Идентификация нанотехнологических

1
Т.А.АЛИЕВ, Г.А.ГУЛУЕВ, А.Г.РЗАЕВ, И.Б.ЮСИФОВ
ИДЕНТИФИКАЦИЯ НАНОТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ В ДОБЫЧЕ НЕФТИ
В настоящее время деятельность нефтяных компаний сопряжена со сложными
технологическими проблемами, поскольку около 2/3 имеющихся запасов нефти и газа
относятся к категории трудноизвлекаемых. Высокая стоимость технологий их добычи
снижает их доходность. Развитые страны мира тратят значительные средства на развитие
нефтяной науки, что позволяет создавать высокорентабельные технологии для
извлечения трудноизвлекаемых запасов нефти. В связи с этим следует отметить
необходимость более глубоко изучения механизма вытеснения нефти их нефтяных
залежей в добывающие скважины.
Нефтенасыщенные пласты представлены пористыми материалами с различными
размерами пор, поровых каналов и вещественными системами пород, определяющими
особенности взаимодействия пластовых и закачиваемых флюидов с породой. С учетом
отмеченного можно сделать вывод о том, что вытеснение нефти из нефтяных залежей в
добывающие скважины являются не механическим процессом замещения нефти
вытесняющей ее водой, а сложным физико-химическим процессом, при котором
определяющую роль играют явления ионообмена между пластовыми и закачиваемыми
флюидами с породой [1, 2], т.е. наноразмерные процессы.
Механизм перемещения нефти в пласте и ее извлечение во многом определяется
молекулярно-поверхностными (наноразмерными) процессами, протекающими на
границах фаз. Поэтому проблема смачиваемости – одна из важнейших проблем
нанонауки в добыче нефти, моделированию механизма, которого посвящены наши
исследования.
Следует отметить, что в пластовых условиях, в огромных скоплениях капиллярных
каналов, в которых движутся взаимно нерастворимые жидкости (нефть и вода) имеются
контакты между двумя и тремя фазами. На этих контактах избирательное смачивание
поверхности твердой фазы нефтью и водой различно (см.рис.1.), вследствие чего
образуются мениски, которые создают капиллярное давления (КД). КД для сферической
поверхности мениска по закону Лапласа можем определить следующим уравнением:
(1)
где – радиус капилляра ( )
Полное смачивание соответствует
2
неограниченному растеканию жидкости
1
по поверхности твердого тела, являющим2
ся, таким образом, самопроизвольным
изотерическим процессом, т.е. сопровож3
даемому всегда убылью свободной энергии
Рис.1. Форма капли, обусловленная
2
на каждый последующий 1 см смоченной
поверхностными натяжениями на разповерхности. Эта убыль, называемая
личных границах соприкасающихся фаз.
также коэффициентом растекания:
,
и
- поверхностные на(2)
тяжения на разделах фаз 1-3, 1-2 и 2-3;
должна быть, таким образом, положитель1-вода; 2-нефть или газ; 3-твердое тело;
ной:
,
- угол смачивания
где
– энергия смачивания
Условие полного смачивания, т.е. убыль энергии при вытеснении водой 1 нефти 2,
с которой ранее граничила поверхность твердого тела 3, была бы больше , т.е.
Когда это условие растекания не выполняется, т.е.
2
вода 1 образует с поверхностью 3 конечный краевой угол ( ):
, где
В этих случаях КД, играющей роль всасывающей силы, всегда меньше своего
максимального значения (
) и составляет
Только до тех пор, пока энергия смачивания положительна (
, хотя и меньше
) КД будет направлено в сторону всасывания, что соответствует
, т.е.
,
0
Когда
становится >90 , т.е. в случае отрицательной энергии смачивания
, КД меняет знак (
),
), переходя через нуль и
становится выталкивающей силой, препятствующей проникновению воды в
несмачиваемые ее , особенно при низкой проницаемости.
