Кислотное воздействие на горные породы (стр. 24 )

Наличие десятков процентов природного ПАВ в АСПО требуют такого же пропорционального увеличения концентрации ПАВ в водном растворе. Например, ОП-10 начинает отмывать отложения с поверхности труб при концентрации 2-5 %, что в сотни раз выше концентрации мицеллообразования этого ПАВ. Из этих рассуждений следует важный вывод: если используется углеводородный растворитель, необходимо с помощью соответствующего ПАВ обеспечить смачиваемость растворителем поверхности отложений. Если же применяются водные растворы ПАВ, то необходимо пересилить действие полярных ПАВ нефти, используя более высокие концентрации промышленных ПАВ совместно с небольшим количеством углеводородов (10 %). Это необходимо для смачивания и растворения ядра гидротропной системы. Расход ПАВ можно существенно сократить, если использовать композиции из различных соединений, обладающих синергетическими свойствами.

Большое разнообразие кислотных систем и технологий, которые существуют на сегодняшний день с позиций рассматриваемых положений можно условно разделить на две части: в первой группе технологии отличаются скоростями закачки, во второй варьируется скорость реакции с помощью различных способов. В представленном исследовании сделана попытка обобщить эти две группы и создать комплексный подход определения эффективности кислотных обработок по принципу оптимального соответствия друг другу скорости закачки и скорости химической реакции.

После смешения с водой и закачки в резервуар, ПАВ действует как детергент, уменьшая поверхностную энергию между водой и нефтью, и, таким образом, помогая капелькам нефти более эффективно просачиваться через скальные породы. При добавлении ПАВ в нагнетаемую воду даже в небольших количествах происходит изменение характеристик капиллярной системы. Уменьшаются силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз, увеличивается коэффициент вытеснения. Эффект от использования ПАВ связан не только с изменением процессов, происходящих в ПЗП на контактах нефть-газ-вода-порода, но и с изменением объемных или реологических свойств пластовой нефти.

Воздействие на ПЗП водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) направлено на снижение поверхностного натяжения на границе «нефть – вода», увеличение подвижности нефти и улучшение вытеснения ее водой. За счет улучшения смачиваемости породы водой она впитывается в поры, занятые нефтью, равномернее движется по пласту и лучше вытесняет нефть. При добавлении ПАВ в нагнетаемую воду даже в небольших количествах происходит изменение характеристик капиллярной системы. Уменьшаются силы поверхностного натяжения на границе раздела фаз, увеличивается коэффициент вытеснения. Эффект от использования ПАВ связан не только с изменением процессов, происходящих в пласте на контактах нефть-газ-вода-порода, но и изменением объемных или реологических свойств пластовой нефти.

Номенклатура ПАВ, находящих применение в качестве основного компонента рабочих растворов, закачиваемых в ПЗП, достаточно разнообразна.

Тип выбираемого поверхностно-активного вещества определяется свойствами поверхности раздела: пластовая вода - порода; нефть - порода.

Кроме того, учитывается эмульгирующее (деэмульгирующее) действие реагента.

Применяемые в настоящее время ПАВ не обеспечивают требуемо­го снижения межфазного натяжения (1 мН/м) на границе нефть - вода. Развитие этого метода может быть успешным, если будут решены вопросы синтеза высокоэффективных, солестойких ПАВ и композиций с ограниченной сорбируемостью, а также разработаны технологические приемы применения указанных реагентов в различных геолого-физических условиях.

Горная порода с насыщающими ее флюидами имеет развитую площадь поверхности раздела фаз. Действие поверхностно-активных веществ, подаваемых в пласт в виде водных растворов, основано на адсорбции ПАВ на указанных поверхностях, что приводит к существенному изменению молекулярно-поверхностных свойств породы, пластовой воды и нефти. Требования, предъявляемые к ПАВ, следующие: стимулирование смачивающей способности вытесняющей воды; снижение межфазного натяжения на границе нефть-вода; вытеснение нефти с поверхности породы; диспергирование нефти в водной фазе.

Технико-экономические показатели метода определяются интенсивностью адсорбции ПАВ на поверхности пористой среды. Высокое значение адсорбции сводит к нулю эффективность метода, так как приводит к концентрации реагента в прискважинной зоне ПЗП. При этом большая часть объема ПЗП остается не охваченной воздействием реагента. Ниже приведены значения адсорбции (мг/г породы) (таблица 4.14), определенной в лабораторных условиях для некоторых реагентов (модель пласта – кварцевый песок с удельной поверхностью 1 м2/г).

