Применение неионогенных ПАВ

Теоретическое, лабораторное и промысловое обоснование метода заводнения с применением неионогенных ПАВ типа ОП-10 осуществлено в нашей стране, в основном, институтом БашНИПИнефть. В настоящее время этот метод находится на стадии промышленного внедрения на месторождениях Башкирии, Татарстана, Азербайджана и может широко применяться по всей отрасли вследствие своей изученности, простоты технологии дозирования ПАВ в закачиваемую воду и эффективности воздействия на нефтенасыщенные пористые среды. Однако при этом необходимо отметить дефицитность и дороговизну этого реагента.

АДСОРБЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВОДНЫМИ РАСТВОРАМИ СИНТЕТИЧЕСКИХ ПАВ

Приведенные ниже представления о механизме адсорбции могут явиться основой для синтеза синтетических ПАВ и разработки рациональной технологии их применения при заводнении пластов в каждом отдельном случае.

Адсорбция природных поверхностно-активных компонентов нефти (ПАВ нефти).

В каждом нефтяном пласте, независимо от его минерального состава, свойств нефти и воды, температуры и давления, часть нефти соприкасается с твердой поверхностью, часть - с погребенной водой, которая подстилается под нефтью в виде прослойки той или иной толщины. Там, где нефть непосредственно соприкасается с твердой поверхностью, имеет место адсорбция природных ПАВ нефти из самой нефти, там, где она смочена погребенной водой адсорбция их из погребенной воды. Это те природные ПАВ нефти, которые растворились в воде. Гидрофильными группировками молекулы природных ПАВ нефти обращаются в сторону твердой поверхности, гидрофобными - в сторону жидкости, независимо от того смачивается ли твердая поверхность нефтью или водой. В обоих случаях при адсорбции природных ПАВ нефти твердая поверхность гидрофилизируется. На части ее, смоченной нефтью, адсорбируется высокомолекулярные природные ПАВ нефти, на части, смоченной водой, низкомолекулярные. Если в нефти или в водной прослойке под нефтью содержание природных ПАВ нефти соответствует предельной адсорбции их на твердой поверхности, то на этой поверхности выстраивается плотный частокол молекул, препятствующий адсорбции на ней каких-либо других ПАВ, например синтетических. Адсорбция, в зависимости от характеристики минералов, слагающих пласт и самих природных ПАВ нефти, может быть физической или химической.

\Возможно и существование водородной связи. Наиболее прочно молекулы природных ПАВ нефти фиксируются на твердой поверхности при химической адсорбции.

Есть основание говорить, что при всех указанных выше видах адсорбции прочность связи молекул природных ПАВ нефти с твердой поверхностью большая. Они трудно поддаются десорбции неполярными растворителями и водой при заводнении пластов. Над первым слоем молекул природных ПАВ нефти на твердой поверхности, смоченной нефтью, возможно образование и большего числа слоев молекул природных ПАВ нефти второго, третьего, четвертого и т.д. Согласно правилу уравнивания полярностей молекулы последнего слоя, также как и молекулы первого слоя, гидрофобными группировками должны быть обращены в сторону нефти, т.е. гидрофобизировать твердую поверхность. В этом случае вместо полимолекулярной адсорбции имеет место по существу адсорбция мицелл, приводящая к образованию на твердой поверхности структурированной нефти, обладающей пластичностью и упругостью формы - предельным напряжением сдвига. С удалением от твердой поверхности сила связи между молекулами слоев природных ПАВ нефти убывает, и нефть на некотором расстоянии от твердой поверхности приобретает свойства, соответствующие ее обычному состоянию. Насыщенность твердой поверхности, смоченной нефтью, молекулами природных ПАВ нефти зависит от содержания этих ПАВ в ней и от степени их поверхностной активности. Насыщенность молекулами природных ПАВ нефти твердой поверхности, смоченной погребенной водой, зависит еще и от растворимости их в воде. Чем больше растворяются они в погребенной воде, тем больше оказывается насыщенной ими твердая поверхность и, соответственно, ее гидрофобизация. С гидрофобизацией твердой поверхности действие молекулярных сил ее на воду ослабевает, вследствие чего она становится более подвижной, и больше отжимается нефтью, что приводит к уменьшению содержания в пласте погребенной воды. На твердой поверхности могут адсорбироваться жирные и нафтеновые кислоты, асфальтены и смолы и многие кислород-, азот-, серусодержащие соединения. Жирные кислоты подавляют адсорбцию нафтеновых кислот, последние подавляют адсорбцию асфальтенов, асфальтены в свою очередь - адсорбцию смол. Поэтому в процессе миграции нефти, породой в первую очередь адсорбируются из нефти жирные кислоты, затем нафтеновые, а после уже асфальтены и смолы. Большой поверхностной активностью по отношению к твердой поверхности обладают порфирины. Роль их в адсорбционных процессах, по-видимому, значительна, там, где в нефтях мало природных ПАВ, там насыщенность твердой поверхности ими меньшая, гидрофильность же пород - большая. Большое содержание в пласте погребенной воды косвенно указывает на малую насыщенность поверхности природными ПАВ.

