Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов основаны на вытеснении нефти водными растворами различных химических реагентов, улучшающих или изменяющих в необходимых направлениях вытесняющие свойства воды. Среди физико-химических методов широкое распространение получили:

1. Применение  водорастворимымых ПАВ.
2. Полимерное заводнение.
3. Использование мицеллярных растворов.
4. Применение  серной кислоты.
5. Вытеснение и довытеснение нефти растворами щелочей.
6. Закачка двуокиси углерода.

 Применение водорастворимых ПАВ

          Данный метод заводнения является наиболее изученным и распространённым в промысловой практике. Наибольший вклад в разработку метода внесли ученые БашНИПИнефть, ВНИИнефть и других институтов. Первое промышленное внедрение метода осуществлено на Арланском месторождении Башкирии в 1967 году. В настоящее время при заводнении многих месторождений Западной Сибири широко применяют ПАВы.

Физико-химические основы применения метода. Результаты лабораторных и промыслово-экспериментальных работ отечественных и зарубежных исследователей [1,2 и др.] показывают, что эффективность применения водных растворов ПАВ в рассматриваемых условиях следующими основными факторами:

• Снижением поверхностного натяжения на границе раздела нефть – вода;
• Созданием условий для диспергирования частиц нефти в потоке воды в порах коллектора;
• Созданием условий, препятствующих коаленсценции капель нефти и их прилипанию к породе коллектора;
• Возможностью увеличить скорость течения нефти за счёт снижения поверхностного натяжения;
• Способностью ПАВ покрывать поверхность породы тонкой плёнкой высокой прочности, улучшая  таким образом смачивающие свойства воды и уменьшая поверхностное натяжение на границе с нефтью и породами коллектора;
• Возможностью ПАВ облегчать деформацию менисков в порах – капиллярах пласта, вследствие чего капиллярное давление, развиваемое менисками в пористой среде, значительно уменьшается.

        В промысловой практике для повышения нефтеотдачи пластов применяются в основном неионогенные ПАВ. Неионогенные вещества не диссоциируются в водных растворах. Их молекулы проявляют поверхностную активность как целые нейтральные единицы. Растворимость их в воде определяется кислородсодержащими группами – эфирными и гидроксильными, которые образуют водородные связи с молекулами воды. Молекула неионогенных ПАВ состоит из гидрофобной части, представляющей собой остаток молекулы амина, фенола, алкилфенола, и гидрофильной части, являющейся полимеризованной окисью этилена.

           Из неионогенных ПАВ наиболее распространены полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, синтезированные под названием вспомогательныз веществ ОП – 7, ОП – 10, ОП – 20, ОП – 45 и эмульгатора ОП – 4 (цифры характеризуют среднее число групп окиси этилена на 1 молекулу алкилфенола).

             Для заводнения пластов используют неионогенные ПАВ типа:

R-C₆H₄-O(CH₂-CH₂-O)_n H.

Здесь R- углеводородный прямоцепочный или разветвленный радикал, представляющий гидрофодную часть молекулы ПАВ; n – число последовательно присоединенных молекул окиси этилена, диссолваны, проксанолы, сепаролы, а также оксиэтилированные жирные спирты:

R–O-(CH₂-CH₂-O)_n H.

       При заводнении пластов неионогенные ПАВ обладают следующими свойствами:

• Не вступают в реакцию с катионами кальция и магния, содержащиеся в пластовых и промысловых сточных водах;
• Хорошо растворяются в нагнетаемой  в пласт воде;
• Обладают достаточно высокой поверхностной активностью на границе нефть-вода при малых концентрациях;
• Улучшают смачивание поверхности нефтесодержащих пород;
• Обладают незначительной адсорбируемостью на поверхности пород.

               Из поверхностно – активных веществ наиболее распространенными считаются растворы неионогенных ПАВ типа ОП-10. Судя по экспериментальным и промысловым данным, добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшают ее отмывающие свойства: снижается поверхностное натяжение на границе  воды и нефти, уменьшается краевой угол смачиваемости, увеличивается приемистость нагнетательной скважины и т.п. Метод рекомендуется применять на залежах с водонасыщенностью пласта не более 15 % (из-за способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы), при вязкостях пластовой нефти 5-30 мПас, с проницаемостью пласта выше 30-40 mD и температурой пласта до 158⁰  F.

            Считается, что применение водорастворимых ионогенных ПАВ (сульфонола и др.) в малых концентрациях, особенно в смеси с кальцинированной содой, может оказаться достаточно эффективным на залежах со слабопроницаемыми карбонатными коллекторами. Возможный прирост коэффициента нефтеизвлечения от применения этого метода оценивается в 3-5 %.