Таблица 4.17

Значения адсорбции реагентов (мг/г породы)

ОП-4	0,8	Неонол В 1020-30	0,3
ОП-7	1,6	Неонол В 1020-40	0,4
ОП-10	0,4 – 0,6	Аркополь	1,7
Превоцел FO	2,3	Саополь	1,4
Превоцел WOFP-100	0,25	Дисолван 1738	0,34
Неонол 2В 1315-9	0,7	Катапин	6
Неонол В 1416-12	0,6	Проксанол 18	1,5

Номенклатура ПАВ, находящих применение в качестве основного компонента рабочих растворов, закачиваемых в ПЗП нефтяных скважин, достаточно разнообразна.

Тип выбираемого поверхностно-активного вещества определяется свойствами поверхности раздела: пластовая вода-порода; нефть-порода.

Кроме того, учитывается эмульгирующее (деэмульгирующее) действие реагента.

Реагент ДС-РАС – детергент рафинированный алкиларилсульфат, смесь алкиларилсульфокислот натрия с 8-12 атомами углерода, полученная при нейтрализации продуктов сульфирования газообразным серным ангидридом керосина прямой гонки (фракции 165-300 °С) или легкого газойля каталитического крекинга, богатого ароматикой (фракция 200-300 °С).

Свойства реагента приведены в таблице 4.18.

Таблица 4.18

Плотность, г/см3	1,1
Содержание, %:
сульфокислот	46
сульфатов	2,66
минерального масла	0,31

Реагент представляет собой при обычной температуре вязкую массу, а при температуре более 50 °С - вязкую жидкость от желтого до светло-коричневого цвета. Хорошо растворим в пресной воде, а 1 %-ный раствор ДС-РАС полностью растворяется в 10 %-ной соляной кислоте. Нетоксичен, стабилен при хранении. Водные растворы ДС-РАС имеют нейтральную или слабощелочную реакцию. Реагент снижает поверхностное натяжение; является деэмульгатором средней активности, а также ингибитором кислотной коррозии.

Дисолван 4411 – 100 %-ный неионогенный ПАВ, высокомолекулярный полиалкиленгликоль, представляет собой вязкую темно-коричневую жидкость. Свойства реагента приведены в таблице 4.19.

Таблица 4.19

Молекулярная масса	2500-3000
Содержание метилового спирта, %	30-35
Плотность при 30 °С, г/см3	1,04
Вязкость (мПа-с) при температуре, °С:
20	1760
40	515
60	226
Температура, °С:
вспышки	8-15
застывания	10
Пределы взрываемости (по объемному содержанию в воздухе), %	6-34,7
ПДК паров в воздухе, мг/л	0,05

Реагент хорошо растворяется в воде, образуя 1 %-ные стойкие растворы прозрачного или мутноватого цвета со слабощелочной или нейтральной реакцией.

Реагент не взаимодействует с солями, слабыми щелочами и кислотами, содержащимися в пластовой воде и нефти, что исключает образование вторичных осадков.

Поскольку реагент растворен в метиловом спирте, он является ядовитым и легковоспламеняющимся веществом. Реагент хранят в стальных бочках.

Дисолван 4411 снижает поверхностное натяжение на границе раздела фаз нефти и воды, достаточно активный деэмульгатор.

Реагент ОП-7 (ГОСТ 8433-81) – неионогенный ПАВ, смесь полиэтиленгликолевых эфиров монодиалкилфенолов с радикалом (алкильным остатком), содержащим 8-10 атомов углерода – маслообразная жидкость или паста от светло-желтого до светло-коричневого цвета.

Таблица 4.20

Содержание водного раствора ОП-7, %	Поверхностное натяжение (Дж/м2) на границе раздела фаз пластовая вода - ромашкинская нефть при температуре, °С
20	50	60
0	27,1	-	-
0,062	17,8	14,6	12
0,012	15,5	12,9	10
0,025	13,3	10,7	8
0,050	11,2	8,2	5,8
0,100	8,9	6,4	4,3
0,500	7,5	5	3,2

Свойства реагента приведены в таблице 4.21.

Таблица 4.21

Плотность при 20 °С, г/см3	1,06-1,08
Вязкость (мПа•с) при температуре, °С:
40	95-100
50	65-70
Температура застывания, °С	10-15
Критическая концентрация мицеллообразования, г/л:
первый уровень	0,1-0,2
второй уровень	1,1
Степень оксиэтилирования (число молей окиси этилена)	6-7

1 %-ный водный раствор – прозрачный или слегка замутненный. Хорошо растворим в воде и этиловом спирте, умеренно (менее 10 %) – в четыреххлористом углероде, практически нерастворим в эфире. Образует устойчивые растворы с разбавленными минеральными кислотами.