Cтраница 1
Гидрофилизация породы в связи с действием растворов щелочей и ПАВ может играть роль в интенсификации капиллярной пропитки только при достаточно высоких значениях межфазного натяжения. При этом капиллярные силы имеют тот же порядок, что и при обычном заводнении. [1]
Поверхностно-активные вещества, применяемые в нефтедобывающей промышленности для увеличения нефтеотдачи пластов, обычно рассматриваются как средства, повышающие нефтевымы-вающую способность воды за счет гидрофилизации породы и снижения поверхностного натяжения на границе воды с нефтью. Результаты проведенных исследований показали, что некоторые неионогенные нефтерастворимые ПАВ уменьшают ПДНС и ГДДС нефти. Добавление небольшого количества ПАВ приводит к существенному снижению эффективной вязкости и увеличению подвижности нефти, фильтрующейся в области движения структурированной системы. [2]
Также следует отметить, что концентрированные растворы щелочей, благодаря высокой способности подавления нгшухаемости глин терригенных песчаников и разрушения тяжелых компонентов нефти, приводят к сильной гидрофилизации породы и улучшают процесс их закачивания в пласт через нагнетательные скважины. [3]
Также следует отметить, что концентрированные растворы щелочей, благодаря высокой способности подавления набухаемости глин терригенных песчаников и разрушения тяжелых компонентов нефти, приводят к сильной гидрофилизации породы и улучшают процесс их закачивания в пласт через нагнетательные скважины. [4]
Концентрированные растворы щелочей обладают высокой способностью подавления набухаемости глин, содержащихся в песчаниках, и разрушения тяжелых компонентов нефти, различных окисных пленок. Это приводит к гидрофилизации породы, что улучшает процесс закачивания через нагнетательные скважины, практически не уменьшая ( нередко увеличивая) при этом приемистость. [5]
Кроме уменьшения поверхностного натяжения некоторые ПАВ гидрофо-бизуют поверхности поровых каналов в породе. ПАВ, применяемые в водо-нагнетательных скважинах, способствуют гидрофилизации пород, разрыву пленки нефти и уменьшению поверхностного натяжения на границе с нефтью. Остаточная нефть в виде пленки и капель, прилипших к твердой поверхности, хорошо отмывается и увлекается в глубь пласта струей воды. [6]
Рост фильтрационных сопротивлений обусловлен снижением водонасыщенности пористой среды в результате появления третьей фазы ( газа) и проявлением физико-химических процессов в пласте после закачки пены. При закачке раствора ПАВ в пористую среду происходит гидрофилизация породы в результате десорбции асфальтенов, межфазное натяжение на границе нефть - раствор ПАВ снижается. Все это создает предпосылки к диспергированию нефти ( образование эмульсии) и снижению проницаемости для воды. Появление газа в пористой среде приводит к более интенсивному эмульгированию нефти. В некоторых случаях вокруг газовых пузырей образуется нефтяная оболочка, стабилизирующая газовые включения. [7]
Если буровой раствор на водной основе, а пласт гидрофобный, то фильтрат бурового раствора будет по отношению к пористой среде несмачивающей жидкостью. Однако при его проникновении в при-скважинную зону возможна частичная гидрофилизация пород, слагающих призабойную зону скважины. Тем самым пласт станет смешанным по смачиваемости, и формулировка краевой задачи несколько усложняется. [8]
Анализируя динамику вытеснения нефти указанными растворами ( рис. 1, 2, 3), следует также отметить, что основное количество нефти при повышенной концентрации вытесняется в процессе закачивания раствора до достижения равновесной концентрации реагента. Этому способствуют, по-видимому, интенсивные процессы образования различных микроэмульсий, дисперсий КМ в воде и гидрофилизации породы при закачивании таких растворов. Рентабельное применение растворов КМ повышенных концентраций для повышения нефтеотдачи пластов может быть обеспечено применением малообъемных оторочек раствора. В этой связи проведены дополнительные опыты. [9]
