РозРОБКА ТЕХНОЛОГІЇ ПІДВИЩЕННЯ НАФТОВИЛУЧЕННЯ ЗА МЕТОДОМ ПАР

Заводнення на сьогодні є основною технологією видобутку нафти, але при цьому у покладі залишається не видобутою значна частина нафти. Так, у сприятливих умовах при витісненні нафти водою коефіцієнт нафтовіддачі може сягати 0,65-0,7, а при відборі так званих важковидобувних запасів (мала проникність, велике неоднорідність пласта, висока в'язкість нафти) він складає лише 0,3-0,35.

Неповне витіснення нафти водою з пластів зумовлене: 1) капілярними силами; 2) мікро- та макронеоднорідністію пластів; 3) в’язкістю нафти.

Капілярні сили викликані капілярним тиском

(6.1)

де у – поверхневий натяг не межі поділу нафта - вода; и – кут змочування поверхні пор водою; r – радіус порового каналу.

Поверхні порових каналів в основному гідрофільні, тобто добре змочу-ються водою (кут змочування и < 90°), хоча під дією асфальтенів нафти частково можуть бути гідрофобізовані (и > 90°).

Для кожного окремо взятого зразка породи розмір пор змінюється у широких межах. Наприклад, у середньопроникних пластах (0,4-0,5 мкм2) радіус пор може змінюватися практично від нуля до 100-150 мкм2 при середньому значенні 10-20 мкм2, тобто має місце мікронеоднорідність порового простору. У дрібних порах капілярний тиск сягає 0,03-0,05 МПа.

На фронті витіснення у гідрофільних пластах під дією капілярних сил рідина швидше надходить у дрібні пори, ніж у великі (внаслідок більшої вели-чини капілярного тиску у дрібних порах). Тобто капілярні сили у гідрофільних пластах вирівняють фронт витіснення, сприяють витісненню нафти з дрібних пор, підвищуючи тим самим нафтовіддачу. При цьому необхідно, щоб швид-кість переміщення фронту витіснення була співрозмірною швидкості капіляр-ного всмоктування. Але таке можливе лише за дуже малих перепаді р тиску (до 0,3 МПа) між зонами закачування води та нафти, які в 15-20 разів менші від тих перепадів, що має місце на практиці й забезпечують економічно обґрунтовані темпи відбору нафти.

За реально існуючих швидкостей витіснення під дією гідродинамічного перепаду тиску нафти з випередженням витісняється з великих порових кана-лів, а під дією капілярних сил вона з дрібних пор витісняється водою в уже об-воднені великі пори, де утворюються окремі краплини (глобули) нафти у воді.

Для витіснення краплини нафти з порового каналу змінного перерізу не-обхідно перебороти різницю капілярних тисків (ефект Жамена), що визначаєть-ся за формулою Лапласа

(6.2)

де , - відповідно більший (розширення)і менший (звуження) радіус порового каналу.

У гідрофобних колекторах вода може знаходитися тільки у центральній частині великих пор, тому нафта, то знаходиться у вигляді плівки на стінках великих пор та у дрібних порах дуже погано витісняється водою (коефіцієнт ви-тіснення сягає лише 0,25-0,4). З попереднього зрозуміло, що усунення капіляр-них сил також сприятиме підвищенню нафтовіддачі. У частково гідрофобізова-них пластах картина витіснення буде якоюсь мірою проміжною.

Зі збільшенням в’язкості нафти, точніше, зі зменшенням величини спів-відношення в’язкостей води та нафти нафтовіддача зменшується.

Отже, зменшення чи усунення дії капілярних сил, вирівнювання проник-ностей у різних об'ємах (шарах, зонах) пласта та збільшення співвідношення в’язкостей витіснювального агента й нафти сприяє збільшенню нафтовилучен-ня. Досягнути збільшення нафтовилучення вдається введенням різних домішок до нагнітальної води.

Механізм процесу витіснення нафти із пластів водним малоконцентрованим розчином ПАР типу ОП-10 заснований на зниженні поверхневого натягу між нафтою і водою з 35-45 до 7-8,5 мН/м і зміні крайового кута змочування кварцової пластинки від 18 до 27є. Відповідно напруга змочування (у?cos(и)) зменшується у 8-10 раз. Досліди БашНИПИнефти показали, що оптимальною масовою концентрацією нейоногенних ПАР у воді слід вважати (0,05-1)%.

Дослідами ЦНДЛ показано, що використання традиційного заводнення навіть при приміненні гідродинамічних методів (циклічне заводнення, переміщення направлень фільтраційних потоків, та ін.) досягнути великої зміни нафтовилучення не можливе. В зв’язку з цим в курсовому проекті ми проектуємо фізико-хімічний метод підвищення нафтовилучення – вистіснення нафти ПАР.

В практиці розробки нафтових родовищ одержали розповсюдження МР, при розділенні яких активні компоненти (ПАР), які утворюють високомолекулярні агрегати (міцели), зосереджуються в основному лише в одній фазі: водній, нафтовій або проміжній міцелярній, яка знаходиться в рівновазі з водою і нафтою. Відповідна фаза називається зовнішньою фазою МР, а самі розчини водними (прямими), вуглеводневими (оберненими) або проміжними (мікроемульсіями).

Процеси витіснення нафти цими розчинами мають особливості, які зумовлені тим, що МР включають переваги розчинників і розчинів високомолекулярних ПАР і володіють властивістю вбирати в себе воду або нафту, знижуючи поверхневий натяг на границі контакту фаз до наднизьких значень і створюють тим самим умови їх часткового або повного змішування. Крім того, тип МР може змінюватися при витісненні в результаті інверсії, зумовленої, наприклад, різним вмістом міцелярних солей в розчинах і пластових водах.