Full Text

Введение В научной литературе устоялось мнение о необходимости гидрофобизации коллекторской поверхности в призабойной зоне пласта (ПЗП) при внедрении в нее водных технологических жидкостей. Одним из эффективных гидрофобизаторов поверхности песчаных и полимиктовых коллекторов являются катионные ПАВ (КПАВ). Считается, что их использование повышает относительную фазовую проницаемость для нефти и снижает ее для воды. Стендовые и промысловые испытания по воздействию на призабойную зону пласта Однако это мнение не нашло подтверждения в результате стендовых экспериментов на полимиктовых кернах. А.Т. Горбунов со своими сотрудниками во ВНИИ нефти [1] в конце 1980-х гг. первыми будировали тему их использования для гидрофобизации коллекторского пространства в ПЗП с убежденностью о значительной роли в ней капиллярных сил и снижении притока воды в ствол скважин. С этой целью они провели стендовые эксперименты на модели из дезинтегрированных кернов Суторминского месторождения с проницаемостью по газу kg = 0,5 мкм2, L = 25 см, d = 2 см при 85 оС с нефтью этого месторождения, разбавленной октаном, водой p = 1020 кг/м3 и 2%-ным раствором ИВВ-1, со значением межфазного натяжения на границе с нефтью σ1,2 = 0,2-0,25 мН/м при 20 оС. Скорость закачки жидкостей в модель составляла 20 м/сут. В первой серии опытов модель насыщали водой и вытесняли ее нефтью с определением исходной нефтенасыщенности S0, а затем вновь водой до остаточного нефтенасыщения SR0. Во второй серии - нефть вытесняли 2 ПО раствора КПАВ, а затем водой. В третьей серии - после насыщения модели водой фильтровали 2 ПО раствора КПАВ и последовательно вытесняли водой, нефтью и снова водой. После каждой серии оценивали подвижности нефти П0 = k0/η0, воды Пw и конечный коэффициент нефтеизвлечения β0 (табл. 1). Анализ табличных данных свидетельствует об отсутствии дополнительного отмыва нефти раствором КПАВ, снижении подвижности нефти при связанной воде в условиях большей нефтенасыщенности, чем с обычной водой, и повышении подвижности воды после воздействия раствором КПАВ более чем в два раза. Именно такого результата и следовало ожидать из ранее установленных фактов влияния гидрофобизации коллекторского пространства на относительную фазовую проницаемость (ОФП) нефти и воды. В итоге авторы делают вывод, что «... применение катионного ПАВ для обработки ПЗП обводненных добывающих скважин может привести к необратимому изменению смачиваемости породы и, как следствие, к прогрессирующему возрастанию обводненности продукции». Рациональным может быть использование КПАВ при глушении скважин и ОПЗ в начальный период эксплуатации с целью удаления АСПО и разрушения ВНЭ. Например, глушение 5 скважин Суторминского месторождения 1%-ными растворами ИВВ-1 в 1989-1990 гг. не сопровождалось ростом их обводненности и снижением дебитов нефти. Промысловые испытания технологии ОПЗ 48 низкообводненных скважин месторождений ПО «Ноябрьскнефтегаз» 1-3 м3/м 1,5%-ными водными растворами ИВВ-1 в 1989-1990 гг. свидетельствовали об их успешности всего на 56-70 % с незначительной дополнительной добычей нефти. Таблица 1 Результаты влияния фильтрации 2%-ного водного раствора ИВВ-1 на подвижность фаз в модельной пористой среде Параметр Модель № 1 Модель № 2 Модель № 3 После вытеснения воды нефтью S0, % 61,0 69,0 61,5 П0, мкм2/мПаžс 0,50 0,41 0,49 После вытеснения нефти водой SR0, % 27,0 31,5 28,0 Пw, мкм2/мПаžс 0,25 0,59 0,60 β0, % 55,7 54,3 54,5 В.Н. Глущенко, принимавший участие в работах сотрудников ВНИИ нефти по гидрофобизации ПЗП и выстраивании технологии эффективного использования КПАВ, в своей работе [2] отводил подчиненную роль капиллярным процессам, по сравнению с гидродинамическим давлением со ствола скважин, и согласился с мнением В.