Адсорбция при закачке в пласт водного раствора синтетических ПАВ - оксиэтилированных фенолов.

Известно, что часть этих ПАВ растворяется в нефти, часть - в воде. При растворении их в нефти на твердой поверхности, смоченной нефтью, происходят следующие явления. Молекулы синтетических ПАВ диффундируют к твердой поверхности, по пути адсорбируются на мицеллах природных ПАВ нефти, образующих структуру, разрушают ее, и затем начинают в первую очередь адсорбироваться на участках твердой поверхности у свободных от молекул природных ПАВ нефти. При этом, как и молекулы природных ПАВ нефти, они также своими гидрофобными группировками обращаются в сторону нефти и, следовательно, еще больше гидрофобизируют твердую поверхность. На поверхности, смоченной водой, свободные участки ее также заполняются молекулами синтетических ПАВ, но только растворенных в воде. Своими гидрофобными группировками эти молекулы обращаются в сторону воды. Следовательно, в первый момент адсорбция молекул синтетических ПАВ приводит к гидрофобизации твердой поверхности не только смоченной нефтью, но и водой. При этом, чем больше оказывается насыщенной твердая поверхность молекулами природных ПАВ нефти, тем меньше требуется молекул синтетических ПАВ для насыщения первого слоя. На твердой поверхности, смоченной водой, адсорбируются молекулы синтетических ПАВ с большим содержанием окиси этилена, чем на смоченной нефтью. Вслед за этой первой стадией адсорбции, гидрофобизирующей твердую поверхность со стороны нефти и воды, наступает вторая стадия. Когда твердая поверхность, смоченная нефтью, полностью насыщается молекулами природных ПАВ нефти и молекулами синтетических ПАВ, последние, продолжая адсорбироваться, образуют на твердой поверхности второй слой молекул, гидрофильная группировка которых обращается в сторону нефти. Поверхность, смоченная нефтью, гидрофилизируется. Второй слой молекул связывается с первым физическими силами адсорбции. Прочность его связи с ним меньше, чем прочность связи первого слоя с твердой поверхностью, независимо от того, адсорбировались ли молекулы его на ней физически или химически. При больших концентрациях синтетических ПАВ в нефти возможно образование и третьего слоя молекул. Есть основание говорить, что этот слой, гидрофобизирующий твердую поверхность, слабо связан со вторым, легко отходит от него в объем нефти при незначительных возмущениях. Основными слоями на твердой поверхности, определяющими ее характеристику, являются первый и второй слои. Второй слой молекул синтетических ПАВ образуется и на твердой поверхности, смоченной ранее погребенной водой при смешении ее с раствором ПАВ. Молекулы этого слоя содержат большее количество окиси этилена, чем молекулы, адсорбировавшиеся на смоченной нефтью поверхности.

