Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ
Технология обработки призабойной зоны с помощью ПАВ аналогична технологии солянокислотной обработки.
В скважину через трубы насосным агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, который продавливают слабоконцентрированным раствором в таком количестве, чтобы все поровое пространство намеченной зоны обработки было заполнено ПАВ.
В качестве растворителя обычно используют нефть.
Радиус зоны обработки принимают от 0,5 до 2,0м в зависимости от толщины пласта и характеристики его пород и типа ПАВ.
Исходя из этого, объем раствора исчисляют из расчета 0,8 - 2м3 / 1м толщины обрабатываемого пласта.
Концентрацию рабочего раствора ПАВ принимают от 0,5 до 5%.
После продавки раствора ПАВ через 2 - 3 сут возобновляют эксплуатацию скважины.
ПАВ - вещества, снижающие поверхностное натяжение на жидкой и твердой поверхности раздела фаз вследствие адсорбции этих веществ.
Их используют для обработки призабойной зоны с целью:
- Ускорения освоения нефтяных и газовых скважин;
- Предотвращения отрицательного влияния воды на свойства пород продуктивного пласта при ремонтных работах;
- Повышения производительности нефтяных и газовых и приемистости нагнетательных скважин;
- Повышения эффективности СКО;
- Изоляции притоков пластовых вод.
Вследствие снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в среде нефти уменьшается в несколько раз, при этом мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно быстрее и с меньшей затратой внешней энергии, чем крупной. Следовательно, со снижением межфазного натяжения на границе нефть - вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из призабойной зоны. Так же некоторые ПАВ способствуют гидрофобизации поверхности поровых каналов в породе, то есть ухудшают их способность смачиваться водой. При этом нефть легко расплывается на поверхности поровых каналов, вытесняя их них пленочную воду. Отрываясь от твердой поверхности, пленочная вода превращается в мелкие капельки, уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной зоны в скважину.
В промышленности наиболее распространены следующие ПАВ:
- Моющие средства «Новость», «Прогресс» и другие относящиеся к алкивсульфатам;
- Моющий препарат сульфонат - смесь натриевых солей алкилсульфакислот с алкильными остатками, содержащими 12 - 18 атомов углерода;
- Сульфанол НП-3, ДС-РАС (детергент советский - рафинированный алкиларилсульфонат), азоляты А и Б, относящиеся к алкиларисульфонатам; водные растворы этих реагентов обладают моющими и пенообразующими свойствами;
- Нейтрализованный черный контакт (НЧК), представляющий собой соли водорастворимых сульфокислот, получаемых при сульфировании керосиногазойлевых дистиллятов серной кислоты с последующим отделением кислого гудрона, промывкой его водой и нейтрализацией щелочью.
Необходимость обработки
Разработка и добыча сырой нефти включает 3 отдельные фазы: первичную, вторичную и третичную (или улучшенную) добычу.
Во время первичного извлечения естественное давление в пласте или гравитационное вытеснение нефти в ствол скважины в сочетании с методами искусственного подъема (такими как насосы), которые доставляют нефть на поверхность. Но только около 10 % первоначальной нефти пласта на месте обычно добывается во время первичной добычи.
Вторичные методы добычи увеличивают продуктивный срок эксплуатации месторождения, как правило, закачивая воду или газ, чтобы вытеснить нефть и направить ее в эксплуатационную скважину, что приводит к извлечению от 20 - 40 % первоначальной нефти на месте.
Третичные или улучшенные методы добычи нефти позволяют добывать 30 - 60 % или более нефти на месторождении.
Среди третичных методов:
Термическое восстановление, которое включает в себя введение тепла, такого как нагнетание пара, чтобы снизить вязкость или разбавление тяжелой вязкой нефти и улучшить ее способность течь через резервуар.
Закачка газа, при которой используются такие газы, как природный газ, азот или диоксид углерода (CO2), которые расширяются в пласте для вытеснения дополнительной нефти в эксплуатационный ствол скважины, или другие газы, которые растворяются в нефти, чтобы понизить ее вязкость и улучшить ее расход.
Химический впрыск, который может включать использование длинноцепочечных молекул, называемых полимерами, для повышения эффективности заводнения, или использование моющих веществ, подобных поверхностно-активным веществам, чтобы помочь снизить поверхностное натяжение, которое часто препятствует движению капель масла через резервуар. Химические технологии составляют около одного процента производства EOR в США.
Каждый из этих методов был затруднен его относительно высокой стоимостью и, в некоторых случаях, непредсказуемостью его эффективности.
