ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Исследования пены как агента, улучшающего эффективность заводнения из "Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов" Использование пены в качестве нефтевытесняющего агента предложено американским исследователем Фридом [123, 124]. [c.64] Несмотря на большую и квалифицированную экспериментальную работу, проведенную Фрвдом, полученные им данные еще совершенно недостаточны для промышленного опробования этого метода. Прежде всего, осталось невыясненным влияние свойств реальных нефтей на эффективность применения пен, стабильность пены в различных условиях. Влияние неоднородности коллектора на эффективность метода Фридом не рассматривалось вообще. [c.64] В Советском Союзе Л. В. Лютиным [39] были проведены экспериментальные исследования образования пены в пористой среде и вытеснения ею нефти. Результаты опьггов показали, что закачка пены в пористую среду, содержащую нефть, приводит к резкому снижению проницаемости для раствора ПАВ. Им это объясняется тем, что при разрушении пены происходит диспергирование нефти с образованием необратимой высокодисперсной эмульсии. [c.64] Нами изучалось влияние пены на проницаемость пористой среды для газа и воды [83, 85], исследовалась нефтеотдача при вытеснении нефти из неоднородных пластов [79, 83], и рассматривались физикохимические процессы при фильтрации пены и раствора пенообразователя в пористой среде. [c.64] Эксперименты по изучению фильтрационной характеристики пены проводились на линейных моделях пласта длиной 35 см. Проницаемость пористой среды в опытах менялась от 0,57 до 3,7 мкм . В качестве пенообразователя использовались препарат Астра , алкилсульфат и сульфонат натрия. Исследования проводили при установившихся режимах фильтрации пены в пласте. [c.64] Сравнивая результаты опытов по фильтрации пены в пористой среде с нефтью и без нее, можно сделать вывод о равенстве проницаемостей для раствора ПАВ в этих двух случаях при одной и той же водонасыщенности. Проницаемость же для газа в присутствии нефти в сотни раз выше, чем при фильтрации чистой пены. Это, прежде всего, свидетельствует о нестабильности используемой пены в присутствии нефти. Технология закачки в пласт стабильной пены и последующее вытеснение ее должно принципиально отличаться от технологии закачки малостойкой пены. Если в первом случае закачка пены малой влажности приводит к многократному увели юнию фильтрационных сопротивлений (в 20 — 50 и более раз), то во втором случае пена влажностью 30 — 40% создает наибольшее фильтрационное сопротивление. При этом кажущаяся вязкость пены не будет превышать 10 спз. [c.65] В первом случае последующее вытеснение пены целесообразнее проводить газом, проницаемость для которого может оказаться в десятки и сотни раз ниже проницаемости для воды. Во втором случае последующая закачка газа малоэффективна, так как газ быстро прорывается по высокопроницаемым участкам пласта, не совершая в дальнейшем полезной работы. Здесь целесообразнее проводить вытеснение пены водой. Поэтому нами более детально исследовалось влияние пены на проницаемость пористой среды для воды. Опыты проводились на линейных пластах с несцементированной и сцементированной пористой средой проницаемостью 0,5 -18,8 мтсм-. Модели пласта насыщались нефтью, которая вытеснялась водой, затем закачивалась пена. После этого переходили на продолжительную закачку воды. Взвешивание образца давало возможность установить газонасыщенность пористой среды. [c.65] Данная серия опытов показала, что в результате закачки пены происходит снижение проницаемости для воды в 2 —4 раза. [c.65] Рост фильтрационных сопротивлений обусловлен снижением водонасыщенности пористой среды в результате появления третьей фазы (газа) и проявлением физико-химических процессов в пласте после закачки пены. При закачке раствора ПАВ в пористую среду происходит гидрофилизация породы в результате десорбции асфальтенов, межфазное натяжение на границе нефть — раствор ПАВ снижается. Все это создает предпосылки к диспергированию нефти (образование эмульсии) и снижению проницаемости для воды. Появление газа в пористой среде приводит к более интенсивному эмульгированию нефти. В некоторых случаях вокруг газовых пузырей образуется нефтяная оболочка, стабилизирующая газовые включения. [c.66] Последнее явление было установлено на прозрачньгх моделях пласта путем наблюдений под микроскопом [74, 87]. [c.66] проведенные в условиях вытеснения нефти минерализованной водой с последующей закачкой пены по общей для всех опытов технологии, показали, что присутствие минерализованной воды в пористой среде не ухудшает процесс. [c.66] Вязкость нефти не оказывает влияния на изменение фильтрационных сопротивлении в случае применения пен по описанной технологии. [c.66] Была проведена серия опытов, в которых изучалось влияние скорости фильтрации воды на степень снижения проницаемости после прокачки пены. Скорость фильтрации менялась в пределах от 3,5-10 до 55,5-10 см/сек. Параметры зa ерялись при установившейся фильтрации. Установлено, что с увеличением скорости фильтрации в указанных пределах проницаемость для воды возрастает в 1,5 - 2 раза. Влияние скорости наблюдается в основном до 35-10 см/сек. [c.66] Проведена серия опытов но изучению влияния фактора времени и объема прокачанной воды через сцементированные образцы длиной 47 см и проницаемостью 0,43 — 3,1 мкм после закачки в них пены на степень снижения проницаемости для воды. [c.66] В этих опьггах продолжительность прокачки воды составила 2,5 — 3 месяца. Было установлено, что со временем проницаемость для воды медленно, но неуклонно возрастает. За три месяца фильтрации проницаемость для воды повысилась в двух опытах в 1,5 раза, однако она все же осталась в 2,4 раза ниже, чем до закачки пены. [c.66] Во время продолжительной прокачки воды было отмечено, что со временем газонасыщенность постепенно падала в среднем на 2 —5%. [c.67] Для визуального наблюдения под микроскопом за механизмом вытеснения нефти различными агентами были изготовлены из стекла прозрачные плоские сетчатые модели. Сетка на поверхности стекла создавалась протравливанием плавиковой кислотой. [c.67] В опытах использовались нефти Сызранского, Арланского и Ново-Запрудненского месторождений. В качестве вытесняющих агентов применялись дистиллированная вода, растворы сульфоната, ОП-10 и пена, полученная на основе этих же пенообразователей. В процессе проведения опытов производилась микро-фотосъемка. [c.67] Закачка растворов ПАВ после вытеснения нефти водой приводит к незначительному эмульгированию остаточной нефти. Заметного влияния на свойства нефти при этом не обнаружено. Последующая закачка пены резко меняет характер течения в модели. [c.67] Характер распределения фаз в порах модели во время закачки пены во многом зависит от свойств нефти и пенообразователя. При вытеснении Арланской нефти пеной на базе сульфоната и алкилсульфата, а также при вытеснении Сызранской нефти раствором ОП-10 и воздухом образуется нестойкая эмульсия типа масло в воде . Вытеснение Арланской нефти раствором ОП-10 и Сызранской нефти пеной на базе сульфоната и алкилсульфата приводит к образованию эмульсии типа вода в масле . Почти все газовые пузыри при этом оконтурены довольно прочной нефтяной пленкой. Разрыв пленки приводит к дополнительному диспергированию раствора. При вытеснении Ново-Запрудненской нефти пеной эмульгирование почти не наблюдается. Во всех опытах после продолжительной прокачки воды вслед за пеной в модели остается довольно много защемленного газа, который выключает отдельные каналы. [c.67] Вернуться к основной статье