Таким образом, мы видим, что чем больше на твердой поверхности адсорбировано природных ПАВ нефти, чем сильнее связь их с твердой поверхностью, тем меньше на ней адсорбируются синтетические ПАВ. Расход окиси этилена возрастает с ростом части поверхности пласта, смоченной водой. Из вышеизложенного следует, что для закачки в пласт надо подбирать такие синтетические ПАВ, которые бы возможно меньше замещали природные ПАВ нефти на твердой поверхности и, что во, постепенно переходить на закачку ПАВ, более растворимых в нефти.

Образование второго слоя молекул синтетических ПАВ на твердой поверхности, смоченной нефтью, способствует смачиванию ее водой - разрыву ею пленки нефти на твердой поверхности и отрыву от нее нефти. При отрыве капли нефти от твердой поверхности второй слой молекул синтетических ПАВ менее прочно связанный с нефтью, чем первый, втягивается в каплю, и дополняет слой молекул на ее поверхности, если последняя до этого не была до предела насыщена ими. При этом молекулы второго слоя, оторванные от твердой поверхности каплей нефти, поворачиваются на ее поверхности своими гидрофильными группировками в сторону воды. Это еще больше снижает межфазное натяжение воды на границе с каплей нефти. B первый момент отрыва капли от твердой поверхности на ней остаётся первый слой молекул: молекул природных ПАВ нефти и молекул синтетических ПАВ. Твердая поверхность вновь становится гидрофобной. Вероятность описанного механизма явления при отрыве капли нефти от твердой поверхности, возрастает с уменьшением прочности связи молекул второго слоя с первым, т.е. с уменьшением гидрофобной группировки в первом и втором слое молекул. Если второй слой молекул не переходит в каплю нефти при ее отрыве от твердой поверхности, то последняя остается гидрофильной. При переходе же этого слоя в каплю, вслед за отрывом ее на твердой поверхности начинают адсорбироваться молекулы синтетических ПАВ, но теперь уже из воды. Вновь образуется второй слой молекул, гидрофилизирующий твердую поверхность, что препятствует повторному прилипанию к ней оторвавшихся от нее капель нефти.

Приведенные выше представления о механизме адсорбции ПАВ указывают на необходимость определения величины адсорбции и десорбции их с учетом растворения закачиваемых ПАВ в нефти и воде, а также имевшей место адсорбции природных ПАВ нефти в породе. Определять адсорбцию и десорбцию ПАВ на экстрагированных кернах не правильно. Величина адсорбции их в этом случае может быть намного завышена, а десорбция - заниженной.

Десорбция синтетических ПАВ при замене раствора их водой

В этом случае с твердой поверхности, отмытой от нефти, отрываются (десорбируются) и переходят в воду, в первую очередь, молекулы второго слоя. Первый слой остается на твердой поверхности из-за прочной связи с ней молекул природных ПАВ нефти и синтетических ПАВ. Твердая поверхность становится вновь гидрофобной. То же самое происходит и с твердой поверхностью, ранее смоченной раствором синтетических ПАВ. На ней тоже остается первый слой молекул природных ПАВ нефти и синтетических ПАВ. Поверхность гидрофобизируется. Из оторвавшейся от твердой поверхности нефти и нефти, прилипшей к ней молекулы синтетических ПАВ, также начинают переходить в воду. Количество их в нефти уменьшается. Переходит в воду в первую очередь та часть синтетических ПАВ, которая хорошо растворяется в воде. С твердой поверхности, смоченной нефтью, постепенно переходит в воду второй слой молекул. Гидрофобизация поверхности происходит и здесь. Вместе с тем молекулы синтетических ПАВ, перейдя из нефти в воду, начинают в какой-то мере адсорбироваться на твердой поверхности, смоченной водой и замедляют, тем самым, процесс смыва с этой части поверхности второго слоя, то есть, ее гидрофобизацию. Если при этом первый слой на твердой поверхности, смоченной водой, оказывается не насыщенным еще полностью молекулами природных и синтетических ПАВ, то он в какой-то мере донасыщается ими. При десорбции мы теряем больше ту часть синтетических ПАВ, которая лучше растворяется в нефти, т.е. часть с меньшим содержанием окиси этилена. Эта часть ПАВ переходит в воду медленнее и в меньшем количестве.

