1. Поверхностно-активные вещества для гидроразрыва пласта
Методы гидроразрыва пласта часто применяются на нефтяных месторождениях с низкой проницаемостью. Они включают в себя использование давления для разрушения пласта, образования трещин, а затем укрепление этих трещин расклинивающими материалами для снижения сопротивления потоку жидкости, что позволяет достичь цели увеличения добычи и закачки. Некоторые жидкости для гидроразрыва пласта содержат в своем составе поверхностно-активные вещества.
Жидкости для гидроразрыва пласта типа «масло в воде» составляются из воды, масла и эмульгаторов. В качестве эмульгаторов используются ионные, неионогенные и амфотерные поверхностно-активные вещества. Если в качестве внешней фазы используется загущенная вода, а в качестве внутренней — масло, можно приготовить загущенную жидкость для гидроразрыва пласта типа «масло в воде» (полимерную эмульсию). Этот тип жидкости для гидроразрыва пласта может использоваться при температурах ниже 160°C и способен автоматически деэмульгировать и удалять жидкость.
Пенные жидкости для гидроразрыва пласта — это жидкости, в которых в качестве дисперсионной среды используется вода, а в качестве дисперсной фазы — газ. Их основными компонентами являются вода, газ и пенообразователи. В качестве пенообразователей могут использоваться алкилсульфонаты, алкилбензолсульфонаты, алкилсульфатные эфиры, четвертичные аммониевые соли и поверхностно-активные вещества типа ОП. Концентрация пенообразователей в воде обычно составляет 0,5–2%, а отношение объема газовой фазы к объему пены колеблется от 0,5 до 0,9.
Жидкости для гидроразрыва пласта на масляной основе разрабатываются с использованием масла в качестве растворителя или дисперсионной среды. Наиболее часто используемые в этой области масла — это сырая нефть или ее тяжелые фракции. Для улучшения их вязкостно-температурных характеристик необходимо добавлять маслорастворимые нефтяные сульфонаты (с молекулярной массой 300–750). К жидкостям для гидроразрыва пласта на масляной основе также относятся жидкости типа «вода в масле» и жидкости для гидроразрыва пласта с масляной пеной. В первых в качестве эмульгаторов используются маслорастворимые анионные поверхностно-активные вещества, катионные поверхностно-активные вещества и неионогенные поверхностно-активные вещества, а во вторых — фторсодержащие полимерные поверхностно-активные вещества в качестве стабилизаторов пены.
Жидкости для гидроразрыва пластов, чувствительных к воде, представляют собой эмульсии или пены, приготовленные с использованием смеси спиртов (например, этиленгликоля) и масел (например, керосина) в качестве дисперсионной среды, жидкого диоксида углерода в качестве дисперсной фазы и этерифицированных сульфатами полиоксиэтиленовых алкиловых спиртовых эфиров в качестве эмульгаторов или пенообразователей, используемые для гидроразрыва пластов, чувствительных к воде.
Жидкости для гидроразрыва пласта, используемые для кислотной обработки трещин, выполняют как функцию жидкости для гидроразрыва, так и функцию кислотной обработки, применяемые в карбонатных пластах, где обе меры осуществляются одновременно. К жидкостям, связанным с поверхностно-активными веществами, относятся кислотные пены и кислотные эмульсии; в первых в качестве пенообразователей используются алкилсульфонаты или алкилбензолсульфонаты, а во вторых — поверхностно-активные вещества сульфонатного типа в качестве эмульгаторов.
Подобно кислотным растворам, в растворах для гидроразрыва пласта также используются поверхностно-активные вещества в качестве деэмульгаторов, добавок для очистки и модификаторов смачиваемости, которые здесь подробно рассматриваться не будут.
2. Поверхностно-активные вещества для контроля профиля и предотвращения образования конденсата.
Для повышения эффективности разработки месторождений методом заводнения и сдерживания темпов роста обводненности нефтяных скважин необходимо корректировать профиль водопоглощения в нагнетательных скважинах и принимать меры по водозакупорке в добывающих скважинах для увеличения добычи. Некоторые из этих методов контроля профиля и водозакупорки часто используют определенные поверхностно-активные вещества. Гелевый агент для контроля профиля HPC/SDS получают путем смешивания гидроксипропилцеллюлозы (HPC) и додецилсульфата натрия (SDS) в пресной воде. Алкилсульфонат натрия и алкилтриметиламмонийхлорид соответственно растворяют в воде для получения двух рабочих жидкостей, которые последовательно закачиваются в пласт. Две рабочие жидкости встречаются в пласте, образуя осадки алкилсульфита алкилтриметиламина, которые блокируют высокопроницаемые слои. В качестве пенообразователей можно использовать полиоксиэтиленалкилфеноловый эфир, алкиларилсульфонат и др. Их растворяют в воде для получения рабочей жидкости, которая затем попеременно закачивается в пласт с рабочей жидкостью на основе жидкого диоксида углерода. Это приводит к образованию пены в пласте (в основном в высокопроницаемых слоях), вызывая закупорку и обеспечивая эффект контроля профиля. В качестве пенообразователя используется поверхностно-активное вещество на основе четвертичных аммониевых солей, растворенное в золе кремниевой кислоты, приготовленном из сульфата аммония и жидкого стекла, которое закачивается в пласт, после чего закачивается неконденсируемый газ (природный газ или хлор). Сначала в пласте образуется пена с жидкой дисперсионной средой, затем золь кремниевой кислоты гелеобразуется, образуя пену с твердой дисперсионной средой, которая блокирует высокопроницаемые слои и обеспечивает контроль профиля. Использование поверхностно-активных веществ сульфонатного типа в качестве пенообразователей и высокомолекулярных соединений в качестве загустителей и пеностабилизаторов, а затем закачка газа или газообразующих веществ позволяет создать на поверхности или в пласте пену на водной основе. В нефтяном слое большое количество поверхностно-активного вещества перемещается к границе раздела нефть-вода, вызывая разрушение пены, поэтому оно не блокирует нефтяной слой и является селективным агентом для закупоривания нефтяных скважин водой. Водозакупоривающий агент на масляной основе представляет собой суспензию цемента в масле. Поверхность цемента гидрофильна. При попадании в водоносный слой вода вытесняет масло с поверхности цемента и вступает с ним в реакцию, вызывая затвердевание цемента и блокировку водоносного слоя. Для улучшения текучести этого закупоривающего агента обычно добавляют поверхностно-активные вещества карбоксилатного и сульфонатного типов. Водозакупоривающий агент на мицеллярной основе представляет собой мицеллярный раствор, состоящий в основном из нефтяного сульфоната аммония, углеводородов, спиртов и т. д. При контакте с высокосоленой водой в пласте он может стать вязким, обеспечивая водозакупоривающий эффект. Водозакупоривающие агенты на основе катионных поверхностно-активных веществ, растворенных в воде или масле, которые в основном состоят из алкилкарбоксилатных и алкиламмонийхлоридных поверхностно-активных веществ, подходят только для песчаниковых пластов. Активный водозакупоривающий агент на основе тяжелой нефти представляет собой тяжелую нефть, растворенную в эмульгаторах типа «вода в масле». При контакте с водой в пласте образуется высоковязкая эмульсия типа «вода в масле», которая служит для закупоривания скважины водой. Закупоривающий агент типа «масло в воде» получают путем эмульгирования тяжелой нефти в воде с использованием катионных поверхностно-активных веществ в качестве эмульгаторов типа «масло в воде».
Дата публикации: 08.01.2026