Взаимодействие нефти с породой

Кислотная обработка применяется главным образом в песчаных породах с карбонатными прослойками, а также в тех случаях, когда частицы песка связаны между собой карбонатами кальция или магния. Кислотный раствор разлагает карбонаты, получаются углекислые, хорошо растворимые в воде соли кальция и магния и углекислый газ. Это приводит к расширению пор в пласте вокруг скважины, увеличению проницаемости, увеличению и улучшению поступления нефти в скважину. Закачка кислотного раствора производится по насосно-компрессорным трубам, а удаление — по кольцевому пространству. После пропускания кислотного раствора производится промывка скважины водой и нефтью. Для того чтобы предохранить трубы и другое оборудование от коррозии, в кислотный раствор добавляют специальные вещества — ингибиторы, которые препятствуют реакциям взаимодействия кислоты с металлом. [c.128]

Объяснение этого явления может заключаться в том, что при малых скоростях фильтрации становится существенным силовое взаимодействие между твердым скелетом породы и фильтрующимся флюидом, которое может дать преобладающий вклад в фильтрационное сопротивление. При весьма малых скоростях потока сила вязкого трения пренебрежимо мала, тогда как сила межфазного взаимодействия остается при этом конечной величиной, поскольку она не зависит от скорости и определяется только свойствами контактирующих фаз. В результате такого взаимодействия нефть, содержащая поверхностно-активные компоненты, в присутствии пористого тела с развитой поверхностью образует устойчивые коллоидные растворы ( студнеобразные пленки, частично или полностью перекрывающие поры). Чтобы началось движение, нужно разрушить эту структуру, приложив некоторый перепад давления. 24 [c.24]

Не менее значительные влияния на закономерность движения нефти в пласте оказывают также явления, обусловленные молекулярно-поверхностным взаимодействием нефти и воды с породой [86, 87]. [c.95]

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ НЕФТИ С ПОРОДОЙ [c.27]

Характеризуя в целом проведенные исследования по определению степени взаимодействия нефти с коллектором, можно сделать следующие выводы. Наибольшей степенью взаимодействия со всеми исследуемыми типами пород обладает остаточная нефть. Модель остаточной нефти, полученная окислением отбензиненной уршакской нефти, имеет немного меньшую адгезионную активность к твердой поверхности и по этому параметру приближается к остаточной. Минимальная доля остаточной нефти получена для отбензиненной и нативной уршакской нефти, причем взаимодействие этих типов нефтей со всеми исследуемыми породами практически не отличается. [c.94]

Непостоянство свойств нефти, ее фазовая неустойчивость, взаимодействие с породой и пластовой водой являются главной причиной низкой нефтеотдачи залежей. [c.82]

Проблема взаимодействия нагнетаемой воды с глинистыми фракциями пород-коллекторов нефти и газа возникла с самого начала освоения систем разработки нефтяных месторождений при искусственном заводнении. Глинистые минералы относятся к числу характерных компонентов гранулярных коллекторов и в значительной мере определяют их ФЕС. Поэтому они уже давно привлекают внимание нефтяников. Лабораторные и промысловые исследования показали, что с увеличением относительного количества глинистой фракции обычно связано ухудшение проницаемости коллекторов, а пространственная изменчивость глин в породе — одна из причин неоднородности продуктивных объектов по ФЕС. Хорошо известна повышенная сорбционная активность глин, а также способность некоторых к набуханию при опреснении пластовых вод, сопровождающемуся снижением проницаемости и пористости. Для сильноглинизированных коллекторов характерны нелинейность закона фильтрации, предельный градиент давления. Эти свойства приводят к образованию застойных зон, т. е. отрицательно сказываются на коэффициенте охвата. [c.33]

Наибольшей степенью взаимодействия с исследуемыми типами нефтей обладает полимиктовый песчаник. Кварцевый песок и уршакский песчаник имеют наименьшую адгезионную активность к нефти. Карбонаты занимают промежуточное положение. Таким образом, выявлена качественная зависимость адгезионных свойств в системе нефть - порода в зависимости от изменения химического состава нефти. [c.94]

На основании выше проведенных исследований оценены адгезионные свойства и степень взаимодействия остаточной иефти и ее модели с пористой средой. Экспериментальные результаты показали, что разработанная модель по своей способности взаимодействовать с породой коллектора близка к остаточной. Диэлектрическими исследованиями установлено, что по видам надмолекулярных структур остаточной нефти и связанной воды наблюдается подобие с моделью остаточной нефти. [c.94]

ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ НЕФТИ С ПОРОДОЙ И МЕТАЛЛОМ [c.40]

Сравнение адгезионной активности исследуемых пород при взаимодействии с нефтью, % [c.92]

В настоящее время все больше в практике применяют нефтерастворимые ПАВ. Они так же, как и активные компоненты нефти, взаимодействуют с породой, адсорбируясь на ней. [c.43]