Адсорбция при замене воды раствором синтетических ПАВ

Если вода снова заменяется раствором, то на части твердой поверхности, смоченной нефтью, вновь начинает происходить адсорбция из нефти молекул растворившихся в ней синтетических ПАВ, на части же, ранее смоченной нефтью, а теперь уже раствором, начинает происходить адсорбция молекул синтетических ПАВ из воды. В обоих случаях адсорбция физическая. На поверхности, ранее смоченной погребенной водой, снова адсорбируются молекулы синтетических ПАВ из воды на первом слое и вновь ее гидрофилизируют. Адсорбция молекул здесь физическая.

В этих рассуждениях исключили возможность десорбции с твердой поверхности первого слоя молекул природных и синтетических ПАВ, считая их прочно связанными с нею, и что если десорбция имеет место в какой-то мере при закачке раствора ПАВ и замене его водой, то это должно несколько увеличить адсорбцию ПАВ, так как вместо природных ПАВ на твердой поверхности будут адсорбироваться синтетические ПАВ с более размытой гидрофильной группировкой, чем в рассматриваемых случаях.

Практические следствия.

Из приведенных выше представлений о механизме адсорбции ПАВ можно сделать следующий важный для практики вывод. Чтобы иметь возможно меньшую адсорбцию основного дорогостоящего ПАВ, целесообразно вначале перед его закачкой в пласт закачивать в него оторочку раствора из любого дешевого водорастворимого ПАВ со слабой гидрофобной группировкой. Молекулы такого ПАВ, заполняя на твердой поверхности промежутки между молекулами природных ПАВ нефти, будут гидрофобизировать ее, как со стороны нефти, так и со стороны воды и препятствовать адсорбции молекул основного ПАВ. Последний будет расходоваться, в основном, на гидрофилизацию гидрофобизованной дешевыми ПАВ твердой поверхности. В этом случае желательно, чтобы дешевые ПАВ как можно прочнее фиксировались на твердой поверхности. Адсорбция основного ПАВ будет в большей части физической и поэтому десорбция его при замене раствора будет большей. При этой технологии закачки эффект от применения основного ПАВ будет выше. Следует отметить, что чем больше будут размеры молекул основного ПАВ, тем меньше они будут адсорбироваться породой. Вместе с тем они будут и лучше десорбироваться при замене раствора ПАВ водой. Десорбция будет большей, если гидрофобная группировка в молекулах основного ПАВ будет слабой, по сравнению с гидрофильной.

Указанную технологию применения водных растворов синтетических ПАВ для увеличения нефтеотдачи необходимо осуществлять в первую очередь на тех месторождениях, нефти которых содержат малое количество природных ПАВ и в тех случаях, когда содержание погребенной воды в месторождениях большое или же когда они сильно обводнены. Не исключено, что при этой технологии водные растворы синтетических ПАВ могут быть эффективно применены; и для извлечения остаточной после заводнения нефти. Эта нефть находится в прилипшем к твердой поверхности состоянии, отличается она большим содержанием природных ПАВ и соответственно более резко выраженными реологическими свойствами, чем нефть, ранее извлеченная из пласта.
Если предположить, что поверхность пласта, смоченная нефтью, прямо пропорциональна ее содержанию в нем, то можно сделать вывод, что при заводнении со временем его поверхность, смоченная водой, возрастает. В конечной стадии разработки доля этой поверхности будет в большинстве случаев превышать долю поверхности, смоченной нефтью. Она будет тем больше, чем больше будут конечная величина нефтеотдачи при заводнении пластов.

