Методы повышения извлекаемых запасов нефти

В таком виде фактор сопротивления  учитывает влияние полимера на вязкость раствора и на проницаемость пористой среды. Поэтому иногда из общего значения ФС выделяют ту часть, которая связана  лишь с изменением проницаемости  пористой среды под влиянием полимера.

В. М. Ентовым и А. М. Полищуком  предложена сорбцион. но-диффузионная схема проявления ПАА в процессе фильтрации растворов полиакриламида в пористой среде. Сущность ее заключается  в том, что одна часть полимерного  вещества адсорбируется и удерживается породой необратимо, а другая —  сорбируется обратимо, скапливается при фильтрации вблизи сужений капиллярных  каналов, вызывая дополнительное сопротивление. В покое (при прекращении фильтрации) под влиянием диффузионных процессов  происходит рассеивание этих скоплений  вещества, что сопровождается снижением  сопротивления системы в первый период после нового начала фильтрации. Из сказанного следует, что механизм проявления полимеров связан с рядом  эффектов, которые необходимо учитывать  при описании гидродинамики процесса фильтрации растворов полимеров  — с изменением фазовой проницаемости  системы в зависимости от насыщенности различными фазами и от степени сорбции  полимеров пористой средой, с изменением соотношения вязкости вытесняемого и вытесняющего агентов.

Опыт показывает, что с увеличением  концентрации полимера в растворе фазовая  проницаемость пористой среды для  смачивающей фазы уменьшается, а  проницаемость для углеводородной жидкости при одной и той же насыщенности возрастает (при концентрациях полимера до 0,05 %). По данным лабораторных опытов, нефтеотдача может возрастать при вытеснении нефти полимерными растворами на 15—20% (данные получены на линейных моделях с однородными пористыми средами.

На практике для экономии полимера целесообразно закачивать в пласт  оторочку загущенной полимеров воды и далее продвигать ее по пласту обычной водой. Чтобы оторочка не полностью размылась до подхода  к эксплуатационным скважинам, объем  ее должен быть подобран с учетом неоднородности пласта, соотношения i0 вязкостей нефти и раствора полимера.

 
Применение углекислого газа  

Углекислый газ, растворенный в  воде или введенный в пласт  в жидком виде, благоприятно воздействует на физико-химические свойства нефти, воды и способствует увеличению нефтеотдачи  пластов. При этом улучшаются и фильтрационные свойства пластовой системы.

СО2 — бесцветный газ тяжелее  воздyxa (относительная плотность 1,529). Критическая температура 31,05 °С; критическое  давление — 7,38 МПа, критическая плотность  — 468 кг/м3. При температуре 20 °С под  давлением 5,85 Мпа превращается в  бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/м3. При сильном охлаждении СО2 застывает в белую снегообразную  массу с плотностью 1,65 г/см3, которая  возгоняется при температуре  — 78,5 °С (при атмосферном давлении).

Таблица 2 Свойства углекислого газа в точках росы

В табл. 2 приведены данные, характеризующие  свойства углекислого газа в точке  росы (начало конденсации).

Растворимость СО2 в воде с увеличением  давления возрастает. Массовая доля его  не превышает 6 %. С повышением температуры  до 80 °С и минерализации воды растворимость  СО2 уменьшается. С увеличением концентрации двуокиси углерода вязкость воды возрастает. Растворимость углекислого газа в нефтях является функцией давления, температуры, молекулярной массы и  состава нефти. С уменьшением  молекулярной массы углеводородов  растворимость СОэ в них возрастает. С очень легкими нефтями СОг  смешивается полностью при давлениях 5,6 — 7 МПа. Тяжелые нефти в жидкой двуокиси углерода растворяются не полностью — нерастворимый остаток состоит из тяжелых углеводородов (смол, твердых парафинов и т. д.). С увеличением соотношения объема жидкой углекислоты к объему нефти в смеси растворимость нефти возрастает.

