ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Технологии повышения нефтеотдачи с использованием поверхностно-активных веществ и композиций на их основе из "Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи" Кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа по мере роста значения N0 может быть разделена на три участка. Первый практически горизонтальный участок наблюдается при Кс = 10 . ..10 , что соответствует условиям обычного заводнения. При этом в зависимости от свойств коллектора и нефти остаточная нефтенасыщенность может составлять 20. .. 45%. На втором участке, при больших значениях капиллярного числа, наблюдается быстрое снижение содержания остаточной нефти. Наклон этого участка на кривой зависимости остаточной нефтенасышенности от Кс мало зависит от условий конкретного месторождения. Однако положение кривой на графике определяется свойствами породы коллектора и нефти. В случае гидрофобных коллекторов кривая зависимости остаточной нефтенасыщенности от капиллярного числа сдвигается в область больших значений Кс. Дальнейшее увеличение Кс не приводит к дополнительному нефтевытеснению, т.к. оставшаяся в пористой среде нефть будет существовать в виде слоя высокомолекулярных соединений, адсорбированного на поверхности минеральной породы и в тупиковых порах (третий участок кривой). [c.29] В случае гидрофильных коллекторов [ 130] увеличение Кс до 10 позволяет уменьшить остаточную нефтенасыщенность на 4-6%. В этом случае происходит уменьшение нефтенасыщенности за счет слипания глобул нефти в смежных порах и страгивания нефти, защемленной водой. Дальнейшее увеличение Кс до 10 . .10 позволяет снизить остаточную нефтенасыщенность до 5-10% и менее. Уменьшение нефтенасыщенности происходит за счет практически полного подавления капиллярных сил. В присутствии глинистого цемента и минералов при одинаковых значениях капиллярного числа степень извлечения нефти будет ниже, т.к. часть нефти заполняет межзерно-вое пространство глинистых минералов и для её удаления необходимо преодолеть не только капиллярные силы, но и силы сцепления зерен породы. [c.29] Таким образом, для значительного изменения остаточной нефтенасыщенности пористой среды требуется увеличить значение капиллярного числа не менее чем в 1000-10000 раз. Анализ уравнения 1.2 показывает, что увеличить значение капиллярного числа можно, увеличив вязкость вытесняющей жидкости и снизив поверхностное натяжение на границе нефть/вода. Вязкость вытесняющей жидкости невозможно увеличить более чем в 5-10 раз, поэтому основной эффект может быть достигнут за счет применения высокоэффективных растворов и композиций ПАВ. [c.29] Остаточная нефтенасыщенность гидрофобных коллекторов обычно выше, чем в случае гидрофильных. Поэтому возможно уменьшить содержание остаточной нефти в пористой среде, если изменить смачиваемость поверхности породы. В качестве смачивателей эффективны растворы щелочных реагентов, ряда ПАВ и т.п. [c.30] Для повышения нефтеотдачи тестировали различные типы анио-нактивных, неионогенных и смешанных ПАВ. Исследования показали, что более эффективными являются не индивидуальные ПАВ, а композиции ПАВ, полученные смешением масло- и водорастворимых компонентов. Для условий высокотемпературных пластов с малой минерализацией вод наиболее эффективными оказались различные нефтяные сульфонаты (ПАВ, полученные сульфированием различных нефтяных фракций). Химическая модернизация базовых ПАВ (эток-силирование, карбоксиметилирование и т.п.) позволяет получать высокоэффективные реагенты, хорошо совместимые с высокоминерализованными пластовыми водами [133]. [c.30] Для уменьшения потерь реагентов на сорбцию в состав композиций ПАВ стали вводить добавки, снижающие сорбцию ПАВ (например, лигносульфонаты - жертвенные ПАВ) [137,136]. [c.31] Проведено подробное лабораторное и математическое исследование основных факторов, влияющих на эффективность технологий ПАВ, и осуществлен ряд промысловых экспериментов. Однако недостаточная эффективность воздействия и падение цен на нефть привело к тому, что за рубежом в середине 80-х годов лабораторные и промысловые исследования технологий ПАВ бьши практически прекращены. [c.31] В 1967-1984 гг, проводился промысловый эксперимент по закачке низкоконцентрированного раствора НПАВ ОП-10 на Арланском месторождении по технологии УфНИИ-Башнипинефть . Анализ результатов не выявил технологического эффекта [142]. Неэффективность закачки низкоконцентрированных растворов НПАВ можно объяснить высокой сорбцией реагента на породе [143]. [c.32] Большой интерес представляет выбор стадии разработки нефтяного месторождения для применения технологий ПАВ. Так, авторы [144,143] считают, что низкоконцентрированные растворы ПАВ необходимо закачивать на начальном этапе разработки, что позволит стабилизировать рост обводненности продукции и, как следствие, получить большую конечную нефтеотдачу. Применение ПАВ на начальной стадии разработки уменьшает конечную нефтеотдачу из-за увеличения вязкости нефти в зоне фронта вытеснения, а на поздней стадии разработки также может бьггь неэффективным из-за малой нефтенасыщенности [158]. Предлагается применять ПАВ в определенный оптимальный момент. В работе [12] по результатам опьггно-промыслового эксперимента на Арланском месторождении сделан вывод о неэффективности закачивания низкоконцентрированного раствора НПАВ на любой стадии разработки. [c.34] Таким образом, несмотря на большой объем лабораторных и промысловых исследований, не уда юсь создать технологию ПАВ, превосходящую по своей технологической и экономической эффективности осадко-гелеобразующие технологии, ПДС, СПС и другие потокоотклоняющие технологии. Технологии ПАВ малоэффективны на поздней и заключительной стадиях разработки нефтяных месторождений. Использование технологий ПАВ для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений в стране и за рубежом в последние 10-15 лет практически прекращено из-за недостаточной эффективности воздействия. [c.34] Вернуться к основной статье