В связи с этим, чтобы иметь возможно меньшую потерю закачиваемых синтетических ПАВ на части твердой поверхности пласта, смоченной водой, необходимо по мере увеличения обводнения постепенно увеличивать долю нефтерастворимой части в закачиваемых синтетических ПАВ. Для вытеснения остаточной нефти целесообразно будет закачивать более растворимые в нефти ПАВ с тем, чтобы адсорбцию их на смоченной водой поверхности свести к минимуму. В этом случае эффект от применения их будет определяться в основном гидрофилизацией ими твердой поверхности со стороны нефти и уменьшением межфазного натяжения воды на границе с ней. На первый план здесь может выдвинуться и эффект, связанный с подавлением ПАВ структурообразования в нефти на твердой поверхности. Первую стадию адсорбции - создание насыщенного слоя молекул на твердой поверхности можно осуществить, также путем создания ПАВ в самом пласте, закачкой в него различных кислот - серной, соляной, жирных и т.д., а также щелочи. Взаимодействуя с нефтью, они, как известно, образуют водорастворимые поверхностно-активные вещества анионного типа. Закачка оторочки водных растворов реагентов и вслед за ней водного раствора синтетических ПАВ даст, значительно больший эффект, чем применение каждого из указанных методов воздействия на пласт в отдельности.
Опытно-промышленные испытания различных неионогенных ПАВ на месторождениях Татарстана ведутся с 1971 г. в различных геолого-физических условиях как по технологии долговременного дозирования и закачки слабых растворов ПАВ, так и по "разовой" технологии, заключающейся в закачке малообъемных сравнительно концентрированных растворов в очаговые скважины. По первой технологии работают 38 нагнетательных скважин, по второй — 21 скважина.

Старейшими участками по опробованию ПАВ в девонских пластах являются Зеленогорский и Чишминский. Опытно-промышленные испытания по опробованию ПАВ на этих участках начаты в феврале 1972 и мае 1973 гг. Состояние разработки и геолого-физическая характеристика опытных участков позволили оценить влияние ПАВ на различных.стадиях выработки пластов — первичном вытеснении, из частично и полностью заводненных пластов.

На Зеленогорском участке закачка раствора. ПАВ проводилась в основной продуктивный пласт "а" горизонта Д1 в шесть скважин разрезающего ряда и четыре очаговые скважины, из которых в две скважины 4885 и 4887 закачивали раствор ПАВ с начала освоения их под закачку. В связи с различной стадией разработки отдельных частей опытный участок был для удобства условно разделен на три подучастка разрезающим нагнетательным рядом, а с запада линией выклинивания коллекторов, работало 30 эксплуатационных и 14 нагнетательных скважин. За истекший период было закачано 3021 тыс. м3 раствора ПАВ со средней накопленной концентрацией, равной 0,0247%, что в два раза ниже концентрации, рекомендуемой БашНИПИнефть. Анализ влияния закачки раствора ПАВ на суммарный коэффициент приемистости шести нагнетательных скважин разрезающего Зеленогорско-Холмовского ряда показал, что увеличение коэффициента приемистости по этим скважинам составило в среднем за весь период закачки 32,5% по сравнению с периодом до закачки ПАВ. Прирост закачки только по этим скважинам составил 380 тыс. м3, т. е. увеличился на 28% по сравнению с ожидаемой.

За рассматриваемый период по всему опытному участку количество закачанного раствора ПАВ составило 60% от нефтенасыщенного объема пор пласта. При этом, как показывает анализ продукции скважин на содержание ПАВ, заводнением охвачено около половины площади всего опытного участка, а по первому подучастку — уже более 70% его площади, так как во всех обводнявшихся скважинах участка прослеживается наличие ПАВ, а в целом по всему участку уже добыто около 2% от закачанного в пласт количества ПАВ.
Прирост закачки воды на третьем участке привел к приросту добычи нефти из близлежащего ряда эксплуатационных скважин примерно на 50 тыс. т, или же на 11,2% по сравнению с экстраполированной ожидаемой величиной добычи без воздействия раствора ПАВ. Всего было закачано 326 т ПАВ, следовательно, дополнительная добыча нефти, полученная из этого ранее частично заводненного участка в результате воздействия раствора ПАВ, составила на 1.07.1976 г. 155 г на 1 т ПАВ. На первом участке, где закачку ПАВ проводилась в обводненные пласты, прироста добычи нефти не наблюдалось.