Проведенные нами исследования показывают, что КД, значение которого зависит
от свойства поверхностей раздела, определяет многочисленные капиллярные
(наноразмерные) эффекты, оказывающие большое влияние на движение нефти, воды и
газа в нефтяном коллекторе (К)
Если вода смачивает породу К КД будет движущим фактором при вытеснении
нефти водой. Если вода не смачивает поверхность частиц породы КД при вытеснении
нефти водой, то является тормозящим фактором, который необходимо преодолеть.
О роли капиллярных сил в процессах, происходящих в пласте при вытеснении
нефти целесообразно проследить по упрощенной модели К нефтяного пласта (рис.2.),
представляющей собой два цилиндрических капилляра ( ) 1 и 2 сообщающихся между
собой обоим концом. Оба
имеют одинаковую длину, но радиус
1 больше, чем у
2. Оба
первоначально заполнены нефтью, движение воды происходит в
D
направлении от А к В.
C Нефть
Вода
Рассмотрим сначала случай, когда
1 2
нефть вытесняется водой из
, стенки,
A
B
Вода
которых гидрофильны (рис.2, а). Так как
вода смачивает
, то мениски на границе
раздела вода-нефть будут выглядеть так,
как изображено на рис.2, а и поэтому
вытиснится водой из обоих
. Давление в
1 будет согласно (1)
(3)
A
Вода
1 2
Вода C Нефть
B
D
Рис.2. Вытеснение нефти водой из
капилляров нефтяного коллектора
Давление в капилляре 2
(4)
где
- поверхностное натяжение на границе раздела вода-нефть;
и соответственно радиусы капилляров 1 и 2.
Так как по условию
, то
, а поэтому нефть под действием
сил
должна скорее вытесняться из
2, чем из
1. Следовательно, к тому моменту, когда
вода пройдет через
2, вытеснив из нее нефть, из
1 будет вытеснена не вся нефть,
часть ее останется в порах. Вследствие прорыва воды по
2 в соединяющий оба К канал
В эта часть нефти будет удержана в порах
1. КД, действующее на эту каплю нефти
слева, не в состоянии вытеснить ее, так как кривизна мениска на границе раздела воданефть справа (точка С) больше, чем кривизна мениска слева (точка Д), и, следовательно,
3
КД справа будет больше. Даже при значительном повышении давления нагнетания,
захваченная капля нефти не сможет вытисниться, так как перепад давления ( ),
приходящихся по длине изолированной капли меньше КД, действующего с правой
стороны. В конечном счете давление, действующее на каплю слева (КД+ )
уравновешивается КД справа и капля нефти застревает в порах К и она остается за
фронтом вытеснения.
В гидрофобной К, в отличие от предыдущего,
силы направлены против
движения нагнетаемой воды (рис.1., б), а поэтому потребуется некоторое добавочное
давление нагнетаемой воды для преодоления КД. Так как
, КД в
2 будет
больше, чем в
1 и, следовательно, скорость движения воды в
2 будет меньше.
Вследствие этого к тому моменту времени, когда вода вытеснит нефть из
1 и войдет в
канал В, соединяющий выходные концы обоих
в
2, часть нефти еще не вытиснится
м окажется за фронтом вытеснения.
В коллекторе промежуточной смачиваемости (при
) впитывание воды под
действием
сил происходит значительно слабее, чем в средах, полностью смачиваемых
водой. В этих случаях
силы уже не являются преобладающим фактором. Силы
сопротивления движению могут оказаться тогда в таком соотношении с
-ми силами,
что вода будет двигаться в обеих порах примерно с одинаковой скоростью, несмотря на
разную площадь их поперечного сечения. При этом нефть вытесняется из пор разного
диаметра более или менее одновременно, что должно привести к большему извлечению
нефти, чем в случаях предельной смачиваемости породы водой или нефтью.