Т. Горбунова о потенциальной применимости КПАВ в водных растворах на этапах перфорации и глушения скважин с высокой нефтенасыщенностью ПЗП. Лучшим же вариантом именно повышения ОФП нефти над водой следует признать ее простое углеводородонасыщение. Уже в 1991-1992 гг. обработка ПЗП более 30 добывающих скважин Самотлорского месторождения осуществлялась 1-2 м3/м углеводородными растворами КПАВ с продавкой нефтью при успешности 75-85 % [3]. Как правило, это были скважины после первичного вскрытия или осложненные частыми глушениями. ОПЗ ряда скважин производились водными растворами 12%-ной HCl с КПАВ из расчета 0,2-2 м3/м, что уже не позволяет градуировать их эффективность вследствие использования именно КПАВ. И.И. Минаков [4] в подходе к гидрофобизации ПЗП исходил из следующих предположений: «В гидрофильной породе ϴ<90о и возникающее на границе раздела фаз в порах давление удерживает в них воду. Если поверхность породы коллектора обработать гидрофобизирующими веществами, то изменится ее смачиваемость, и она приобретает водоотталкивающие свойства. В этом случае ϴ ˃ 90о и может увеличиваться до 180°, капиллярное давление изменит свой знак на обратный, т.е. будет теперь способствовать вытеснению воды из капилляра. Таким образом, в пласте вода будет вытесняться нефтью из мелких пор в крупные, из которых она в дальнейшем при эксплуатации скважин легко может быть удалена». Возникает вопрос: а вновь из пласта она не поступит в эти каналы? В 1993-1996 гг. на Самотлорском месторождении технология ОПЗ приобрела комплексный характер, включающий закачку в ПЗП раствора HCl, удаление части воды из ПЗП ацетоном или метанолом с КПАВ, нагнетание 0,1-1%-ного растворов КПАВ в углеводородной жидкости или нефти, остановка на реагирование в течение 24 ч и запуск скважин в работу. Остается неясным, какую долю отнести на счет гидрофобизации ПЗП. А.В. Старковский и Т.С. Рогова [5] переоценили значимость капиллярных процессов в ПЗП при ее гидрофобизации с претензией на повышение нефтеотдачи пластов: «Технология гидрофобизации ... повышает нефтенасыщенность в ПЗП, улучшает условия притока нефти или газа в скважину. Снижение фильтрационных сопротивлений по нефти вследствие гидрофобизации поверхности пористой среды в небольшой по размеру зоне пласта восстанавливает потенциальные возможности скважин и способствует повышению выработки нефти». Возможны ли такие простота и эффективность метода? Далее еще: «... для гидрофобной пористой среды, заполненной нефтью, капиллярное давление для воды направлено в сторону воды, оно препятствует ее проникновению. Поэтому гидрофобная пористая среда имеет существенно более низкую фазовую проницаемость для воды не только по горизонтали, но и по вертикали». И, наконец, авторы полагают, что именно приток нефти из пласта в сеть наименее проницаемого коллекторского пространства вытеснит воду. Напрашивается вопрос, а будет ли нефть сюда фильтроваться, если есть гидравлическое давление и макрораскрытые каналы с определенной нефтенасыщенностью? Обратимся к М. Маскету, который пишет на с. 163 своей книги [6]: «При благоприятной геометрии порового пространства капиллярное давление вызывает перемещение воды из проницаемой породы в плотную, а нефти в противоположном направлении». Предложенное ими техническое решение по патенту [7] включает следующие последовательные стадии: смену водной ЖГ на безводную нефть, закачку глинокислотного состава (ГС) с 0,5 % КПАВ из расчета 0,5-11 м3/м, который почему-то именуют микроэмульсией, 0,1-5 % углеводородного раствора КПАВ при отношении к ГС 1:1-3 и безводную нефть в объеме, равном раствору КПАВ, выдержку 6 ч и запуск скважины в работу. По результатам ОПЗ 11 низкодебитных или простаивающих скважин ОАО «Ноябрьскнефтегаз» в 1995 г. из всех получен приток нефти как с высокой, так и низкой обводненностью продукции при продолжительности эффекта 1-5 месяцев. Исследованиями Д.