Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Образования эмульсии в призабойной зоне




Набухание глинистых частиц

Механизмы влияния дисперсионной среды промывочной жидкости

 

Как отмечалось выше, наибольшее отрицательное влияние фильтрата глинистых рас­творов проявляется при вскрытии коллекторов, содержащих на­бухающие глинистые частицы.

Снижение проницаемости продуктивного пласта в результате набухания глинистых частиц после проникновения фильтрата промывочной жидкости в призабойную зону зависит от типа глинистого минерала, степени его дисперсности, природы обмен­ных катионов, свойств воды (фильтрата промывочной жидко­сти) и др. Наибольшие объемные изменения происходят у глин группы монтмориллонита и его смесей с каолинитом и хлори­том. Значительное пептизирующее действие оказывают Na+ и Са2+, катионы Mg2+ и Н+ действуют слабее. Замена обменного катиона глины на Na+ резко уменьшает проницаемость, осо­бенно у глин, чувствительных к воде. Основной причиной умень­шения проницаемости является межкристаллическое и внутри-кристаллическое набухание, обусловленное ориентацией слоев диполей молекул воды между плоскостями глинистых частиц и на самих частицах. Как правило, пластовая вода продуктивного горизонта не снижает проницаемости коллектора, так как вследствие устано­вившегося ионного равновесия глинистые частицы не набухают[32].

Наибольшее набухание происходит при щелочной воде, наи­меньшее— при жесткой. При соприкосновении щелочной воды с глинистыми частицами электролиты действуют как диспергаторы, облегчая механическое диспергирование частиц глины по микрощелям вследствие обменной адсорбции ионов и связывая вэтих микрощелях дисперсионную среду в виде гидратных обо­лочек значительной толщины.

На степень набухания влияет состав самой глины. Ниже приведена кинетика набухания бентонитов [32].

Состав глины........... Са-бентонит Na-бентонит

Время предельного набухания, ч 24 420

Величина предельного набухания, % 124 840

рН фильтрата.......... 7,6 8,64

при прочих равных условиях су­щественное влияние на процесс набухания глинистых частиц оказывают продолжительность вскрытия продуктивного пласта и количество проникшей в него воды.

Чем дольше время вскрытия и чем больше воды проникает в пласт, тем более благоприятные условия будутсозданы для набухания глинистых частиц и, следовательно, для снижения проницаемости призабойной зоны.

 

Из анализа освоения скважин после бурения и капитального ремонта, научно-исследовательских и опытных работ в области нефтяных эмульсий следует, что одной из основ­ных причин снижения естественной проницаемости призабойной зоны и, следовательно, уменьшения производительности нефтя­ных скважин, является проникновение в пласт воды и образование в пористой среде (в призабойной зоне пласта) стойкой водонефтяная эмульсии. Эмульсия может об­разоваться не только в призабойной зоне, но и на некотором отдалении от нее, измеряемом зоной проникновения воды в глубь пласта.

При перемешивании воды и нефти возможно образование эмульсии двух видов: гидрофобной В—Н (вода в нефти) и гид­рофильной Н—В (нефть в воде). В первый момент взаимного диспергирования образуются эмульсии обоих видов. Однако выживает и может существовать практически долго эмульсия лишь одного из этих видов — вода в нефти.

Известно, что чем меньше поверхностное натяжение на гра­нице нефть—вода, тем лучше будут диспергироваться вода в нефти и нефть в воде. Низкое поверхностное натяжение в свою очередь зависит от наличия поверхностно-активных ком­понентов в нефти и воде. Наиболее поверхностно-активными компонентами нефти являются нафтеновые кислоты, асфальтены и смолы.

В щелочных водах поверхностно-активными компонентами являются натриевые мыла, которые образуются в результате омыления жирных и нафтеновых кислот. Поэтому, если пласт содержит активную нефть, а проникающая вода имеет щелоч­ную характеристику, то условия диспергирования значительно облегчаются. Можно сделать вывод, что условия диспергирова­ния воды в нефти и нефти в воде в призабойной зоне будут наиболее благоприятны при продолжительном и резком коле­бании давления на забое скважины во время вскрытия продук­тивного пласта, при наличии активной нефти и щелочной ха­рактеристики воды, проникающей в пласт.

 

Эмульсии, полученные из чистых жидкостей, очень нестойки; капельки при соприкосновении друг с другом сливаются (коалесцируют), и дисперсная система постепенно расслаивается на две несмешивающиеся жидкости. Достаточно устойчивые эмульсии могут бытьполучены лишь при добавлении к двум образующим их жидким фазам эмуль­гатора, адсорбирующегося на поверхности раздела фаз.

Устойчивость нефтяных эмульсий, как было показано в ра­ботах П. А. Ребиндера и Н. Н. Сербиной, связана с обра­зованием на поверхности капелек эмульсии защитной коллоид­но-адсорбционной диффузной оболочки со стороны дисперсион­ной среды. Из изложенного следует, что наличие эмульгатора является вторым необходимым условием возможности образования эмульсии в призабойной зоне.

Природными эмульгаторами указанных выше типов нефтяных эмульсий являются слабые по­верхностно-активные высокомолекулярные углеродистые веще­ства, которые не обладают заметной поверхностной активностью вследствие крупности, сложности строения и достаточной сим­метрии их коллоидных частиц. К этой группе эмульгаторов относятся высокоуглеродистые вещества: асфальтены, смолы и другие, придающие нефтям темную окраску и потому называемые «черными эмульгато­рами». Эти вещества, адсорбируясь на границе раздела вода—нефть, создают пограничные слои с высокими механическими свойст­вами.

Нефти, не содержащие в своем составе асфальтенов, не будут образовывать эмульсии в результате проникновения воды в нефтяной пласт во время его вскрытия. Наличие асфальтенов в нефти способствует об­разованию эмульсий различной стойкости, не поддающихся рас­слоению без принятия специальных мер по вытеснению адсорб­ционного слоя эмульгатора и замене его слоем более поверх­ностно-активного вещества.

Наряду с указанными причинами высокое содержание ас­фальтено-смолистых веществ и парафина в нефти, а также низ­кая температура в пласте в значительной мере способствуют успешному образованию эмульсии в призабойной зоне.

Нефтяные эмульсии, образующиеся в призабойной зоне, сильно затрудняют приток нефти к скважине. Они не только обладают высокой вязкостью, но часто бывают малотекучими, тиксотропными и в состоянии покоя могут больше похо­дить на упругий гель, чем на жидкость.

Так как вязкость эмульсии во много раз выше вязкости чи­стой нефти, то образование эмульсии в призабойной зоне всегда будет значительно уменьшать производительность нефтяных скважин.




Поделиться с друзьями:


Дата добавления: 2015-07-13; Просмотров: 1590; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.014 сек.