Смачивающую способность ПАВ общепринято оценивать значением краевого угла избирательного смачивания. Однако более строгим критерием смачивающей способности ПАВ является энергия взаимодействия нефти с поверхностью породы, определяемая как работа адгезии нефти [c.70]

Важно отметить, что в направлении с востока на запад параллельно с изменением состава нефтей происходит закономерное изменение коллекторских свойств пласта Ю . Увеличивается глинизация, уменьшаются его пористость и проницаемость, что, естественно, сказывается на дебитах скважин. Можно предположить, что изменение состава нефтей является результатом их взаимодействия с породами коллектора, в частности с глинами. Однако принято считать, что действие глин приводит к обратному результату — уменьшению плотности нефтей. Кроме того, с этих позиций сложно объяснить совокупность наблюдаемых закономерностей в составе изопреноидных УВ, бензиновых фракций и т.д. Например, можно представить возможность осернения или окисления нефтей в залежи, но сложно найти источник азота, так как тяжелые нефти наиболее богаты азотом, и, кроме того, газы, сопутствующие этим нефтям, также содержат много молекулярного азота. [c.157]

Часть микроэлементов, в первую очередь входивших в состав лабильных солей и металлокомплексов типа (2а), (За) и (36), утрачивается вследствие гидролиза и адсорбции при контактах с пластовыми водами и породами. Одновременно может возрасти концентрация в нефти некоторых элементов, по отношению к которым нефть характеризуется достаточно высокой экстракционной способностью (Аи, Не, Ьа, 8с, С(1, V и др.) так как концентрация этих металлов в пластовых водах обычно крайне мала (например, [50]), существенного накопления их в нефтях не наблюдается. При вторичном внедрении микроэлементов в нефть образуются, скорее всего, соединения тех же типов (2а), (За) и (36), поэтому можно считать, что указанные изменения микроэлементного состава при взаимодействиях нефти с водами и породами являются совокупным результатом своеобразных равновесных реакций донорного обмена. [c.235]

Кислота серная (Н2 04) — достаточно эффективно вступает в реакцию с карбонатными составляющими горной породы, однако кристаллы солей при этом выпадают в осадок. При взаимодействии с породой в пластовых условиях выделяется значительное количество тепла, поэтому с большинством компонентов нефти образуются поверхностно-активные [c.608]

Применяются и другие методы обработки призабойной зоны скважин в целях увеличения производительности эксплуатационных и приёмистости нагнетательных скважин. Например, проводят обработку забоев нагнетательных скважин отходами нефтепереработки, содержащими серную кислоту. При этом при взаимодействии нефти и кислоты образуются вешества, относящиеся к группе ПАВ, которые способствуют повышению проницаемости пород призабойной зоны для воды, оттесняя при этом нефть от забоя [40]. [c.232]

Как показано в гл. 6, смолисто-асфальтовые вещества концентрируют в себе почти все присутствующие в нефти металлы благодаря своим высоким комплексообразующим свойствам. Высокая лабильность многих таких металлокомплексов, особенно полидентатных, может обеспечивать непрерывный обмен микроэлементами между нефтью, горными породами, пластовыми водами деталями нефтепромыслового и нефтезаводского оборудования п т. д. В этом смысле ВМС являются тем звеном, посредством которого осуществляются взаимодействия нефтяной системы с окружением. [c.202]

Образование продуктов аналогичного строения согласуется с работой [38], в которой рассматриваются различные превращения углеводородов в нефтяных залежах. Присутствие в породе и нефтях серы и сероводорода приводит к образованию полисульфидов -сильных окислителей, которые полностью могут преобразовывать органические соединения. Карбонатная порода катализирует процесс взаимодействия углеводородов с серой [39]. [c.33]

Полученные результаты можно интерпретировать следующим образом. Находящиеся в составе нефти заряженные молекулы вступают во взаимодействие с твердой поверхностью тем сильнее, чем больше на поверхности породы многовалентных металлов. В нашем случае это полимиктовый песчаник и карбонат. [c.93]

Изучение соединений, содержащих металлопорфириновые структуры, позволяет сделать вывод о том, что генезис нефтей неразрывно связан с различными химическими взаимодействиями компонентов органического происхождения и компонентов породы. [c.104]

Эксперименты по капиллярному впитыванию показывают, что водные растворы ПФР увеличивают адгезионное натяжение, что улучшает смачиваемость низкопроницаемых нефтенасыщенных пород и ведет к дополнительному вытеснению нефти из пористой среды. Взаимодействие реагентов с нефтью изучалось путем исследования коэффициента распределения реагентов ЛПЭ-ПВ и ЛСФ-1 между водной и нефтяной фазами. [c.165]

Предложенный метод увеличения текущей и конечной нефтеотдачи пластов предполагает взаимодействие заканчиваемого в пласт реагента с нефтью (за счет растворителей и кислот) и с породой — карбонатами (за счет кислот) [17-19,32,36,37]. [c.17]

Определение степени взаимодействия различных нефтей на исследуемых твердых поверхностях проводилось согласно Методики определения степени взаимодействия нефти с породой . