Щелочное заводнение

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Щелочное заводнение

1.1 Механизм вытеснения

2. Применение метода на месторождениях

Введение

С самых первых дней факт того, что капиллярные силы удерживают большое количество нефти в зонах, хорошо отмытых водой, является общепризнанным. Капиллярные силы являются следствием межфазного натяжения между нефтяной и водной фазой, противостоящего действующим извне вязкостным силам, и являются причиной того, что закачанная и погребенная вода, собранная в вал, на каком-то участке обходят нефть. И с самых первых дней применения методов повышения нефтеотдачи прилагались усилия вытеснить эту нефть за счет уменьшения межфазного натяжения между нефтью и водой.

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объемы водоизолирующих масс в удаленные зоны на основе использования дешевых и доступных материалов и химреагентов. В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта ,одним из них является щелочное заводнение. фильтрация нефтевытесняющий пласт скважина

1. Щелочное заводнение

Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. 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. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Для осуществления представленного метода требуется предварительная промывка, чтобы создать в пласте нужные условия, затем следует закачка щелочи или щелочно-полимерного раствора, обеспечивающего регулирование подвижности, и закачка вытесняющей жидкости (воды) для вытеснения реагентов и образующегося нефтяного вала к добывающим скважинам.

1.1 Механизм вытеснения

Нефтеотдача в процессе заводнения, в котором применяется реагент с высоким рН, приписывается действию восьми отдельных механизмов (де Забала и др., 1982). Мы сосредоточимся только на трех из них: снижение межфазного натяжения, изменение смачиваемости и образование эмульсии.

Снижение межфазного натяжения . Образовавшееся ПАВ агрегирует на поверхностях раздела нефти и воды, что может привести к снижению межфазного натяжения (Рамакришнан и Уоссон, 1982). Как правило, это уменьшение межфазного натяжения не столь явно выражено, как в мицеллярно-полимерном заводнении, но при определенных условиях оно может быть достаточно большим, чтобы в результате дать хорошую нефтеотдачу. На Рис. 1 показаны измерения межфазного натяжения на границе раздела растворов каустической соды и сырой нефти при разных минерализациях. Межфазные натяжения чувствительны как к концентрации NaOH, так и к минерализации, будучи минимальными при концентрациях NaOH - 0.01 - 0.1 вес %. Снижение межфазного натяжения ограничивается в этих опытах спонтанным эмульгированием смеси нефти и воды, когда межфазное натяжение достигает минимума. Между эффектами низкого межфазного натяжения в мицеллярно-полимерном заводнении и заводнении, в котором применяется реагент с высоким рН, много сходства. Данные на Рис. 2 свидетельствуют о том, что для раствора NaOH концентрацией 0.03 вес % оптимальной минерализацией является 1.0 вес % NaCl.

Рисунок 1- Межфазные натяжения для систем каустическая сода - нефть - вода (Рамакришнан и Уоссан, 1982)

Действительно эксперименты по определению нефтеотдачи показали, что существует оптимальная концентрация NaOH для заданной минерализации. Кроме того, наличие эффекта эмульгирования при низких межфазных натяжениях - это именно то, чего следует ожидать от мицеллярно-полимерной системы при концентрации ПАВ выше инвариантной точки.

Это наводит на мысль о том, что данные на Рис.1 показывают, что при низких концентрациях NaOH существует фазовое окружение II(-) типа, а при высоких концентрациях NaOH существуют системы II(+) типа.

Стилл, Нелсон и др. (1984) показывают, что содетергент может увеличить оптимальную минерализацию в системе также , как и в мицеллярно-полимерных системах.

Изменение смачиваемости Оуинс и Арчер (1971) показывают, что повышение гидрофильности приводит к увеличению конечной нефтеотдачи. Сообщалось, что смачиваемость уменьшает угол контакта воды и нефти, замеряемый на полированных синтетических поверхностях. Это было продемонстрировано и другими авторами при использовании реагентов с высоким рН (Вагнер и Лич, 1959; Эрлих и др., 1974).

Увеличение нефтеотдачи - это результат действия двух механизмов: (1) эффекта относительной проницаемости, который обусловливает уменьшение соотношения подвижностей при вытеснении и (2) смещения кривой капиллярного осушения. Кук и др. (1974) сообщал об увеличении нефтеотдачи с повышением гидрофобности. Другие данные показывают, что нефтеотдача максимальна, когда смачиваемость проницаемой среды не является ни сильно гидрофильной, ни сильно гидрофобной (Лоренц 1974).

С учетом последних данных, важным фактором может быть изменение смачиваемости, а не конечная смачиваемость среды. В среде с определенной исходной смачиваемостью не смачивающая фаза занимает крупные поры, а смачивающая фаза занимает мелкие поры. Если изменить смачиваемость среды , не смачивающая жидкость будет существовать в мелких порах, а смачивающая жидкость-в крупных. Возникающее в результате перераспределение жидкостей по мере того, как фазы будут стремиться достичь своего естественного состояния, приведет к тому, что обе фазы смогут быть добыты за счет действия вязкостных сил.

