Нагнетания водных растворов ПАВ

Сущность метода состоит в нагнетании в пласт водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ) или их композиций для снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть-вода и нефть-коллектор.

ПАВ — это вещества с ассиметричной структурой, в которой молекул состоят из одной или нескольких гидрофильных групп и содержит один или нескольких гидрофобных радикалов.

Гидрофильная группа — это активная полярная составляющая молекулы ПАВ. Она обладает насыщенной вторичной валентностью и на границе нефть-вода погружается в водную фазу.

Гидрофильная группа (радикал) — это инактивная неполярная составляющая молекулы ПАВ, не имеет валентности и тяготеет к нефтяной фазе. Она представляет собой цепочку углеводородных радикалов.

Такая структура молекулы называется дефильной. Это позволяет полярной составляющей растворяться в воде, а неполярной — ориентироваться в сторону нефти. Результатом является снижение поверхностного натяжения между нефтью и водной до 7−10 мин/м.

В связи с этим добавка ПАВ к закачиваемой воде делает пробу более смачиваемой водой, т. е. гидрофильной. Это позволяет глобулам нефти, находящихся в сужениях поровых каналов, начать двигаться по пласту.

В качестве ПАВ используется различные химические реагенты. В нефтепромысловом деле используется следующие типы ПАВ:

• · анионные, активная составляющая которых в результате ионизации в растворе имеет отрицательно зараженные органические ионы (сульфонат, сульфирол и др.);
• · катионные, активная составляющая которых имеет положительно зараженные ионы (катапин А, марвелан К и др.);
• · неионогенные, которые в одном растворе не образуют зараженных ионов (ОП-7, ОП-10 и др.);
• · амфолитные, которые в зависимости от свойств растворителя и условий растворения и условий растворения могут выступать как анионные или катионные;
• · полимерные, имеют многочисленные звенья, содержание полярные и неполярные составляющие (КМЦ, проксакол 146, триэтилен и др.).

Концентрации ПАВ в закачиваемых в пласт в растворах обычно составляет 0,05−0,1%.

Механизм ПАВ в продуктивном пласте связан с отмывающим и гидрофобизирующим эффектами. При поступлении ПАВ в поровом объем, содержащий нефть, образуется эмульсия. Нефтеводяная эмульсия образуется, если ПАВ в основном, водорастворимое вещество, в противном случае образуется водонефтяная эмульсия (если ПАВ преимущественно нефтерастворимое вещество). Водонефтяная эмульсия при движении по пласту впитывает нефтяные капли, и возникает связанный слой нефти. Возникновение связанного слоя нефти происходит при определенном пороговом значении температуры, которое называется температурой инверсии фаз. При пороговом значении температуры межфазное натяжение достигает минимума, при котором ПАВ мигрируют из водной фазы в нефтяную и образуют тем самым водонефтяную эмульсию. Вязкость водонефтяной фазы выше вязкости нефтеводяной эмульсии и чистой воды, т. е. эта фаза, обладает свойствами, характерными для раствора полимера. Ионогенные ПАВ имеют более высокую температуру инверсии фаз чем неионогенные, в силу более высокой гидрофильности.

Другим механизмом вытеснения нефти водным раствором ПАВ является адсорбция молекул ПАВ на стенках поровых каналов, что приводит из-за образования более гидрофобной поверхностной пленки, чем первоначальная, а также диспергирования гетерогенных систем и стабилизации дисперсных систем. Диспергирование гетерогенных систем зависит от понижения поверхностного натяжения. Защитное действие пленок ПАВ характеризуется работой адсорбции по удержанию моно-слоя на поверхности раздела фаз. Краевой угол смачивания увеличивается при этом с 18 до 27 є. Все эти процессы уменьшают величину поверхностного натяжения на границе смачивания фаз в 8−10 раз.

При закачке растворов ПАВ в пласте происходит следующие процессы:

• · Смачивание поверхности поровых каналов вытесняющей водой;
• · Уменьшение поверхностного натяжения на границе нефть-вода;
• · Вытеснение нефти с поверхности поровых каналов;
• · Диспергирование нефти потоком вод (т.е. переходом связанной с породой нефти в свободное состояние).

При нагнетании растворов ПАВ в пласт как правило используется оторочки объемом 3−10% от порового объема пласта. Это метод повышения нефтеотдачи применяется на месторождениях с невысокой вязкостью нефти (до 20 мПа•с), а также при умеренном минерализации пластовых вод (до 20 мг/л). Эффективность применения метода по данным разных авторов составляет порядка 2−5% и др.

Основной недостаток ПАВ как нефтевытесняющего агента — недостаточное снижение межфазного натяжения между нефтью и растворов ПАВ. Для доизвлечения остаточной нефти в некоторых случаях необходимо снижать межфазное натяжение до 0,001 мН/н и ниже. Кроме того, ПАВы, в большинстве случаев, имеют достаточно высокую адсорбцию, снижает эффективность их применения.