Ю. Крянева с соавт. [8] на насыпных моделях из кварцевого песка и дезинтегрированных кернов Суторминского месторождения без указания их характеристик и методики проведения опытов подтверждено практически линейное увеличение скорости фильтрации воды с ростом концентрации ИВВ-1 в вытесняющей воде от 0,2 до 6 %, что авторы назвали коэффициентом стимуляции. Ими условно предполагается незатрудненный вынос из ПЗП привнесенной воды, а факт такого же интенсифицированного продвижения поступающей из пласта воды в послеремонтный период замалчивается. Однако фраза: «... применение КПАВ в гидрофильном коллекторе может быть эффективным, если при их использовании не очень сильно будет изменяться его гидрофобизация, поскольку в этом случае может значительно возрастать фазовая водопроницаемость», не раскрывает, как именно регулировать «не очень сильно»? А вот ОПЗ на месторождениях Ноябрьского региона проводились с кислотными составами, включающими дополнительно гидрофилизирующий НПАВ-АФ9-12 или оксид алкилдиметиламина («Синол КАМ») с целью отмыва АСПО и разрушения ВНЭ. Спрашивается, а зачем тогда КПАВ, если его адсорбция будет подавлена НПАВ? Снова присутствует неопределенность и уход от темы эффективности гидрофобизации. После цикла работ [1, 3, 4] и статьи [2] к этой теме обратился Р.Н. Фахретдинов c соавт. [9], акцентировавшие внимание на важности комплексной раскольматации ПЗП в скважинах, эксплуатирующих низкопроницаемые полимиктовые коллекторы западно-сибирских месторождений, связанной с ее насыщением мелкодисперсной твердой фазой и водным фильтратом на этапах вскрытия, глушения скважин, а также поступающей из пласта водой. С этого вопроса мы также начали часть 1 данной статьи. Рассматривая технологические приемы повышения ОФП нефти в ПЗП и снижения ее для воды с использованием КПАВ, авторы обратили внимание на необоснованную рекламу их эффективности для ОПЗ как добывающих, так и нагнетательных объектов. Причем по 51 ОПЗ добывающих скважин в 1996 г. на месторождениях Западной Сибири успешность составила 69 % при продолжительности эффекта 140 суток, а по 241 ОПЗ нагнетательных - 82 % и 248 суток соответственно, что, может быть, и связано именно с гидрофобизацией коллекторской поверхности в последнем случае. Они считали, что: «Механизм действия КПАВ представляет собой результат различных сложных физико-химических процессов, поэтому, чаще всего, выбор вида КПАВ, их концентрации и объектов воздействия осуществляется опытным путем». В связи с этим углубленные его исследования важны для нефтепромысловой практики. Роль капиллярных сил в сравнении с гидродинамическими для пористых сред Исследованию роли капиллярных сил, капиллярной пропитки в процессах нефтевытеснения посвящены много работ, среди которых [10-34]. Рассмотрим кратко сущность капиллярных процессов и значимость капиллярных давлений, реально имеющих место в пластовых условиях разносмачиваемого коллекторского пространства, для водных жидкостей применительно к глушению скважин. На практике глушение скважин требует создания репрессии в стволе скважины столбом ЖГ » на 10 % выше пластового давления, что может составлять ΔРг = 2-3 МПа и более. Это предполагает фильтрацию ЖГ в ПЗП по наиболее раскрытому коллекторскому пространству в соответствии с уравнением Гагена - Пуазейля [35]: (1) где Q - объемный расход жидкости, м3/с; n - число фильтрационных каналов на площади S, м2; r - радиус каналов, м; ΔРг - перепад гидравлического давления, Па; η - динамическая вязкость фильтрующейся жидкости, Паžс; L - длина пути фильтрации, м. На основании современных представлений процесс излечения пластовых флюидов контролируется значениями ряда основных параметров коллекторского пространства: · проницаемостью; · смачиваемостью; · структурой пористой среды (соотношением долей проточных и нефильтрующих пор и каналов); · соотношением гидродинамических и капиллярных сил; · нефте- и водонасыщенностью. Проточные каналы rk < 0,1 мкм в гидродинамическом движении не участвуют, а при rk ˃ 150 мкм жидкость движется под влиянием только гидродинамического давления. Поры размером r < 0,2 мкм заполнены остаточной водой и участия в фильтрации не принимают, поры r = 0,2-3 мкм содержат адсорбированную и пленочную формы нефти, а в порах r = 3-100 мкм сосредоточена свободноподвижная нефть. В работе [36] на примере гидрофильного терригенного образца керна со значениями газопроницаемости kg = = 0,09ž10-3 мкм2, m = 6,4 %, с Sw = 50 % установлено следующее соотношение N каналов различного радиуса: rk, мкм 0,01-0,1 0,1-1,0 1-10 10-100 N, % 40 30 20 10 Таблица 2 Величина прикладываемого давления для вытеснения нефти и противодействующее капиллярное давление Вид насыщающего флюида Давление вытеснения, МПа Градиент давления, МПа/м Радиус поровых каналов, мкм Капиллярное давление, МПа Свободноподвижная нефть < 0,05 < 1,7 3-100 < 8,5ž10-3 Пленочная нефть 0,05 1,7 0,3-3,0 8,5ž10-2 Адсорбированная нефть 0,52 17,3 0,2-0,3 0,09 Остаточная вода 0,7 23,3 <0,2 0,12 Таблица 3 Стендовые эксперименты Флюид ϴ = 76-83о ϴ = 93о ΔР, МПа kž103, мкм2 ΔР, МПа kž103, мкм2 Азот 0,03 40,6 0,03 12,2 0,06 38,5 0,06 11,3 0,09 35,6 0,09 10,5 Пластовый газ 0,03 36,4 0,03 8,3 0,06 32,0 0,06 8,2 0,09 23,1 0,09 7,6 Вода 0,03 0,57 0,06 2,04 0,06 0,54 0,09 2,01 0,09 0,54 0,12 2,01 Керосин 0,03 1,95 0,06 1,59 0,06 1,95 0,09 1,57 0,09 1,95 0,12 1,57 Таблица 4 Капиллярное давление при впитывании воды в гидрофильные нефтенасыщенные песчаные керны k, мкм2 Sw 100 80 60 40 30 0,5 1,4 2,8 5,5 9,7 16,6 0,2 4,1 9,0 16,6 34,5 51,7 0,005 11,7 16,2 49,7 93,2 132,5 Стендовыми исследованиями по вытеснению нефти водой из данного образца установлено извлечение практически только свободноподвижной ее формы и только 2-5 % - пленочной с ростом давления до прорыва воды. Ниже представлены величины прикладываемого давления для вытеснения нефти и противодействующее капиллярное давление со стороны нефти (табл. 2). Стендовыми экспериментами на преимущественно гидрофильном терригенном керне Уренгойского месторождения и преимущественно гидрофобном - Рудовского месторождения (Украина) установлены следующие их проницаемость для газов, воды и керосина [37] (табл. 3). По результатам стендовых экспериментов следует превышение проницаемости для керосина над проницаемостью для воды в гидрофильном коллекторе в 3,6 раза, а в гидрофобном, наоборот, - в 1,27 раза ниже. Для образца керна Рудовского месторождения с нейтральной смачиваемостью ϴ = 90о имело место равенство проницаемостей воды и керосина. Величина и знак капиллярного давления Рк (Па) для жидкости, внедряющейся в цилиндрический капилляр внутренним радиусом rk или находящейся в нем, при контакте с антиполярной жидкостью определяется возникающим краевым углом смачивания ϴ его капиллярной поверхности и межфазным натяжением σ12 между жидкостями в соответствии с уравнением Юнга - Лапласа [38]: (2) В частности, при впитывании воды в гидрофильный капилляр ϴ < 90о, заполненный нефтью, величина Рк является движущей силой такого процесса пропорционально росту величин σ12, cosϴ и снижению радиуса капилляра. Например, снижение σ12 путем растворения ПАВ в воде сдерживает интенсивность капиллярной пропитки и силу удерживания воды в капилляре. Для случая гидрофобного капилляра ϴ ˃ 90о требуется уже приложить некоторое гидравлическое давление Рг для впитывания воды, когда Рг ˃ Рк, т.