Влияние закачки раствора ПАВ сказалось на некоторых показателях разработки опытного участка — увеличении средних дебитов нефти, стабилизации или уменьшении обводненности продукции, а также Повышении темпа отбора нефти. После начала закачки раствора ПАВ темп отбора везде увеличился, причем наименьшее падение темпа наблюдается на третьем участке.

На втором и третьем участках с началом закачки; ПАВ средний дебит скважин возрос значительно, обводненность продукции снизилась, темп отбора увеличился на втором участке в 2 раза (но к 1.07.1976 г. уже снизился до начального), а на третьем — более чем в 1,5 раза. Если на втором участке улучшение показателей разработки объясняется главным образом воздействием на пласт избирательно-очагового заводнения и повышением вследствие этого пластового давления, позволившим снизить приток подошвенной воды и соответственно обводненность продукции этой водой, то на третьем участке, где к началу эксперимента в пласт уже было закачано значительное количество обычной воды, улучшение показателей разработки можно целиком отнести за счет воздействия ПАВ.

Наблюдавшееся на всех участках снижение темпа добычи нефти показывает, что наиболее активное воздействие раствора ПАВ, происходившее в начальный период от первых порций оторочки, уже заканчивается. Это позволяет сделать вывод, что влияние последующих порций раствора ПАВ на показатели разработки окажется гораздо слабее, хотя при этим в пласте еще находится большой объем этого раствора, Продвижение которого по пласту может не дать никакого Эффекта по сравнению с обычной водой. Следовательно, рекомендуемый объем оторочки раствора ПАВ можно ограничить величиной 0,4-0,5 поерового объема пласта.

Необходимо отметить, что влияние закачки раствора ПАВ при первичном вытеснении т.е. на втором участке, сказалось буквально через месяц после начала закачки. Реагирование же скважин при доотмыве (первый и третий участки) началось при прокачке 0,3 — 0,35 порового объема пласта, т. е. также сравнительно быстро, что обусловлено, вероятно, опережающим продвижением раствора ПАВ по сравнению с обычной водой.

Анализ показателей разработки опытного участка по состоянию на 1.07.1976 г. несомненно, свидетельствует о положительном влиянии закачки ПАВ на интенсификацию добычи нефти на некоторых стадиях разработки залежи. Оценить влияние ПАВ на повышение нефтеотдачи пластов пока не представляется возможным до перехода участка в более позднюю стадию разработки.

Закачка раствора ПАВ на Чишминском опытном участке проводилась в семь скважин Чишминско-Сармановского разрезающего ряда в районе КНС-60, ранее закачивавшей обычную воду в два продуктивных пласта До и Да. На начало эксперимента по закачке ПАВ на этом участке на 1.05.1973 г. в условиях жесткого постоянства давления нагнетания и количества скважин, в пласты было закачано 3,74 млн. т воды, что составляет более 50% от общего перового объема пластов. По состоянию на 1.11.1975 г. на участке было закачано 1,42 млн. м3 раствора, обработанного 402 т ПАВ. Влияние закачки ПАВ на приемистость скважин сказалось,- прежде всего, в замедлении темпа падения приемистости скважин. Можно полагать, что за, счет этого дополнительная закачка составила около 140 тыс. м3 воды.

Предварительный анализ показателей разработки свидетельствует о том, что закачка раствора ПАВ на Чишминском опытном участке в количестве 19,2% от всего порового объема пласта со средней концентрацией ПАВ в воде, равной 0,03%, не привела пока к существенному изменению показателей добычи, очевидно, вследствие малой величины этой оторочки, закачанной в сравнительно сильно заводненные пласты.

Опробование заводнения раствором ПАВ при первичном вытеснении осуществлялось на Ульяновском месторождений, где основным продуктивным пластом является песчаный пласт Бп бобриковского горизонта.

Через шесть внутриконтурных скважин закачано около 180 г ПАВ, в основном неравномерно и с очень низкой концентрацией.

