жень щодо застосування поверхнево-активних речовин (ПАР) як добавок при заводнении нафтових пластів були опубліковані в США в 40 - 50-х роках. У нашій країні ця проблема вивчається понад 30 років.
За кордоном використовують ПАР в основному ионогенного типу в різних компонентних складах. Вперше в вітчизняній практиці цей метод у вигляді водних розчинів ПАР типу ОП-10 проходив промислові випробування з 1964 р. на Арланском родовищі. Технології заводнення нафтових покладів із застосуванням водорозчинних та нефтерастворімих ПАР випробовувалися на більш ніж 30 дослідних ділянках родовищ Росії, приурочених до різних типів колекторів.
Механізм процесу витіснення нафти з пластів водним малоконцентровані розчином ПАР типу ОП-10 заснований на зниженні поверхневого натягу між нафтою і водою з 35 - 45 до 7 - 8,5 мН/м і зміні крайового кута змочування кварцовою платівки від 18 до 27 В°. Отже, натяг змочування ( a cosB) зменшується в 8 - 10 разів. Дослідження БашНИПИнефть показали, що оптимальною масовою концентрацією неіоногенних ПАР у воді слід вважати 0,05 - 0,1%.
При витіснення нафти розчинами ПАР останні можуть діфундіровать в значних кількостях в нафту. ПАР адсорбуються асфальтенами нафти. Дисперсність асфальтенів змінюється, від чого змінюються реологічні властивості нафти. Вперше в роботах В.В. Девлікамова з співавторами повідомлялося про дифузії в нафту неіоногенних ПАР з водних розчинів.
Показано, що після контакту досліджувалися нафт з водними розчинами ПАР відбувається істотне поліпшення реологічних і фільтраційних характеристик нафти, в певних умовах аж до повного зникнення аномалій в'язкості. Руйнування структури в нафти полегшує просування її крапель через пори пласта і нефтеотдача зростає. Таким чином, ПАР, використовувані для поліпшення нефтевитесняющей здатності води, повинні мати здатність послаблювати структурномеханіческіе властивості нафт.
Витіснення нафти водним малоконцентровані розчином ПАР при початковій нефтенасищенності і зниженому міжфазному натягу призводить до зменшення обсягу нафти, блокованої водою в великих порах заводненной частини пласта, але несуттєвому.
Проведені в ТатНІПІнефть, СібНІІНП і ВНДІ-нафти досліди по доотмиву залишкової нафти з заводнених пластів показали, що водні розчини неіоногенних ПАР в цьому випадку збільшують коефіцієнт витіснення нафти з моделей пористого середовища в середньому на 2,5 - 3%.
Разом з тим досліди, проведені в БашНИПИнефть на штучних пористих середовищах, повністю насичених нафтою, без залишкової води, показали збільшення коефіцієнта витіснення на 10 - 15%.
Наведені дані про ефективності нефтевитесненія водними розчинами ПАР свідчать про суттєвий вплив на процес нефтевитесненія характеру змочуваності поверхні порових каналів. Із збільшенням гідрофільності порід ефективність застосування ПАР для дови-теснения залишкової нафти знижується.
Як показали модельні дослідження, застосуванн...