е. знак Рк меняется на обратный. В варианте же впитывания нефти в гидрофильный капилляр, заполненный водой, вектор Рк направлен в сторону нефти, и все будет зависеть от ее смачивающих свойств, толщины и резистентности пленки воды на капиллярной поверхности. При содержании ПАВ-гидрофилизаторов пленка утолщается и может служить гидравлической подложкой для нефти, ускоряющей ее движение по гидрофобной поверхности. Вода, содержащая ПАВ-гидрофобизаторы, может изменить смачиваемость гидрофильной поверхности на гидрофобную, и тогда нефть начнет впитываться. И, наконец, в случае беспрепятственной адсорбции из нефти ее полярных компонентов (смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты, металлопорфириновые комплексы и др.) на гидрофильной поверхности она начнет смачиваться нефтью и пропитывать капилляр. Чтобы приблизить модельные эксперименты к нефтепромысловой практике или без их постановки прогнозировать возникающие в пористых средах капиллярные давления в (2) осуществляют замену rk на фильтрационно-емкостные характеристики коллекторов через терм и дополнительный ввод функции Леверетта в зависимости от их водонасыщенности. Без ущерба в расчетах можно принять: (3) Ниже представлены величины Рк (кПа) при впитывании воды в гидрофильные нефтенасыщенные песчаные керны с различным водосодержанием по данным Н. Мангэна [38] (табл. 4). Из равенств Дарси и Пуазейля для горизонтальных капилляров Ушборном получено уравнение глубины капиллярной пропитки L (м) во времени τ при вытеснении антиполярной жидкости вязкостью η: (4) из которого следует снижение скорости пропитки во времени пропорционально Аналогично (3) можно произвести замену на rk терм С наличием прикладываемого гидравлического давления Рг равенство (4) преобразуется к виду: (5) Для системы двух несмешивающихся жидкостей, когда одна из них с вязкостью η1, внедрившаяся в капилляр на глубину l1, вытесняет другую жидкость с вязкостью η2, расположенную на глубине l2, используют уравнение Уошберна для скорости капиллярной пропитки (V, м/с) (6) и соответственно с прикладываемым перепадом гидравлического давления: (7) В условиях ΔРг ˃˃ Рк оно подчиняется обычному пуазейлевскому течению. Анализ данных уравнений свидетельствует о позитивном влиянии на удаление водной фазы из ПЗП в области совместного действия капиллярного и гидродинамического давления величин следующих факторов: · низкого значения σ12 и η находящихся в них жидкостей; · плохой смачиваемости ими поверхности; · увеличения проницаемости коллекторского пространства; · повышения гидравлического давления в обратном пропитке направлении. Таким образом, как в прямом направлении фильтрации водной ЖГ из ствола скважины в ПЗП, так и обратном - из ПЗП в ствол скважины, наиболее благоприятная картина складывается для жидкостей с минимальным создаваемым капиллярным давлением. В реальных условиях можно снизить значения σ12 воды на границе с нефтью в 20-300 раз с 20-30 до 0,1-0,2 мН/м путем растворения ПАВ, и изменить смачиваемость преимущественно гидрофильной коллекторской поверхности от cosϴ ≈ 0,6 для ϴ ≈ 50о до cosϴ ≈ 0,1-0,02 для ϴ ≈ 84-89о. Рассмотрим факторы гипотетического контроля капиллярных сил для проникновения фильтрата в ПЗП с позиции апологетов гидрофобизации ПЗП. В случае преимущественно гидрофильного и промежуточно-смачиваемого коллектора вектор Рк направлен вглубь пласта с опережающим ростом в сеть низкопроницаемых, преимущественно заполненных остаточной и относительно подвижной водой каналов. Но поскольку в таких зонах водонасыщенность может приближаться к 100 %, то и Рк→0. Следовательно, значительная часть, а может и