В 1973 г. в две нагнетательные скважины было закачано 12,4 т, в 1974 г. в четыре скважины—12,6 т, в 1975 г. в 6 скважин—126,8 т. Неравномерность закачки очевидна. Если в 973 и 974 гг. еще делались попытки дозирования ПАВ в закачиваемую воду, т. е. В скважинах 623,. 64, 628 и 6, то в скважины 226 и 648 производилась уже только импульсная, закачка ПАВ.

Коэффициент безводного отбора нефти по очагам варьирует в сравнительно большом диапазоне — от 4 до 20%. Низкая величина этого показателя в очагах 626 и 648 объясняется, вероятно, близостью к внешнему контуру нефтеносности месторождения и ухудшением коллекторских свойств пласта. Действительно, дебиты окружающих скважин этих очагов очень малы, и скважины, в основном, не реагируют на закачку.

Очаг 64, имеющий наибольшую величину коэффициента безводного отбора, расположен в центральной части залежи, характеризуемой наибольшей нефтенасыщенной мощностью пластов и, очевидно, наиболее однородными коллекторскими свойствами. Если не принимать во внимание эту максимальную величину, то средняя величина безводного отбора для очагов Ульяновского месторождения составит 9,5%.

Сопоставление этого показателя с результатами обычного очагового заводнения бобриковского горизонта оказывается весьма затруднительным вследствие отсутствия выборки последних по той или иной причине — отличие геолого-физических параметров, наличие в пласте оторочки других реагентов, закачка в пласт сточной воды и др. Если же сравнивать этот показатель с аналогичным, полученным при создании оторочки серной кислоты в бобриковском горизонте, то первый окажется значительно ниже полученного при воздействии на пласт серной кислотой — на 6,7% по абсолютной величине. Таким образом, это сопоставление показывает, что для условий бобриковского горизонта создание сернокислотных оторочек оказывается более эффективным, чем применение ПАВ.
Неравномерность разработки различных очагов Ульяновского месторождения сказывается не только в период безводного вытеснения нефти, но и в процессе обводнения продукции скважин. Изменение водонефтяного фактора окружающих скважин в зависимости от текущей нефтеотдачи участков имеет различный характер и зависит от факторов, трудно поддающихся учету — сюда относится и не изученность свойств пластов (почти не известны пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и т. д.), и неравномерная закачка ПАВ в пласты, и т. д. Во всех случаях происходит довольно резкий рост водонефтяного фактора, обусловленный быстрым прорывом воды, т. е. на этом участке наблюдаются все известные отрицательные явления разработки пластов с нефтями повышенной вязкости методом заводнения.

Широко известная технология БашНИПИнефть по применению ПАВ заключается в долговременном дозировании ПАВ в закачиваемую воду с концентрацией 0,05% в количестве 0,5— порового объема заводняемого пласта. Срок дозирования при этом в зависимости от приемистости скважин может составить десятки лет. В условиях автоматического режима работы КНС обслуживание дозирующей установки становится весьма обременительным, не говоря уж о значительных затратах электроэнергии на постоянный нагрев и перегрев ПАВ.

Более заманчивой является "разовая" закачка малой оторочки большой концентрации, которая выполняться в течение нескольких дней. В основе технологии лежит допущение о постепенном размыве в пласте концентрированной оторочки ПАВ закачиваемой водой и достижении в среднем необходимой концентрации. При этом воздействие на призабойную пласта нагнетательной скважины будет происходить в оптимальной области концентрации ПАВ в 5% растворах, так как известно, что отмыв нефти и капиллярная пропитка нефтенасыщенного песка происходит в несколько раз лучше и быстрее для 5%-ных растворов, чем для 0,05%. Кроме того, коэффициент вытеснения нефти для таких растворов ПАВ также существенно выше.

На месторождениях Татарстана "разовая" закачка ПАВ Опробована на 2 очаговой скважине. Предварительные результаты показывают преимущество этой технологии перед долговременным дозированием ПАВ и положительное влияние ее на приемистость очаговых скважин. Влияние "разовых" оторочек на другие показатели разработки пока не оценивалось.

Дата добавления: 2014-01-07