Требования к ПАВ для кислотной обработки нагнетательных скважин отличаются от требований, предъявляемых при обработках эксплуатационных скважин. ПАВ здесь способствуют увеличению гидрофилизирующих свойств отработавшего кислотного раствора. Гидрофилизация породы приводит к уменьшению угла избирательного смачивания для воды, в результате чего капиллярные силы становятся направленными в сторону движения потока кислоты - от забоя в пласт. Это приводит к более полному отмыву нефти в призабойной зоне и облегчению вытеснения ее из пределов ПЗП в глубь пласта. Для нагнетательных скважин высокоактивными являются неионогенные ПАВ. [10]
Требования к ПАВ для кислотной обработки нагнетательных скважин отличаются от требований, предъявляемых при обработках эксплуатационных скважин. ПАВ здесь способствуют увеличению гидрофилизирующих свойств отработанного кислотного раствора. Гидрофилизация породы приводит к уменьшению угла избирательного смачивания для воды, в результате чего капиллярные силы становятся направленными в сторону движения потока кислоты - от забоя в пласт. Это приводит к более полному отмыву нефти в призабойной зоне и облегчению вытеснения ее из пределов ПЗП в глубь пласта. [11]
Во вторую группу входят вещества, поверхностно-активные на границе двух несмешивающихся жидкостей или на твердых поверхностях раздела, не образующие структуры ни в объеме раствора, ни в поверхностных слоях. В результате такой ориентированной адсорбции ПАВ происходят гидрофобизация первоначально гидрофильных твердых поверхностей и, наоборот, гидрофилизация первоначально гидрофобных поверхностей. При этом особенно резко выражается эффект гидрофобизации. Такие ПАВ применимы для обработки ПЗП, для гидрофобизации или гидрофилизации породы. [12]
Точки соединены линиями для наглядности. Равновесная толщина прослойки при 20 С для диамин-диолеата значительно больше, чем для ОП-10, а при 50 С меньше. При ОП-10 с ростом температуры толщина прослойки почти не претерпевает изменений, при диамин-диолеате она сильно убывает. С этой точки зрения при высоких температурах диамин-диолеат вряд ли может быть рекомендован для гидрофилизации породы; более приемлемым для этой цели является водорастворимый ПАВ. [13]
Исходя из изложенного, путь моделирования, проводимый в отрыве от физико-химических свойств реальных пластовых жидкостей, не может быть приемлем. Следовательно, задача приближенного моделирования и заключается в выявлении наиболее медленных стадий, контролирующих процесс последующим моделированием их в эксперименте согласно теории подобия. Такими процессами являются физико-химические, сопровождающие фильтрацию нефти в породе и ее вытеснение водой. Это адсорбционные и десорбционные процессы активных компонентов нефти на границе с твердой и водной фазами, следствием которых является гидрофобизация или гидрофилизация породы и. [14]
Применение растворов щелочей и полимеров приводит практически к синергетическому эффекту. Механизм вытеснения нефти щелочно-полимерными растворами условно можно описать следующим образом. Взаимодействие щелочи с кислотными компонентами в нефти приводит к снижению межфазного натяжения на границе нефть-раствор щелочи. При этом происходит эмульгирование нефти ( в зависимости от активности нефти) и гидрофилизация породы. Кроме того, добавка щелочи улучшает фильтрационные свойства полимера. С увеличением рН - раствора резко уменьшается адсорбция полимера, а сам полимер, как известно, позволяет увеличить охват пласта воздействием. Разработаны различные технологии применения щелочно-полимерных растворов, которые можно условно объединить в две группы: одновременная и поочередная закачка растворов щелочи и полимера. Оптимальная технология применения метода - шелочно-полимерного заводнения должна обосновываться лабораторными и теоретическими исследованиями в каждом отдельном случае применительно к условиям конкретного месторождения. [15]