бóльшая, водного фильтрата перераспределится в нефтенасыщенное пространство с остаточной водой, где величина Рк и скорость пропитки воды растают. Наличие ПАВ в фильтрате также интенсифицирует скорость его пропитки в нефтенасыщенную зону с остаточной водой в большей степени, чем водонасыщенную. Данное обстоятельство благоприятно для отмыва нефти, но в варианте водонасыщения ПЗП - негативно. Лишь с учетом наступающей более полной гидрофилизации коллекторской поверхности и увеличения доли отмытой нефти можно предполагать локальное ускорение последующей фильтрации нефти. Внедрение фильтрата в гидрофобный нефтенасыщенный коллектор должно сдерживаться противоположной направленностью вектора Рк, хотя, с учетом гетерогенной смачиваемости, может иметь место и капиллярное впитывание. В водонасыщенную зону пропитка будет ослаблена. Однако, как бы ни была гипертрофирована роль капиллярных давлений, они составляют малую толику в гидродинамическом давлении, прикладываемом к продуктивным пластам со стороны объектов нагнетания и добычи, что следует из помещенных выше экспериментальных данных на кернах и расчетных уравнений для Рк и скорости пропитки. В противном случае невозможна была бы разработка залежей с преимущественно гидрофобным типом смачиваемости коллекторской поверхности. Процесс удаления водного фильтрата из ПЗП в ствол скважины также будет осуществляться при контроле гидродинамического давления, создаваемого в ПЗП депрессией на пласт. Роль Рк может быть существенной только в пористых средах со значениями k < 1ž10-3 мкм2. Условно примем процессы вытеснения дискретно нефтяной и водной фазы. В любом по смачиваемости нефтенасыщенном коллекторе с проникшим фильтратом его вытеснение существенно облегчится вследствие опережающего поступления нефти по более раскрытым каналам в соответствии с (1) до точки пересечения кривых ОФП (см. рис. 1 в части 1). Превышение этих значений Sw инициирует самостоятельное движение фильтрата с ускорением по гидрофобному пространству. Из-за недоступности наиболее низкопроницаемых каналов для фильтрации нефти, где частично сосредоточится фильтрат, он будет относительно неподвижным, т.е. капиллярно-защемленным, увеличивается остаточная водонасыщенность. В этом случае благоприятно скажется максимальное снижение значений Рк для него путем растворения в ЖГ ПАВ. Вытеснение водной фазой фильтрата из нефтенасыщенного пространства совместно с нефтью подчиняется общеизвестным законам двухфазной фильтрации: поршневому - для гидрофильного пространства, и глобулярному - для гидрофобного. В любом из них при наступающем смешивании воды и фильтрата может наступить перенасыщение такой водной фазой точки пересечения ОФП и опережающее поступление в ствол скважины с ее долей, определяемой по формуле (1) части 1 статьи. В водонасыщенной зоне проникший фильтрат также смешается с остаточной водой, увеличит ее содержание до подвижного состояния и инициирует самостоятельную фильтрацию с дополнительно поступающей из пласта водой. Вновь-таки при гидрофобном состоянии коллекторской поверхности такое движение интенсифицируется, по сравнению с гидрофильной. Таким образом, максимальная уязвимость ПЗП от проникновения водного фильтрата складывается на этапе ее высокой нефтенасыщенности, когда значения Рк высоки, а кривая ОФП нефти может быть резко сдвинута вправо по оси нарастающей водонасыщенности. Это стимулирует гидравлическую подвижность водной фазы из глубины пласта, хотя гидрофильное состояние поверхности окажет ему определенное сопротивление. М. Маскет [6] на с. 164 отмечает, что «капиллярные силы являются второстепенным фактором в динамике добычи нефти», а их роль может быть весомой в «... выравнивании скорости вытеснения нефти между плотными и проницаемыми участками продуктивной зоны» [6, с. 163]. Известные специалисты Н.