Технология и техника физико-химических МУН.

Это полимерное заводнение, заводнение с ПАВ и щелочное заводнение.

Заводнение водными растворами неионогенных ПАВ направленных на снижение поверхностно-активного натяжения на границы нефть-вода, увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. Применение ПАВ позволяет примерно на 10-15 % увеличить нефтеотдачу и 1,5-2 раза сократить сроки разработки залежи.

Процесс разработки нефтяного месторождения при заводнениес применением водных растворов ПАВ осуществляется с минимальными изменениями в технологии и системе размещения скважин.

Закачка ПАВ осуществляется по следующим технологиям : долговременное дозирование, закачка с КНС больших объемов растворов ПАВ низкой концентрации, разовая закачка малых растворов высокой концентрации ПАВ в отдельной нагнетательной скважине при первичном вытеснении нефти.

Полимерное заводнение. Раствор высокомолекулярного полимера нагнетают в пласт в виде оторочки. Основой применения полимера для заводнения нефтяных пластов является их способность весьма повышать фильтрационные сопротивления в водонасыщенной части пласта. Технологическая эффективность закачки полимеров достаточно высока( 1000-5000 тонн добытой нефти). Недостатоки-разрушение крупных молекул полимера под действием температуры, кислорода от механического воздействия, высокая цена.

Щелочное заводнение. При взаимодействии некоторых нефтейс растворами щелочи образуются ПАВ. ПАВ формируются непосредственно на границе нефть-вода, раствор щелочи снижает поверхностное натяжение. Способствует образованию эмульсий нефть-вода в промытых зонах, тем самым выравнивает неоднородность фильтрационных сопротивлений. Недостаток- коррозия оборудования.

Также относятся методы снижения проницаемости для воды, закачкой раствора полиакриламида. Образуется осадок при смешивании, применение таких потокотклоняющих технологий способствует выравниванию профиля приемистости нагнетательной скважины, перераспределению фильтрационных потоков, ликвидации прорыва воды.

Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффи­циентов вытеснения и охвата одновременно или одного из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие за­воднение, которые основаны на снижении межфазного поверх­ностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз и обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и ох­вата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости ра­бочих агентов с нефтью и водой.

1 Методы, улучшающие заводнение

К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.

Неионогенные ПАВ типа ОП-10 при оптимальном массовом содержании 0,05-0,1 % обеспечивают снижение поверхност­ного натяжения от 35-45 до 7-8 мН/м, увеличение угла сма­чивания от 18 до 27° и уменьшение натяжения смачивания в 8-10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повы­шение нефтеотдачи не более чем на 2-5%. Вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономи­ческая эффективность становится весьма сомнительной.

Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2-3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10-20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Тех­нология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе разме­щения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ раз­работана установка УДПВ-5. Данный метода в основном связан с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцен­трированных (0,05-0,5%) и высококонцентрированных (1-5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием компо­зиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяже­ния до 0,01-0,05 мН/м.

Метод полимерного заводнения основан на способности рас­твора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивле­ния) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за рас­твором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Рекомендуется оторочка размером 0,1-0,5 от объема пор с концентрацией 0,01-0,1 %. Гель ПАА не технологичен в при­менении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой темпера­туре). Для приготовления раствора из порошка разработаны установки УДПП-1,5, УДПП-5, УДПП-200. Метод относится к дорогим, его перспективность применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного со­четания с другими методами повышения нефтеотдачи.

Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кисло­тами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчи­вые эмульсии и выделяются осадки. Для приготовления щелочных растворов могут ис­пользоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцини­рованная сода) Nа₂СО₃, гидроксид аммония (аммиак) NH₄OH, силикат натрия (растворимое стекло) Na₂SiО₃. Наиболее ак­тивные из них первый и последний (силикатно-щелочное завод­нение). 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. При взаимодей­ствии силиката натрия и хлористого кальция СаС1₂ образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiО₃, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отли­чаются большой сложностью.

2 Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов

После применения обычного заводнения, физико-гидродинами­ческих и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30-70 % запасов нефти. Эту остаточ­ную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, кото­рые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспектив­ные и высокопотенциальные методы вытеснения нефти мицеллярными растворами.

Мицеллярный раствор – это тонкодисперсная коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтя­ного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бути­ловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе прак­тически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным данным, коэффициент нефтсвытсснсния при мицеллярном завод­нении составляет 80-98 %.

Технология процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических ре­агентов: а) предоторочки (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого нат­рия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малокон­центрированного (20-50 % от объема пор) или высококонцен­трированного (5-15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30-60 % от объема пор) из по­лимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицелляр­но-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицел­лярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку до­бавляют спирт концентрации, равной его концентрации в ми­целлярном растворе.

Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрирован­ными, содержащими до 50-70 % углеводородов, до 8-10% сульфонатов, до 2-3 % стабилизатора, и малоконцентрирован­ными водными, содержащими углеводородов менее 5%, суль­фонатов до 2 % и стабилизатора менее 0,1 %. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают че­рез фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдержи­ваться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффектив­ность процесса.

Потенциальные масштабы применения метода очень боль­шие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтенасыщенностью более 30 % и вязкостью нефти менее 15-20 мПа-с). Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора.