Щелочное заводнения

Щелочное  заводнения

 
Влияние щелочи на межфазные свойства нефти, воды и породы известно давно. Более высокая вытесняющая способность  щелочной воды отмечалась еще при  разработке бакинских нефтяных месторождений в 40-х годах. В последние годы к щелочному заводнению вновь проявляется интерес в связи с обнаружением в некоторых нефтях значительного содержания активных полярных компонентов. 
Механизм процесса. Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. Практически все природные нефти содержат в своем составе активные компоненты — органические кислоты, но количество и состав их различны. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть — раствор щелочи и увеличивающие смачиваемость породы водой. Лабораторные исследования показали, что степень снижения межфазного натяжения возрастает с увеличением количества органических кислот в нефти и может составлять 0,001 мН/м и менее в узком диапазоне концентраций щелочи в растворе (рис. 56).

При контакте щелочных растворов с нефтями, особо активно взаимодействующими с щелочью из-за низкого межфазного натяжения, образуются мелкодисперсные эмульсии типа «нефть в воде», а с малоактивными нефтями — типа «вода в нефти». Зависимость вязкости эмульсий, образуемых нефтями различной активности с щелочными растворами, от содержания воды показана на рис 57. Нефти, неактивно взаимодействующие с щелочью, не образуют стойких эмульсий с щелочными растворами, и с повышением содержания воды в них вязкость возрастает. Эмульсии с активными нефтями при увеличении в них содержания воды резко уменьшают свою вязкость. 
Проведенные опыты показали высокие нефтевытесняющие свойства эмульсии: при одинаковых объемах количество вытесненной нефти в случае применения эмульсии на основе активной нефти было практически таким же, как и в случае закачки раствора акустической соды с низким межфазным натяжением, и существенно выше, чем при вытеснении водой. 
Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть — раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 58). Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три следующие группы 

При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть — раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных нефтях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натяжение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается независимо от активности нефти 
Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти. 
Применение растворов щелочей — один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повышает коэффициент вытеснения нефти водой. 
Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе кварц—нефть—вода, характерный для процесса вытеснения нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60—70°.

 
Наличие щелочи в воде снижает равновесный  контактный угол смачивания до 10—20°  и даже ниже 
На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис 59). 
Хлористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно повышает межфазное натяжение на границе нефть — раствор щелочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4—6 % практически не изменяется. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пластовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды (Na2CO3), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяжения, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды 
Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает присутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению концентрации щелочи в растворе для получения минимального межфазного натяжения. 
В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсорбируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхностей. 
Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницаемость пласта для активной нефти существенно улучшается, особенно при насыщенности водой (раствором) более 70%, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90—95 %. 
Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода, вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого раствора щелочи, в результате чего снижается рН раствора. Адсорбция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и карбонатах адсорбции практически нет. 
Минерал                                                    Адсорбция щелочи, мг/г породы 
Кварц, кварцит, доломит....................................... Нет 
Каолинит ........................ ………...……………….0,13 
Монтмориллонит .................................................. 2,28 
Ангидрит ............................................................... 11,60 
В породах со сложным составом (сцементированные песчаники, алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение. 
Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глиноземистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентрацией 0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция щелочи равна 0,50 мг/г породы. 
Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа-с раствором едкого натра в пресной воде с концентрацией 0,25 % . 
Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличением содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за безводный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением. 
Технология и системы разработки. Для приготовления щелочных растворов можно использовать: 
едкий натр (каустическую соду) NaOH; 
углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3; 
гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH; - 
силикат натрия (растворимое стекло) N2SiO3. 
Наиболее активны из них едкий натр и силикат натрия. Щелочные растворы закачиваются в виде оторочек размером 10— 25 % от объема пор пласта, в зависимости от его неоднородности, которые продвигаются обычной водой. 
В многорядных системах разработки размер оторочки может быть больше, так как первые ряды скважин отбирают значительную часть раствора. Рабочая концентрация едкого натра н растворе определяется лабораторными исследованиями для конкретных неф-тей, пласта, воды и должна обеспечивать наименьшее межфазное натяжение между раствором и нефтью. Обычно эта концентрация составляет 0,2—0,4 % с учетом адсорбции щелочи. 
Повышение концентрации щелочи не дает эффекта в вытеснении нефти. Но в гидрофобизованных коллекторах более высокие концентрации щелочи в растворе (до 2—4 % ) необходимы для изменения смачиваемости поверхности пористой среды. 
Размер оторочки и концентрация в ней агента должны определяться расчетным путем с учетом неизбежных потерь щелочи в пласте. 
При значительной адсорбции щелочи в пласте можно использовать ступенчатую оторочку раствора с убывающей концентрацией—от 0,5—1 % на фронте до 0,05—0,1 % в конце — равными порциями (по 5—7 % от объема пор). 

С целью экономии едкого натра перед ним можно  закачивать раствор кальцинированной соды для умягчения пластовой  и закачиваемой вод и взаимодействия с породой. 
Возможно применение и высококонцентрированных щелочных растворов (до 4—5 % ), особенно в пластах, требующих повышения гидрофильности, при большом содержании солей. 
Процесс может быть эффективнее при попеременной закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора, пресной воды и хлористого кальция. При этом повышается охват пласта заводнением. Раствор силиката натрия и едкого натра с высоким рН реагирует с нефтью, в результате чего снижается межфазное натяжение, а раствор хлористого кальция смешивается с раствором щелочей и вступает с ним в химическую реакцию с образованием мелкодисперсного осадка. Последний снижает проводимость высокопроницаемых слоев пласта, поглощающих раствор, и промытых участков. Вследствие этого вода начинает поступать в менее проницаемые зоны и участки пласта, не охваченные заводнением. 
Оторочка пресной воды предназначена для предотвращения преждевременного смешивания растворов силиката натрия и хлористого кальция и закупорки призабойной зоны пласта. 
С целью изучения эффективности метода и возможности регулирования процесса во Всесоюзном нефтегазовом научно-исследовательском институте (Л. Н Бученков) были проведены специальные исследования на образцах пористой среды (рис. 60). 
Как видно, изменение объема оторочек от 20 до 5 % от объема пор снижает проницаемость пористой среды по длине образца. При больших оторочках происходит снижение проницаемости удаленной зоны, а при малых оторочках — зоны, близкой к входу в образец, так как облегчается смешение растворов и образование осадка. 
С повышением вязкости нефти увеличивается ее активность при взаимодействии с щелочами . К наиболее активным нефтям относятся известные высоковязкие нефти Кенкиякского и Ярегского месторождений (вязкость более 400 и 10000 мПа-с соответственно). 
Разработка месторождений с высоковязкими нефтями методом заводнения, даже с применением химических реагентов, не позволит достигнуть высокого коэффициента нефтеотдачи пласта. Для месторождений подобного рода необходимо сочетание закачки в пласты теплоносителей (пар, горячая вода) для снижения вязкости нефти с добавками к ним щелочей, т. е. термощелочное воздействие на пласты. При разработке месторождений с нефтями повышенной вязкости .обычно используются площадные системы с густой сеткой скважин. 
Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Продвижение щелочной оторочки по пласту должно регулироваться режимом работы нагнетательных и добывающих скважин (циклическое воздействие и изменение направления потоков жидкости). 
Система размещения нагнетательных и добывающих скважин при маловязких нефтях может ничем не отличаться от метода обычного внутриконтурного заводнения или заводнения с ПАВ и полимерами. 
Реализуемые проекты. У нас в стране испытание метода щелочного заводнения начато на месторождениях Пермской области, Азербайджана, Украины. Наиболее полно метод испытан на Трехозерном месторождении в Западной Сибири. Нефть этого месторождения относится к малоактивным. Поверхностное натяжение на контакте нефть—раствор щелочи достигло 1—3 мН/м. Однако лабораторные исследования по вытеснению, проведенные на кернах пласта месторождения, показали, что раствор щелочи позволяет повысить коэффициент вытеснения на 5 %. 
Опытный участок расположен на блоке III Трехозерного месторождения, площадь блока 911 га. В пределах опытного участка пласг представлен в основном мелкозернистыми кварцевыми песчаниками и алевролитами (69,8 % ) с подчиненным значением шпатов (16,7%), цемент глинистый, преимущественно каолини-товый (10—15%). Геолого-физическая характеристика пласта опытного участка (блок III) Трехозерного месторождения приведена ниже. 
Глубина залегания пласта, м ............... 1480—1550 
Толщина, м........................ 5 
Пластовая температура, °С................ 80 
Проницаемость, мкм2................... 0,214 
Пористость, % ...................... 25 
Гидропроводность, мкм2-см/(мПа с) ........... 188,5 
Начальное пластовое давление, МПа........... 15,2 
Насыщающая продуктивный пласт нефть.........Легкая маловязкая 
Плотность нефти в пластовых условиях, г/м3....... 0,787 
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа-с...... 1 
Содержание, % 
парафина ....................... 2,18—4,52 
серы .......................... 0,27—0,51 
асфальтенов ...................... 0,4 
Эксперимент по закачке раствора каустической соды был начат в декабре 1976 г. согласно технологической схеме.

