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.
Дата добавления: 2015-07-13; Просмотров: 1630; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы! Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет |