Cтраница 2
На основании изложенного можно считать установленным, с одной стороны, существование параллелизма между поверхностной активностью нефтей и содержанием в них асфальтенов и, с другой стороны, между тенденцией нефти к образованию граничных слоев ( пленок) и содержанием в ней металлопорфириновых комплексов. [16]
Наряду с большим количеством асфальтосмолистых веществ эти нефти имеют также высокое содержание ванадиево-порфириновых комплексов, которые способствуют усилению поверхностной активности нефти. [17]
Было показано, что поверхностно-активные вещества содержат в своем составе металлы и что ванадий - и нп-кель-порфириновые комплексы стимулируют поверхностную активность нефтей. В опытах по вытеснению нефти водой из заполненной грунтом колонки было показано, что извлечение нефти зависит от преодоления стойких граничных пленок, образующихся на водонефтяных контактах и способствующих прилипанию нефти к гидрофильной, увлажненной водой поверхности твердых частиц. В этих опытах было установлено, что поверхностно-активными веществами в таких контактах являются асфальтеновые вещества. [18]
Суммируя результаты исследований, следует считать, что наибольшей поверхностной активностью из всех компонентов нефти обладают металлопорфириновые комплексы, которые в основном и определяют величину поверхностной активности нефтей. [19]
Неполярная углеводородная часть нефти состоит из смеси углеводородов различных рядов ( метановых, нафтеновых, ароматических и др.), а к полярной части, определяющей в основном поверхностную активность нефтей, следует отнести слабые и сильные кислоты, фенолы, смолы, асфальтены, а также азот, кислород и серусодержащие соединения. В тех нефтях, которые оказываются наименее поверхностно-активными, содержание парафина, как правило, значительно больше. Нефти Ромашкинского месторождения относятся к последней группе. Кроме того, в них содержатся еще асфальтены и смолы. Из этого следует, что вследствие адсорбции в призабойной зоне и малопроницаемом пласте асфальтено-смолистых и парафиновых веществ, а также глинистых частиц, вносимых в пласт в процессе глушения скважин и производства ремонтно-изоляционных работ, призабойная зона и малопроницаемый пласт до такой степени кольматируются, что обычными методами эксплуатации не удается извлечь остаточную нефть. [20]
Такие факторы, как преимущественная ассоциация поверхностно-активных порфиринов с асфальтовыми компонентами нефти и большая роль асфальтенов в образовании граничных слоев нефти, свидетельствуют о том, что необходимо изучить роль металлопорфириновых комплексов в поверхностной активности нефти. [21]
Выяснение состава и количественного соотношения металло-порфириновых комплексов в нефтях представляет интерес с геохимической точки зрения и с целью разработки оптимальных вариантов добычи и переработки нефтей. Известно [1], что вана-дилпорфириновые комплексы повышают поверхностную активность нефтей, поэтому при транспортировке и переработке необходимо учитывать содержание порфириновых комплексов как в нефтях, так и в их фракциях. [22]
Изменения в составе остаточных нефтей, в частности, накопление в ней гетероорганических, АСВ с активными полярными центрами в течение разработки залежи, приводят к изменению ее физико-химических свойств, в особенности поверхностно-активных, и эти процессы взаимосвязаны. В то же время вопросу взаимосвязи АСВ с поверхностной активностью нефтей, тем более остаточных, в литературе уделено мало внимания. [23]
При этом наблюдается определенная зависимость между содержанием в нефти асфальто-смолистых компонентов и полнотой ее вытеснения из пористой среды. Однако, как уже неоднократно подчеркивалось, в основном поверхностная активность нефти зависит от металлопорфи-риновых комплексов, а асфальтены играют роль стабилизаторов лри образовании гранично-связанных малоподвижных объемов нефти. Поэтому представляло интерес провести исследования, позволяющие оценить роль металлопорфириновых комплексов при вытеснении нефти из пористой среды. [24]
Приведенные данные убеждают, что порфирины влияют на поверхностную активность нефтей, а металлопорфириновые комплексы, находящиеся в нефтях, являются смесью фракций различной поверхностной активности. В зависимости от преобладания той или иной фракции в этой смеси изменяется поверхностная активность нефти. [25]
Собственная активность последних невелика. По-видимому, ассоциация значительной части порфириновых комплексов с асфальтенами и является причиной того, что многие исследователи поверхностную активность нефти приписывали асфальтенам, хотя в действительности не асфальтены, а МП, содержащиеся в асфальтенах, являются одной из основных причин образования устойчивых пленок и эмульсий на поверхности раздела фаз, что приводит к неполному вытеснению нефти из пласта. Кроме того, МП образуют с реакционноспособными соединениями нефтей устойчивые ассоциаты и надмолекулярные структуры. Наличие жесткост-руктурных ассоциатов предопределяет повышенную вязкость, низкую фазовую проницаемость при гетерофазной фильтрации, высокую адгезию на поверхности поровых каналов и, как следствие, высокую остаточную нефтенасыщенность обводненных коллекторов. [26]
Из литературных данных видно, что все нефти мира обладают поверхностной активностью. I), что поверхностная активность нефтей зависит от метал-лопорфириновых комплексов, ассоциирующихся в асфальтосмоли-стых компонентах нефти. [27]
Ванадилпорфириновые комплексы играют значительную роль в поверхностной активности асфальтенов. Собственная активность последних невелика. По-видимому, ассоциация значительной части порфири-новых комплексов с асфальтенами и является причиной того, что многие исследователи поверхностную активность нефти приписывали ас-фальтенам, хотя в действительности не асфальтены, а металлопорфирины, содержащиеся в асфальтенах, являются одной из основных причин образования устойчивых пленок и эмульсий на поверхности раздела фаз, что приводит к неполному вытеснению нефти из пласта. [28]
Можно сделать вывод, что чем меньше пористость пластов, тем меньше возможность существования в них бактерий и их активизации, так как с уменьшением пористости увеличивается объем связанной воды, препятствующей этому. Толщина слоя воды над нефтью зависит от минералогического, состава породы, характеристики нефти и воды. Она тем-меньше, чем хуже смачиваются водой минералы, из которых сложен пласт, меньше удельная поверхность его, больше поверхностная активность нефти, минерализация воды и ее щелочность. [29]
Большое значение при выборе метода поддерживания пластового давления имеет решение вопроса о пригодности и эффективности использования вод различного состава. Практика их закачки показала, что содержание в них большого количества железа, коллоидов, взвесей, плохо растворимых гидрокарбонатов и сульфатов кальция нередко приводит к выпадению этих веществ в осадок, к закупорке пор. Например, закачка поверхностных вод, содержащих большое количество кислорода, сульфатов кальция и магния, в пласты с щелочной водой нередко приводит к выпадению в осадок серы и карбонатов кальция. Закачка щелочных вод в песчано-глинистые пласты нередко приводят к разбуханию глинистых минералов и ухудшению коллекторских свойств. Кроме того, при оценке методов заводнения большое значение имеет вопрос о степени поверхностной активности нефти, которая устанавливается на основе определения в ней органических кислот. С этих позиций выбор поверхностно-активных веществ при закачке воды в залежи с различными нефтями имеет громаднейшее практическое значение. [30]