                         Перед нагнетанием щелочи в пласт было закачано 600 кг родонистого аммония для контроля за движением передней границы оторочки раствора щелочи Концентрация щелочи в закачиваемом растворе составляла в среднем 0,387 % 
После закачки в пласт раствора щелочи в объеме 3,7 % от поро-вого объема всего участка (сентябрь 1977 г ) технология закачки раствора щелочи была изменена Для увеличения охвата пласта воздействием была начата периодическая закачка более концентрированного раствора щелочи в пресной воде и жесткой пластовой воды Как показали лабораторные исследования, при смешении раствора щелочи с пластовой водой выпадает около 1 г/л нерастворимых осадков, которые, как предполагалось, должны были снизить проницаемость высокопроницаемых зон пласта 
Для реализации этой цели раствор щелочи и пластовая вода закачивались по следующей технологии 
Закачка оторочки пресной воды, сут ................. 1 
Закачка пластовой воды, с\т ..................... 5 
Закачка раствора щелочи, сут..................... 10 
Концентрация раствора щелочи составляла 0,6—0,7 % Предполагалось, что данная технология обеспечит снижение приемистости нагнетательных скважин в 1,5 раза Однако приемистость нагнетательных скважин не изменилась 
В начале 1980 г эксперимент по закачке раствора щелочи на блоке III был прекращен (рис 61) За все время в пласт было закачано 6149 т щелочи, или 1 185820 м3 раствора щелочи (15,5 % от объема пор участка) Отобрано из пласта более 200 т каустической соды в пересчете на 100 % По расчетам в пласте в осадок выпало до 800 т щелочи 
С технологической и экономической точек зрения эксперимент на Трехозерном месторождении оценивается как малоэффективный: хотя добыча нефти возросла в 1,8—2 раза, обводненность ее снизилась. Но в процессе опытных работ были созданы установки для приготовления раствора, разработаны технология приготовления и закачки его в пласт, методы контроля за процессом и др. 
С целью дальнейшего изучения метода на блоке IV Трехозер-ного месторождения запроектировано испытание попеременной закачки оторочек щелочно-силикатного раствора и воды, содержащей соли жесткости. Объем закупоривающего вещества, образующегося при этом методе, больше, чем в испытанном, что позволяет надеяться на большую его эффективность 
Будущее метода. В настоящее время будущее метода можно представить только на основании лабораторных исследований, т. е. весьма приближенно. Промысловых данных по эффективности метода пока нет.