А. Черемисин, В.П. Сонич, Ю.Е. Батурин и Н.Я. Медведев [39] считают, что «... капиллярная пропитка не может быть движущей силой перераспределения фаз», но «… могут блокировать движение как в отдельной поре, так и целых блоках и прослоях». Вместе с тем роль капиллярных процессов чрезвычайно весома в преодолении жидкостями сообщающихся каналов различной макрораскрытости и движении глобул по каналам меньшего радиуса, что мы осветим в третьей части статьи. Таблица 5 Значение Pк в низкопроницаемых сланцевых формациях Параметр Значение kž103, мкм2 1 0,1 0,01 0,001 Sw, % 20 40 20 40 20 40 20 40 ~Рк, МПа 0,4 0,15 1,4 0,4 2,9 1,3 4,1 3,4 а б Рис. 1. Влияние концентрации и минерализации растворов гидрофобизаторов ГФ-1 (а) и ГФ-2 (б) на кинетику водонасыщенности [43] Величины Рк для воды значительны в низкопроницаемых сланцевых формациях, особенно при низком ее остаточном количестве [40, с. 265] (табл. 5). В плане гидрофобизации ПЗП заслуживает внимания точка зрения А.М. Свалова из ИПНГ РАН [16], который отвергает принятый на веру многими специалистами тезис, что гидрофобизация пород ПЗП снижает ОФП для воды. Он верно подчеркивает невозможность снижения объемов поступающих в ствол скважин пластовых флюидов вследствие гидрофобизации и распространение такого влияния лишь на интенсивность их фильтрации. Определяющим фактором при гидрофобизации ПЗП является ОФП пластовых флюидов [41]. В случае низкой обводненности скважинной продукции коэффициент продуктивности скважин (Кпр) может даже снижаться из-за роста сопротивления фильтрации нефти по гидрофобному капиллярному пространству. Высокая обводненность требует проведения в скважинах водоограничительных работ агентами селективного действия, гидрофобизация ПЗП таких объектов повышает их Кпр только вследствие увеличения доли воды в продукции. Водоотталкивающие свойства гидрофобизированных пористых сред справедливы лишь в области действия капиллярных давлений, которые при доминировании гидравлических - несущественны. При высокой нефтенасыщенности, наоборот, Кпр снижается для общего притока, что прямо противоположно целям гидрофобизации ПЗП. В слоисто-неоднородных пластах заводненные прослои вследствие гидрофобизации могут повысить долю воды в продукции скважин и снизить приток нефти из нефтенасыщенных прослоев. Критически следует подходить к использованию лабораторных методик по самопроизвольной пропитке модельных пористых сред, принятых в кругу нефтяных специалистов для оценки эффективности гидрофобизирующих агентов. Они опираются на экспериментальные работы с разносмоченными капиллярами из области коллоидной химии и пористыми средами при атмосферных условиях. Такие материалы полезны в отношении математического аппарата описания капиллярной пропитки, действия различных ПАВ на инверсию краевых углов смачивания поверхностей и другие эффекты, часть из которых мы рассмотрели выше. Суммированные в работе [38] другие материалы исследованы под углом зрения влияния Рк в капиллярах на движение газовых и жидких глобул, мелкодисперсных частиц и роли в этих процессах ПАВ, к чему мы еще обратимся в части 3 статьи. Принятая в настоящее время многими исследователями экспресс-методика оценки скорости самопроизвольной капиллярной пропитки воды или ее поглощенного объема в насыпных песчаных моделях при атмосферном давлении после их обработки гидрофобизирующими составами описана в [42]. Пористая среда формируется из молотого гидрофильного кварцевого песка фракцией 0,1-0,2 мм или дезинтегрированных проэкстрагированных кернов конкретного месторождения L = 14-15 см, d = 6-7 см. После ее заполнения под вакуумом одним поровым объемом (1 ПО) исследуемого раствора КПАВ или раствором кремнийорганической жидкости в керосине модель выдерживают 12-24 ч, последовательно промывают 10 ПО воды и керосина, проводят вакуумную сушку и оценивают массу впитавшейся воды торцевой поверхностью в течение 2 мин. Ряд исследователей выдерживают тестируемые растворы ПАВ в пористых средах 24 ч. Отметим, что гидрофобизации подвергаются сухие пористые среды, а факт возможности использования дезинтегрированных кернов после их экстракции ничего не добавляет в исследовательском плане, как и очень короткое время пропитки водой. Насколько реально переносить выбранные таким образом концентрации ПАВ на пластовые условия? А ведь переносят, рекомендуют 0,05-0,1 % в ЖГ, доказывают, что их ПАВ лучше других, поскольку впиталось на 0,05 см3 меньше воды, в другом случае вообще вода не впитывается и т.д. Возможно, стоит попытаться в таких моделях создать гидравлическое давление, нефтеводонасыщенность, повысить температуру? Скорее всего, будет впитываться еще быстрее, чем без гидрофобизаторов. Возразят, что это уже фильтрация. Но в реальности мы как раз и «имеем» сочетание этих двух давлений. Позитивным фактором таких экспресс-методик является возможность наблюдения немонотонности пропитки пористых сред растворами ПАВ, когда можно сделать вывод об их адсорбции и, как следствие, изменении смачиваемости фильтрационной поверхности. И.А. Гуськовой с соавт. [43] исследована кинетика капиллярной пропитки нефтенасыщенных песчано-алевролитовых кернов бобриковского горизонта Черноозерского месторождения Татарстана водными разноконцентрированными растворами композиции КПАВ ГФ-1 и НПАВ-ГФ-2. К сожалению, отсутствуют все данные, необходимые для комментария по проведенным экспериментам. Но в этом случае интересен ход кривых на рис. 1 из [43], свидетельствующий о немонотонности такой пропитки и сложном для кинетики влиянии концентрации ПАВ. Вот такая картина более реальна, о чем шла речь выше. К сожалению, профессор Альметьевского нефтяного института И.А. Гуськова отталкивается от следующего тезиса: «Ожидаемый эффект заключается в увеличении дебита нефти за счет гидрофобизации прискважинной части пласта и, соответственно, увеличения относительной проницаемости нефти в этой зоне». А студенты, будущие специалисты, это слушают. В работе [44] на образцах нефтенасыщенных моделью нефти η = 1,2 мПаžс гидрофильных песчаных кернов Ново-Дмитровского месторождения (Краснодарский край) со значениями k = 0,113 мкм2, m = 27,2 % с регулируемой водонасыщенностью пластовой водой p = 1020 кг/м3 и σ12 = 20,4 мН/м исследовали капиллярное впитывание данной воды при t = 108 оС и Р = 23 МПа в течение 10 мин. За данное время вытеснялось 50 % нефти. Скорость капиллярной пропитки линейно снижалась с ростом водонасыщенности кернов от V ≈ 80 см/сут (Sw = 0) до V ≈ 10 см/сут (Sw = 60 %). На гидрофобной модели k = 2,1 мкм2, m = 29,3 % при σ12 = 16,7 мН/м, t = 65 оС и Р = 16 МПа в течение 60 минут скорость пропитки увеличивалась от V ≈ 0,8 см/сут (Sw = 0) до максимальной V ≈ 2,5 см/сут (Sw = 30 %), а затем снижалась до V ≈ 0,8 см/сут (Sw = 60 %). В атмосферных условиях пропитка отсутствовала при Sw=0, начиналась со значений Sw = 10 % (V ≈ 0,1 см/сут), достигала экстремума V ≈ 1,3 см/сут (Sw = 20 %) с последующим снижением до V ≈ 0,1 см/сут для Sw = 60 %. В данных экспериментах все в соответствии с уравнением (2). Общие выводы будут сделаны в конце третьей части статьи.

About the authors

V. N. Glushchenko

Independent author

M. S. Turbakov

Perm National Research Polytechnic University

G. P. Khizhnyak

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 15

PDF (Russian) - 13

PDF (English) - 9

Refbacks

• There are currently no refbacks.