          Опытными работами, проведёнными на месторождениях страны, установлено, что применение растворов ПАВ целесообразно на месторождениях с остаточными запасами 60 % и более при вязкости нефти 0т 1 до 60 сП  при температуре пласта до 90⁰С.

Лабораторные исследования. Применению ПАВ для каждого месторождения должны предшествовать лабораторные исследования  по определению растворимости ПАВ в пресных и пластовых водах данного месторождения, предельной адсорбции, поверхностной активности и нефтевытесняющей способности.

        Так, например, для определения растворимости ПАВ необходимо создать модели пластовой и сточной воды, используемой для закачки на месторождении.

         Поверхностная активность ПАВ может быть определена сталогмометрическим способом измерения межфазного натяжения, основанном на измерении объёма капель керосина, выдавливаемых в раствор ПАВ из капилляра. Межфазное натяжение на границе двух жидкостей определяют по формуле

s- межфазное натяжение; к – постоянная прибора; V – объём выдавливаемой жидкости; d₁ и  d₂ – плотности обеих жидкостей.

        Определение адсорбционной способности ПАВ осуществляется в лабораторных условиях. Для этого берут навески специально подготовленного кварцевого песка (10 г ), который помещают в колбы, куда потом заливают по 30 ил раствора ПАВ.

           Количество адсорбированного вещества определяют по формуле

          По полученным данным находят величину предельной адсорбции. Допустимая величина не должна превышать 0,3-0,4 мг/л. Где А – адсорбция, мг/л; С₁ и С₂ – концентрация раствора ПАВ до и после контакта с песком, %; V  - объём раствора ПАВ, мл; р – навеска песка, г.

           Вытесняющая способность ПАВ оценивается путём сравнения коэффициентов вытеснения нефти 0,05 % раствора ПАВ с коэффициентом вытеснения нефти водой. Если коэффициент вытеснения нефти раствором ПАВ на 10 % больше, чем коэффициент вытеснения нефти водой, то результаты испытаний можно считать удовлетворительными.

        Для определения температуры помутнения в лабораторных условиях готовят однопроцентный раствор ПАВ в дистиллированной или пластовой воде. Затем 30 мл раствора ПАВ наливают в стеклянную пробирку, помещенную в колбу с глицерином. Колбу нагревают со скоростью 2-3 градуса в минуту на электрической плитке. За температуру помутнения принимают температуру, при которой происходит резкое помутнение раствора ПАВ. Полученное значение температуры помутнения раствора ПАВ должно соответствовать паспортным данным продукта.

Технологические основы применения водных растворов ПАВ. Промышленному внедрению растворов ПАВ должны предшествовать опытно-промышленные работы на отдельных участках месторождения с целью определения оптимальных условий технологических операций, оценки технико-экономических показателей разработки месторождения.

       В качестве методики расчёта технологических показателей разработки месторождения с использованием растворов ПАВ для увеличения нефтеотдачи пластов может быть рекомендована методика БашНИПИнефть, а также другие методики, утвержденные как руководящие документы.

            На основе этих работ в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина создан комплект программ по расчёту основных технологических показателей процесса заводнения с помощью растворов ПАВ.

           При раздельном воздействии на пласты в качестве пакерующего устройства рекомендуется использовать клапанный пакер КП-500. Пакер устанавливают на любой глубине с опорой на забое и без таковой.

           Внедрение заводнения с ПАВ осуществляется на базе существующей системы обустройства месторождения. Дополнительными объектами являются: базы приёма и хранения ПАВ с транспортными коммуникациями, пункты приготовления , дозировки и подачи ПАВ в систему заводнения.

        В настоящее время для дозированой подачи ПАВ разработаны  установки УДПВ-5, УДПВ-25 и УДПВ-50 производительностью соответственно 5, 25 и 50 м³ в сутки. Установки  обеспечивают прием ПАВ из автоцистерн, поддержание текучести ПАВ в блоке ёмкости, дозирование ПАВ, подогрев, перекачку и циркуляцию раствора ПАВ как в блоке ёмкости, так и в блоке подогрева.

         Необходимо отметить, что применение водных растворов ПАВ для заводнения пластов не всегда следует рассматривать как основной метод повышения нефтеотдачи пластов. В ряде случаев этот метод может комплексироваться с другими методами или рассматриваться как вспомогательный.

Список литературы

1. Бабалян Г.А., Кравченко И.И., Мархасин И.Л., Рузаков Г.В. Физико-химические основы применения поверхностно-активных веществ при разработке нефтяных месторождений. – М.: Гостоптехиздат, 1965.
2. Губанов Б.Ф. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Институт нефтехимической и газовой промышленности им. И.М.Губкина. 1984, с.103