Применение пав для увеличения нефтеотдачи пластов

Вопрос о применении ПАВ для увеличения нефтеотдачи решался неоднозначно на разных этапах развития и внедрения МУН. После 80-х годов XX века, когда была подвергнута научному сомнению состоятельность заводнения с неионогенными ПАВ (НПАВ), потребовалось еще почти два десятилетия для того, чтобы доказать, что применение ПАВ не только один из наиболее эффективных методов повышения нефтеотдачи, но и то, что завод- нение с НПАВ дает максимальный эффект, если внедряется с начала разработки. Этот вывод подтвержден результатами промысловых испытаний на опытных участках некоторых площадей Ромашкин-ского нефтяного месторождения [17].

Сегодня уже нет никаких сомнений в том, что применение ПАВ в различных технологиях повышения нефтеотдачи пластов, является наиболее предпочтительным с точки зрения сохранения коллекторских свойств продуктивных пластов. Это определяется многоплановым механизмом действия ПАВ:

• 1.    Добавка ПАВ в воду снижает межфазное натяжение воды на границе с нефтью. При низком межфазном натяжении капли нефти легко деформируются и фильтруются через сужения пор, что увеличивает скорость их перемещения в пласте. К тому же, при концентрации ПАВ выше ККМ (критической концентрации мицеллообразования) низкое значение межфазного натяжения на границе «раствор-нефть» будет способствовать солюбилизации нефтяных компонентов в растворе ПАВ.

• 2.    Добавка ПАВ в воду за счет снижения поверхностного натяжения уменьшает краевые углы смачивания, т.е. увеличивает смачиваемость породы водой. Гидрофилизация в совокупности со снижением межфазного натяжения приводит к сильному ослаблению адгезионных взаимодействий нефти с поверхностью породы.

• 3.    Водные растворы ПАВ проявляют моющее действие по отношению к нефти, покрывающей поверхность породы тонкой пленкой, способствуя разрыву пленки нефти. Адсорбируясь на поверхности раздела нефти с водой и вытесняя активные компоненты нефти, создающие на поверхности раздела адсорбционные слои с высокой прочностью, ПАВ облегчают деформацию менисков в порах -капиллярах пласта. Все это увеличивает глубину и скорость капиллярного впитывания воды в нефтенасыщенную породу. Под действием ПАВ интенсивнее происходит диспергирование нефти в воде, причем ПАВ стабилизируют образующуюся дисперсию. Размеры нефтяных капель уменьшаются [1-16]. Вероятность их коалесценции и прилипания к твердой поверхности снижается. Это ведет к значительному повышению относительной фазовой проницаемости пористой среды для нефти и воды.

Первые попытки применения эмульсий в нефтяной промышленности были предприняты в начале 70-х годов, но из-за дороговизны реагентов и ограниченного ассортимента ПАВ эмульсионные системы нашли ограниченное применение. Известно множество составов эмульсионных систем, однако в основном они отличаются только классом и концентрацией поверхностно-активных веществ (ПАВ). Использовавшиеся ранее ПАВ - стабилиза- торы эмульсий были представлены ионогенным классом, применение которого ограничивалось минерализацией воды, используемой для приготовления растворов, а также минерализацией пластовой воды. К ПАВ этого класса можно отнести нефтя-ныесульфанаты. Для устранения отрицательного влияния минерализации воды на устойчивость эмульсионных составов в качестве эмульгаторов и стабилизаторов эмульсий было предложено использование неионогенных ПАВ, оксиэтилированных продуктов, таких как оксиэтилированныеалкилфе-нолы (неонолы), оксиэтилированные высшие спирты и др. Примером такой композиции является разработка фирмы «Хёхст» – «Додифлад У-3100». В эмульсионных составах в качестве углеводородной дисперсионной среды, как правило, используются легкие (гексановая, дизельная) фракции нефти. Вместе с тем, содержание водной фазы в этих системах было незначительным, поэтому вязкость полученных эмульсионных систем также была ограниченна.

Положительный: опыт применения потокоотклоняющих технологий на месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» показал, что эффективная разработка месторождений невозможна без их массового и системного использования. Здесь одним из важных факторов повышения эффективности методов явилось их регулярное (из года и год) применение на участках воздействия, когда эффективность каждого последующего регулярного воздействия на 1030% выше предыдущего. Сравнительная техникоэкономическая оценка применения потокоотклоняющих технологий, показала их высокую экономическую эффективность: затраты на проведение работ окупаются в основном в течение нескольких первых месяцев. При этом наибольшей экономической эффективностью обладают технологии на основе вязко-упругих составов; кислот и эмульгаторов. В то же время отдать предпочтение только одной или двум технологиям будет ошибочным, так как каждая технология играет свою роль и должна применяться в характерных только для нее одной условиях строения пласта и состояния разработки [18-20].

Однако применение потокоотклоняющих технологий, сопровождается и негативными последствиями. Как показали исследования, проводимые в последние годы в ИОФХ РАН, при применении потокоотклоняющих технологий изменяется состав нефтей в пласте, так как в разработку вовлекаются более легкие нефти: при этом ухудшается «качество» оставшейся в пласте нефти, кроме того, в не-дренируемых частях пласта происходит выпадение АСПО.

Успешность применения растворов ПАВ, как и других технологий повышения нефтеотдачи пла- стов зависит от особенностей геологического строения пласта, фильтрационно - емкостных свойств коллекторов, текущего состояния разработки участка залежи, эксплуатации конкретной скважины и кратности применения технологий.

При выборе метода воздействия на пласт из множества технологий помимо особенностей геолого-физических условий, состояния разработки, затрат по применению того или иного реагента, необходимо учитывать изменчивость коллекторских свойств пласта.

Как показывает отечественный и мировой опыт, эффективная выработка запасов невозможна без массового использования методов воздействия на пласты, когда, начиная со стадии прогрессирующего обводнения продукции, основную роль играют потокотклоняющие технологии с применением ПАВ, позволяющие экономически оправданно повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) на 2-15%.