Образование эмульсии. Щелочные реагенты могут привести к увеличению нефтеотдачи за счет образования эмульсий. Образование эмульсии дает дополнительную нефть, по крайней мере, двумя путями: за счет уменьшения отношения подвижностей, т.к. многие из этих эмульсий имеют более высокую вязкость, и за счет солюбилизации и улавливания нефти в текущем водном потоке. Первый механизм повышает коэффициент вытеснения и охвата по объему, как и любой другой агент, регулирующий подвижность. Локальное образование сильно вязких эмульсий нежелательно, т.к. они будут способствовать развитию вязкостной нестабильности. Для щелочного раствора, не содержащего нефти, механизм солюбилизации и улавливания более значителен при низком межфазном натяжении между разбухшей фазой воды и оставшейся сырой нефтью. Рис..1 показывает, что при определенных условиях, эмульгирование и низкие межфазные натяжения возникают одновременно. МакОлифф (1973) показал, что эмульсии, закачиваемые в керн, и эмульсии, образующиеся в керне, дают сопоставимую нефтеотдачу.

2. Применение метода на месторождениях

На месторождениях Западной Сибири щелочное заводнение было одним из первых методов физико-химического воздействия на пласт. Способ воздействия применялся с 1976 г. Заслуживают внимания все результаты, полученные в ходе обширного промыслового эксперимента. Здесь испытаны две модификации нагнетания в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые указывают на незначительную эффективность метода. Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в две нагнетательные скважины была закачана оторочка 10%-ного раствора щелочи размером 0,14% от объема пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4--5 мес. отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55--90%, в дальнейшем снизилась до 40--50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70--80%. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключения в работу ранее неохваченных заводнением пропластков. В целом по опытному участку за период внедрения получено 58,8 тыс. т нефти при удельной технологической эффективности 53,5 т на тонну закачанного реагента.

Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшие проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на начало эксперимента был обводнен на 40--50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20-- 30%. Дополнительная добыча нефти составила 35,8 тыс. т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне- и низкопроницаемых пластов до 10 м толщины.

Промысловые испытания метода воздействия для объектов, представленных значительной толщиной пласта, равной 15м и более, таких как Северо-Мартымьинская залежь и Мартымья-Тетеревская залежь, не показали низкую эффективность его применения. Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожан-ском, Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на четырех опытных участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс. т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения достиг 25,4%. На нем создана наибольшая оторочка размером в один объем пор пласта.

Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами внедрялась в нескольких модификациях. Основная модификация включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла,полиакри-лмида) . Закачку оторочек повторяют периодически через 1--3 года, в основном, в течении 10--15 лет.

Оторочки нефтевытесняющих агентов закачивают в следующей последовательности: сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти; разделительная оторочка пресной воды; оторочка раствора гидрооксида натрия. Однако рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование проницаемости пласта и не может эффективно блокировать избирательно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случае закачки больших объемов оторочки.

Рисунок 2-Добыча, полученная в результате щелочного заводнения на месторождении Уиттер (Грау и Джонсон, 1974)

На Рис.2 представлены данные по добыче, полученной в результате проведения заводнения в условиях высокого рН на месторождении Уиттер. Плотность сырой нефти составляла 20⁰ АНИ, вязкость - 40 мПа; закачивали 0.2% (вес.) NaOH в виде оторочки размером 0.23 порового объема.

Многие особенности данного процесса являются такими же, как и в других процессах химического заводнения. Темп добычи нефти снижается с увеличением добычи общего количества жидкостей, указывая на уменьшении доли нефти в добываемом продукте. Дебит нефти, полученный в результате закачки щелочи, вновь налагается на экстраполированное падение добычи при обычном заводнении, что позволяет определить дополнительную нефтеотдачу. (На Рис.2 показаны две кривые падения добычи при обычном заводнении; одна отражает фактическое падение добычи, другая - результат компьютерного моделирования.) 55750 - 74860 стандартных куб. м нефти, добытой за счет закачки щелочи считаются успешной обработкой. В Таблице 2 собраны данные завершенных промысловых заводнений, проводившихся в условиях высокого рН.

Отметьте большой разброс в характеристиках пласта и нефти , равно как и в нефтенасыщенности, на начало заводнения. Дополнительная нефтеотдача, выраженная в % порового объема, колеблется от 0.0006 до 8.0, что дает нефтеотдачу (выраженную в виде % от начального количества нефти в пласте на начало заводнения) соизмеримую, лишь незначительно меньшую, чем нефтеотдача, получаемая в полимерных заводнениях. В равной степени важно количество баррелей дополнительно добытой нефти на фунт закачанного реагента (0.015 - 0.43, Таблица 2). Эта величина значительно ниже, чем в полимерном заводнении, однако и стоимость реагента, дающего высокий рН, также существенно меньше.

Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках, а расход щелочи и количесто осадка увеличиваются при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка -- 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы.

Нефтевытесняющие свойства растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5--4%.

Размещено на Allbest.ru