Для характеристики состава и свойств  нефти часто используется эмпирический параметр, впервые введенный Ватсоном, который называется характеристическим фактором. Он зависит от содержания в нефти углеводородов различного группового состава. Характеристический фактор для парафиновых нефтей уменьшается  с увеличением в них нафтеновых углеводородов. Его значение еще  меньше для иефтей, содержащих значительные количества ароматических углеводородов.

Для увеличения нефтеотдачи пластов  углекислый газ в качестве вытесняющей  нефть оторочки нагнетается в  сжиженном виде в пористую среду  и затем проталкивается карбонизированной  водой.) По результатам лабораторных исследований при объеме оторочки жидкой углекислоты, равном 4—5 % от объема пор  обрабатываемого участка, нефтеотдача  возрастает более чем на 50 % по сравнению  с нефтеотдачей при обычном заводнении. Углекислый газ — эффективное  средство увеличения нефтеотдачи как  карбонатных коллекторов, так и  песчаников, в которых пластовое  давление составляет 5,6 МПа и более, а температура изменяется в пределах 24—71 °С.

Значительные количества необходимого углекислого газа можно получить путем улавливания его из дымовых  и других газов. Углекислый газ является побочным продуктом ряда химических производств. Встречаются в природе  также залежи углекислого газа с  примесями других газов.

В заключение следует отметить, что  углекислый газ в нефтепромысловом деле применяется также для охлаждения забоев скважин (используется СО2 в  твердом, виде) с целью повышения  эффективности кислотных обработок. Холодная соляная кислота способна проникать в карбонатный пласт  в удаленные от забоя скважин  зоны, сохраняя свою активность. Кроме  того, само добавление СО2 в соляную  кислоту также улучшает результаты обработок скважин вследствие замедления скорости реакции.

4.4 Мицелярные растворы

Как известно, (нефть и вода при  обычных условиях в коллекторах  не смешиваются. Образующиеся на контактах  нефти и воды в пористых средах границы раздела приводят к возникновению  многочисленных капиллярных эффектов, отрицательно влияющих на процесс фильтрации нефти и воды. Например, как было показано в предыдущих разделах, фильтрация в пористых средах многофазных систем (смесей нефти, воды и газа) приводит к повышенным сопротивлениям. Процесс  вытеснения нефти водой может  быть приближен к условиям фильтрации однородных систем без ощутимого  влияния на движение флюидов многочисленных границ раздела, если между нефтью и  водой поместить оторочку мицеллярного раствора (смеси углеводородных жидкостей, воды и поверхностно-активных веществ, растворимых в углеводородах, и  стабилизаторов). В качестве стабилизаторов обычно используются спирты (изопропиловый, бутиловый и др.) J Углеводородную часть мицеллярного раствора может  составить легкая нефть фракции  С5+.

Нефтерастворимыми поверхностно-активными  веществами (ПАВ) являются нефтяные сульфонаты, алкиларилсульфонаты, алкилфенолы. При  содержании в системе поверхностно-активных веществ концентрации выше критической  концентрации мицеллообразования ПАВ  находится в растворе в виде сгустков (мицелл), которые способны поглощать  жидкости, составляющие их внутреннюю фазу. При значительной концентрации ПАВ последние в процессе перемешивания  вместе с нефтью и водой образуют нефтеводяные агрегаты — мицеллы, строение которых зависит от количественного  состава компонентов и их свойств. На рис. приведены схемы строения мицелл с водяной и нефтяной основой. У мицеллы с водяной основой  внешней фазой является нефть. Молекулы ПАВ полярной частью (кружочки на рис. 8 обращены к воде, а углеводородными  цепями — к нефти. Несмотря на содержание в таком мицеллярном растворе до 95 % воды, он хорошо смешивается с нефтью, ибо внешней фазой даже при большой концентрации воды в системе оказывается нефть).