Щелочное заводнение

Механизм процесса 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 ПАВ; изменяется смачиваемость породы за счет адсорбции органических кислот на поверхности породы из нефти, происходит уменьшение контактного угла смачивания породы водой Степень снижения межфазного натяжение на границе нефть-щелочной раствор возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м. Происходит гидрофилизация пористой среды, что способствует повышению коэффициента вытеснения нефти водой. Наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для подвижной нефти существенно повышается. При применении щелочного раствора относительная проницаемость по нефти сохраняется до 90-95% насыщенности пор водой. С нефтями, активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа ‘ нефть в воде’, а с малоактивными нефтями типа ‘вода в нефти’. Эмульсии с активными нефтями при увеличении содержания воды резко уменьшают свою вязкость. С повышением массовой концентрации щелочи в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы Ca, Mg, Fe. Хлористый кальций существенно повышает межфазное натяжение на границе нефть-раствор щелочи, при его взаимодействии с силикатом натрия образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiO₃, снижающие проницаемость промытой части пласта. Поэтому может возникнуть отложения неорганических солей - карбонатов, сульфатов кальция и магния в призабойной зоне пласта. Хлористый натрий оказывает положительное влияние и способствует снижению концентрации щелочи в растворе. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пластовых водах двуокиси углерода. В результате реакции образуется водный раствор кальцинированной соды Na₂CO₃ которая является менее активной щелочью, чем едкий натр, однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотосодержащих компонентов, которые адсорбируясь гидрофилизуют их. С увеличением содержания глин в породе пласта снижается активность агента за счет ионного обмена между ними, происходит набухание глин.[18,26]

Технология воздействия и область применения Для приготовления щелочных растворов могут использоваться: едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) Na₂CO₃, гидрат окиси аммония (аммиак) NH₄OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na₂SiO₃. Наиболее активные из них первый и последний.

Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1-0,25 объема пор с концентрацией 0,05-0,5 %. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. Повышение концентрации щелочи до 2-4 % в гидрофибизированных коллекторах улучшает смачиваемость породы и в пластах с высокой минерализацией пластовых вод.[24] Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1 % раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках [26].

Испытания проводились на месторождениях Шаимского района Западной Сибири, на месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожанском, Падунском, Опаликинском, Березовском), месторождениях Башкирии (Арланское, Манчаровское, Серафимовское). Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в нагнетательные скважины была закачена оторочка 10 % раствора щелочи размером 0,14 % от объема пор. По отдельным добывающим скважинам через 4-5 месяцев 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 подключением в работу ранее неохваченных заводнением пропластков.

Расход щелочи и количество осадка увеличивается 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. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4 %.[26]

Модификация метода щелочного заводнения, направленная на увеличение охвата пласта воздействием за счет осадкообразования имеет более широкую область применения. [24] Оторочки щелочи слабее влияют на уменьшение проницаемости породы, чем закачивание оторочек силикатного раствора, в виду мелкой дисперсности образующихся осадков гидроокисей кальция и магния, которые соизмеримы с порами, выносятся фильтрующимся потоком воды и не приводят к значительному уменьшению проницаемости пород.[16]

Промышленный эксперимент по щелочному заводнению на Шагиртско-Гожанском месторождении начат в 1978 г. с разработки небольшого опытного участка с 7 добывающими скважинами. Полученный положительный эффект позволил расширить масштабы эксперимента. С августа 1983 г. ведется закачка оксида натрия на опытном участке № 3. Участок расположен в центре Гожанского месторождения и имеет открытые границы с остальной ее частью. В продуктивном разрезе яснополянского надгоризонта в пределах опытного участка выделяются четыре пласта: Тл-2а, Тл-2б - тульского горизонта и Бб-1, Бб-2 бобриковского горизонта. Пласты хорошо выдержаны по площади участка, но различаются по коллекторским свойствам и запасам нефти. Согласно протокола ГКЗ СССР от 11.03.87 "Запасы нефти и газа Шагиртско-Гожанского месторождения" основная доля запасов приходится на пласты Бб-2 (51%) и Тл-2б (37%). Пласты сложены песчаниками и песчано-алевролитывыми породами, цемент, в основном, глинистый.

На участке находятся 32 добывающих и 6 нагнетательных скважин.

Геолого-физические и технологические характеристики приведены в приложениях 9,10.

Проведем классификацию опытного участка в пространстве главных компонент. Значения главных компонент сведены в таблицу. Рассматриваемый объект относится ко второй группе объектов.

Таблица

Главные компоненты

Главные компоненты	Z1	Z2	Z3	Z4	Z5	Z6
Значения	2,89	0,71	1,43	-0,12	0,96	0,02

Сернокислотное заводнение

Метод состоит в нагнетании в пласт небольших (порядка 0,15 % порового объема пласта) оторочек концентрированной серной кислоты. Для этого метода применяют техническую серную кислоту концентрацией до 96 %, а также алкилированную серную кислоту - отход процесса алкилирования.

Концентрированная серная кислота вступает в реакцию с находящейся в пласте нефтью. при этом происходит сульфирование содержащихся в нефти ароматических соединений и образование поверхностно-активных, растворимых в воде сульфокислот. Последние, растворяясь в воде, обуславливают снижение межфазного поверхностного сопротивления на границе раздела нефти с водой до 3-4 мН/м.

Кроме образования сульфокислот происходит генерирование кислого гудрона - вязкой смолистой массы. Вероятность образования кислого гудрога наиболее высока в призабойной зоне скважин, расположенных в нефтенасыщенной части пласта, через которые нагнетается серная кислота. [19]

Рассматриваемый процесс должен способствовать перераспределению потока вытесняющей нефть воды в пласте и улучшить степень охвата пласта заводнением.

Область применения ограничивается экологической вредностью реагента.

Широкомасштабное промысловое внедрение данного метода осуществлялось в Татарстане.

Мицеллярное заводнение

Мицеллярные растворы (МР) представляют собой коллоидные системы из углеводородной жидкости и воды, стабилизированные смесью ПАВ. Эти коллоидные системы высокодисперсны, оптически прозрачны, несмотря на содержание диспергированной фазы от 40 до 80 %.

В состав мицеллярных растворов входят основные ПАВ - чаще всего нефтяные сульфонаты; вспомогательные ПАВ, которыми чаще всего являются алифатические спирты и, в частности, изопропиловый спирт, углеводородная жидкость и водная фаза. Содержание ПАВ в МР составляет 5-10 %, что обуславливает высокую стоимость МР. [19]

Область применения МР ограничивается высокой минерализацией пластовых вод, при контакте с которыми МР разрушается, высокой стоимостью МР и техническими осложнениями при подготовке (разделение нефти от воды) добытой жидкости.