Рекомендуемые к внедрению технологии и их эффективность

из "Проблемы извлечения остаточной нефти физико-химическими методами"

Из керна Абдрахмановской площади Ромашкинского месторождения компоновалась двухпластовая модель, представляющая собой два параллельных кернодержателя (рис. 4.2), с общим вводом и раздельным отбором жидкостей. Для фильтрации рабочих флюидов использовали установку УИПК, компоновка пористых сред и подготовка рабочих жидкостей осуществлялась согласно ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой . Проницаемость высокопроницаемой модели по газу составила 0,342 мкм , длина - 36 см, диаметр - 3,0 см. Проницаемость низкопроницаемой модели по газу составила 0,113 мкм , длина - 34,5 см, диаметр - 3,0 см. На подготовительном этапе в модель, имеющую 30 % связанной воды и 70%-ю начальную нефтенасыщенность (средние величины для Абдрахмановской площади), нагнеталась вода со скоростью 200 м/год до достижения предельной обводненности. Остаточная нефтенасыщенность при этом по объемной модели составила 28 %. Объем воды, поступающей в низкопроницаемый пласт, при этом оказался равным 31 % от суммарного расхода воды. Затем в модель с той же скоростью закачали оторочку полиакриламида объемом 0,3 (0,2 % марки DKS ORP F 40 NT и 0,015 % хромокалиевых квасцов). После суточной выдержки фильтрация воды продолжалась. В низкопроницаемый пласт после воздействия реагента стало поступать 47% общего объема закачиваемой воды. [c.103]
Результаты сводных фильтрационных опытов приведены в табл. 4.2. Как видно из этой таблицы, давление нагнетания (в нашем случае использовалась установка постоянных расходов, поэтому этот параметр был заменен на темп закачки) оказывает существенное влияние на селективность поступления реагента в низкопроницаемый пласт и последующее регулирование фильтрации воды. [c.103]
количество воды, поступающей в низкопроницаемый пласт, при увеличении темпа нагнетания в 1,2 раза (от 200 до 240 м/год) уменьшилось от 47 до 39 %. [c.104]
Уменьшение объема оторочки также заметно влияет на эффективность метода. Так, уменьшение объема закачки реагента от 0,3 Рп до 0,1 0,05 и 0,01 приводит к снижению количества воды, поступающей в низкопроницаемый пласт, с 47 до 38, 33 и 30 % соответственно. [c.104]
Таким образом, увеличение объема закачки реагента при уменьшении давления нагнетания позволяет значительно увеличить эффективность технологии. Полученные результаты достаточно хорошо согласуются с результатами [70-71], по которым изменение скорости фильтрации или темпа нагнетания неоднозначно влияет на эффективность вытеснения нефти. Диапазон оптимальной скорости фильтрации от 120 до 350 м/год для месторождений Урало-Поволжья (терригенная толща девона), полученный в [70-71], подтверждается в опытах. [c.104]
Одним из путей увеличения технологической эффективности полимерных систем является их модификация путем введения добавок ПАВ в раствор полимера [6-7]. Подобные сложные композиции сочетают в себе нефтеотмывающие свойства, присущие ПАВ, и изолирующие свойства вязкоупругих полимерных растворов. Если имеет место взаимодействие макромолекул полимера и молекул ПАВ, то возможно также улучшение реологических характеристик системы. [c.104]
Проведенные исследования влияния добавок анионных, катионных и неионогенных ПАВ на реологические свойства растворов ПАА (0,3 %), сшитого хромокалиевыми квасцами (0,015 %), показали и некоторые синергетические эффекты вновь образованных растворов. [c.107]
Исследования влияния добавок АПАВ (нефтяные сульфокислоты) проводились при двух концентрациях (0,5 и 5,0 %) и температурах 21 и 71 °С. Каждый раз снималась зависимость эффективной вязкости от градиента скорости сдвига на ротационном вискозиметре Полимер РПЭ-1М для 12 скоростей деформации. [c.107]
Результаты определений эффективной вязкости показывают, что добавление нефтяных сульфокислот в водный раствор ПАА приводит к существенному увеличению вязкости (рис. 4.3, 4.4). [c.107]
При температуре 21 °С вязкость раствора повышается в пределах от 0,973 до 7,920 Па с при концентрации нефтяных сульфокислот в растворе ПАА 0,5 %, а при концентрации 5 % - от 0,973 до 4,091 Пас. [c.107]
При температуре 71 °С вязкость раствора повышается от значения 0,815 до 4,224 Пас при концентрации нефтяных сульфокислот 0,5 %, а при концентрации 5 % - от 0,815 до 3,207 Па-с. [c.107]
С понижением температуры, то есть при 21 °С, увеличивается разность между максимальным (при низких скоростях сдвига) и минимальным (при полностью разрушенной структуре) значениями вязкости. [c.107]
Сравнивая результаты эксперимента, можно сделать вывод, что добавление нефтяных сульфокислот приводит к значительному увеличению эффективной вязкости водных растворов полимеров, то есть к увеличению степени структурирования. [c.107]
Для проверки выводов, полученных в результате физикохимических и реологических экспериментов, были проведены фильтрационные опыты с использованием раствора полиакриламида и натриевых солей нефтяных сульфокислот для низкопроницаемых пластов (50...80 мД) Мамонтовского месторождения. Опыты проводились на модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью. Прирост коэффициента вытеснения составил 4,07 %, что свидетельствует о достаточной эффективности состава. [c.107]
Зависимости вязкости и напряжения сдвига от градиента скорости деформации приведены на рис. 4.5. [c.108]
В результате опытов было установлено, что добавки ПАВ данной концентрации не приводят к существенному изменению реологических характеристик вязкоупругой системы. [c.108]
Добавки ПАВ не приводят к заметному изменению упругих свойств СПС. Рассчитанный по методу Кросса модуль сдвиговой упругости G практически одинаков для исходного сщитого раствора, растворов с добавками КПАВ и НПАВ и составляет приблизительно 1,76 Па. [c.108]
Сохранение вязкоупругих свойств в сочетании со снижением поверхностного натяжения растворов ПАА за счет добавок ПАВ увеличивает технологическую эффективность данных композиций, поскольку добавка ПАВ облегчает закачку в относительно низкопроницаемый пласт за счет снижения удельного сопротивления пласта и увеличивает доотмыв остаточной нефти. [c.108]
Полученные новые данные, имеющие особо важное значение для практики, показали, что в период закачки растворов СПС с добавками КПАВ, в качестве которого использовался ингибитор коррозии Нефтехим-1 в концентрации 0,25 %, может подавить коррозийные процессы в технологии закачки и нагнетательной линии, не изменяя при этом свойства СПС. [c.108]

Вернуться к основной статье

Справочник химика 21

Химия и химическая технология