От концентрации NaOH.

Рис. 11. Зависимость вязкости систем вода-нефть и

нефть-0,1 %-ный раствор NaOH от содержания водной фазы.

1 - активная нефть с 0,1 %-ным раствором NaOH; 2 - то же, с пластовой водой; 3 - сла­боактивная нефть с 0,2 %-ным раствором NaOH; 4 - то же, с пластовой водой

Степень снижения межфазного натяжения на границе фаз нефть - раствор щелочи имеет существенное значение в механизме процесса вытеснения нефти раствором щелочи (рис. 12). Все нефти по их активным свойствам при взаимодействии с щелочью по показателю кислотности можно разделить на три следующие группы.

Нефть Показатель кислотности, Стабильное, межфазное

мг КОН /г натяжение, мН/м

Малоактивная <0,5 >1-2

Активная 0,5-1,5 0,02-1

Высокоактивная >1,5 <0,02-0,005

При малоактивных нефтях также возможно низкое межфазное натяжение на контакте нефть - раствор щелочи, но со временем оно быстро повышается до стабильного. При высокоактивных неф­тях фактор времени в меньшей мере влияет на межфазное натя­жение. И самое интересное свойство растворов щелочи состоит в том, что с повышением массовой концентрации ее в воде более 0,04 % межфазное натяжение повышается независимо от актив­ности нефти.

Вторым важным элементом в механизме метода щелочного заводнения служит изменение смачиваемости породы щелочным раствором за счет адсорбции органических кислот на поверхность породы из нефти.

Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, т. е. гидрофилизации пористой среды, что, как отмечалось, повы­шает коэффициент вытеснения нефти водой.

Для многих нефтей наступающий угол смачивания в системе кварц-нефть-вода, характерный для процесса вытеснения нефти водой, при наличии остаточной воды достигает 60-70°.

 

 

 

 

Рис. 12. Зависимость коэффициента извлечения остаточной нефти α от поверхностного натяжения σ на границе раздела нефть-раствор щелочи

Наличие щелочи в воде снижает равновесный контактный угол смачивания до 10-20° и даже ниже.

На процесс взаимодействия нефти с раствором щелочи большое влияние оказывают ионы кальция, магния и железа (рис. 13).

Хлористый кальций с концентрацией 0,01 % существенно по­вышает межфазное натяжение на границе нефть - раствор ще­лочи, которое с увеличением концентрации солей в воде до 4-6 % практически не изменяется. Значительные потери активности щелочного раствора возможны и при высоком содержании в пла­стовых водах двуокиси углерода. В результате реакции с ней щелочи образуется водный раствор кальцинированной соды (Na2CO3), которая тоже является щелочью, но более слабой, и не позволяет достигнуть таких низких значений межфазного натяже­ния, как едкий натр. Однако она может хорошо умягчать жесткие пластовые воды.

 

 

Рис. 13. Влияние солей кальция на зависимость поверхностного натяже­ния σ растворов щелочи на границе раздела с высокоактивной нефтью

Раствор: 1 - NaOH; 2 - NaOH+0,1 % CaСl₂; 3 - NaOH+0,05 % СаСl₂

 

Благоприятное влияние на щелочные растворы оказывает при­сутствие в воде хлористого натрия, способствующего снижению концентрации щелочи в растворе для получения минимального межфазного натяжения.

В карбонатных коллекторах изменение смачиваемости зависит от наличия в нефти азотсодержащих компонентов, которые, адсор­бируя, гидрофилизируют их, а щелочные растворы эффективнее вытесняют нефть с поверхностей.

Установлено, что наличие щелочи в пластовой воде смещает в благоприятную сторону кривые фазовых проницаемостей при совместной фильтрации нефти и воды. Относительная проницае­мость пласта для активной нефти существенно улучшается, осо­бенно при насыщенности водой (раствором) более 70 %, когда обычная нефть становится неподвижной. При щелочном растворе относительная проницаемость для нефти еще больше, чем для воды, и сохраняет подвижность до насыщенности пласта водой до 90-95%.

Наличие глин в породе пласта снижает активность агента за счет ионного обмена между ними. В глине имеются ионы водорода, вступающие в реакцию с ионами гидроокиси закачиваемого рас­твора щелочи, в результате чего снижается рН раствора. Адсорб­ция щелочи на глинистой части породы зависит от типа глин. Из приведенных ниже данных видно, что на кварцевых песках и кар­бонатах адсорбции практически нет.

Минерал Адсорбция щелочи,

мг/г породы

Кварц, кварцит, доломит.......................... Нет

Каолинит ................................................ 0,13

Монтмориллонит ................................... 2,28

Ангидрит ......................................................... 11,60

В породах со сложным составом (сцементированные песчаники, алевролиты) адсорбция имеет промежуточное значение.

Набухаемость глины с большим содержанием рыхлого глино­земистого монтмориллонита в растворе щелочи с концентра­цией 0,25 % в 2 раза больше, чем в воде. При этом адсорбция щелочи равна 0,50 мг/г породы.

Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти плотностью 0,928 г/см и вязкостью 99,7 мПа·с раствором едкого натра в пресной воде с концентрацией 0,25 % показано в табл. 28.

Как видно, в идентичных условиях по пористости и приницаемо-сти пород конечный коэффициент вытеснения нефти щелочным раствором существенно зависит от содержания глины. С увеличе­нием содержания глин он снижается, тогда как вытеснение за без­водный период улучшается, что можно объяснить набуханием глин и более ровным вытеснением.

Технология и системы разработки. Для приготов­ления щелочных растворов можно использовать:

едкий натр (каустическую соду) NaOH;

углекислый натрий (кальцинированную соду) Na2CO3;

гидрат окиси аммония (аммиак) NH4OH;

силикат натрия (растворимое стекло) N2Si03.