта. С целью изучения эффективности метода и возможности регулирования процесса во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. Н. Бученков) были проведены специальные исследования на образцах пористой среды (рис. 14). Как видно, изменение объема оторочек от 20 до 5 % от объема пор снижает проницаемость пористой среды по длине образца. При больших оторочках происходит снижение проницаемости удаленной зоны, а при малых оторочках - зоны, близкой к входу в образец, так как облегчается смешение растворов и образование осадка.  Рис. 14. Изменение средней проницаемости k пористой среды при вытеснении нефти растворами NaOH и СаС12 в зависимости от объема закачки Vnoр Вытеснение: 1, 2, 4, 5 - чередующимися оторочками раствора NaOH и СаС12 размером 5, 10, 15 и 20 % от объема пор соответственно; 3 - непрерывное раствором NaOH;   , - объемы закачки на момент стабилизации проницаемостиС повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при взаимодействии с щелочами [15]. К наиболее активным нефтям относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского месторождений (вязкость более 400 и 10 000 мПа·с соответственно). Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом заводнения, даже с применением химических реагентов, не позволит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вязкости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями повышенной вязкости обычно используются площадные системы с густой сеткой скважин. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение направления потоков жидкости). Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами. Недостатки метода. Основными недостатками метода являются очень жесткие критерии применимости его по активности нефти. Минерализация пластовой и закачиваемой воды и большое содержание глин в породе также могут исключать возможность применения метода. Недостаточная активность нефти, содержание солей в воде и глин в породе приводят к увеличению расхода щелочи и снижению эффективности вытеснения нефти, по сравнению с обычной водой, вплоть до нуля. Отсутствие широких испытаний метода и его модификаций в промысловых условиях и надежных данных по проводимым опытам не позволяет оценить более конкретно область и условия его применения. Лабораторные же исследования не дают возможности моделировать эффективность таких процессов, как образование эмульсий, адсорбция щелочей и осадкообразование в реальном пласте. В пластах, содержащих гипс, возможно растворение его щелочью и последующее отложение в призабойных зонах, скважинах и оборудовании. Будущее метода. В настоящее время будущее метода можно представить только на основании лабораторных исследований, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффективности метода пока нет. Как отмечалось, эффективность применения каустической соды обусловлена способностью нефтей при взаимодействии с ней снижать межфазное натяжение на контакте нефть-раствор щелочи, образовывать высокодисперсную устойчивую эмульсию типа «нефть в воде» при фильтрации по пласту и повышать смачиваемость пластов водой. Как правило, такие нефти высоковязкие. Применение обычных водных растворов щелочей на месторождениях с высоковязкими нефтями не позволит сильно увеличить охват пласта воздействием, поэтому возникает необходимость сочетания- этого метода с полимерным заводнением и тепловыми методами (горячая вода, пар). Термощелочные растворы значительно лучше вытесняют нефть за счет улучшения смачивания пористой среды. Модификации метода щелочного заводнения, направленные на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадкообразования, по-видимому, имеют более широкую область применения. Их можно применять практически на любом месторождении, разрабатываемом с заводнением, но только на основании экономических оценок, так как они требуют больших объемов химических реагентов. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||