Проведенные исследования показали, что смачивание породы К водой не только
влияет на изменение КД, а также является причиной набухания (рис.3) и раздробления
внутренней поверхности
К и образования глинистых частиц в виде коллоидных
систем (суспензии), приводящих к закупорке
К и понижения добычи нефти. Как
видно из рис.3. слой воды удерживается на поверхности
2
1
глин водородными связями с шестигранной решеткой атомов кислорода. Вода, входящая в структуру
кристалла глин (структурированная вода), внедря2
ется на расстояние до 10 нм от наружной поверхности.
Структурированная вода имеет большую
4
3
вязкость (в 30 раз больше), чем свободная вода
3
и создает реологические проблемы, приводящие
к уменьшению добычи нефти.
2
Как результат молекулярно-поверхностных
явлений (наноразмерные процессы) на границе
раздела фаз в нефтяном пласте, кроме смачивае1
мости, также наибольшее значение имеет процесс
адсорбции поверхностно активных компонентов
Рис.3. Адсорбционные слои
(особенно асфальтенов) нефти на породообразуводы
между слоями дегитратироющих минералах. С этим процессом, прежде
ванной
глины. 1,
;
всего, связана гидрофобизация поверхности, а
2-анионы кислорода; 3-катионы
следовательно, и уменьшение нефтеотдачи
пласта. Образование адсорбционного слоя ведет
водорода; 4-шестигранная
цилиндрическая структура воды.
к построению на его основе граничного слоя
нефти, вязкость которого на порядок выше вязкости нефти в объеме, а толщина в ряде случаев соизмерима с радиусом поровых
каналов. Следует особо подчеркнуть значимость работы Беннета и Бартена [3], где
установлено, что даже при наличии пленки воды на поверхности породы в результате
4
адсорбции поверхностно активных компонентов из нефти, пленка разрывается, а в
результате происходит гидрофобизация гидрофильной поверхности.
Кроме того, в работе [3] собрана информация о смачиваемости большого числа
залежей по многим нефтедобывающим районам мира. Лабораторные исследования
показали, что 27% изученных пластов гидрофильны, 66% гидрофобны и 7% имеет
промежуточную смачиваемость. Для карбонатных пород число гидрофобных пластов
достигает 84%. При этом неэффективно используется нагнетаемая в пласте вода.
Из вышеизложенных результатов исследований формул (1-4) и формулы Пуазейла
[4], позволяющая рассчитать эффективный радиус
при фильтрации нефти
(5)
- длина капилляра (см.рис.2);
где
, - объем и вязкость фильтрованной нефти;
- перепад давлений; - время фильтрации.
Следует, что нанотехнологические процессы
К могут привести к уменьшению
проницаемости и увеличению сопротивления К и, следовательно, уменьшению добычи
нефти. Однако эти отрицательные наноэффекты можно предотвратить, если при
управлении добычей нефти использовать соответствующие реагенты, позволяющие
обеспечить условия промежуточной смачиваемости (
Заключение
Проведена идентификация нанотехнологических процессов в добыче нефти.
Показано, что в основе интенсификации процессов добычи нефти лежат наноразмерные
процессы, такие как смачиваемость породы коллектора, отложение поверхностно
активных компонентов нефти на поверхности капилляров. Предложен способ увеличения
нефтеотдачи пласта.
Литература
1.Хавкин А.Я. Нанотехнологии в добыче нефти. Нефтяное хозяйство, 06.2007,
с.58-60.
2.Хавкин А.Я. Закономерность вытеснения нефти в пористых средах. Открытие
№80//Научные открытия. Сборник кратких описаний за 1998 г. РАЕН, 1999, М.:
Н.Новгород, с.53-54.
3.Treibet R.E, Archer Duana L., Owens W.W. A laboratory evolution of the wet ability
of fifty oil-producing resesiors. “Sos.Petrol Eng.J”, 1972, V 12, №6, p.537-540.
4.Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. М.: Недра, 1977,
214 с.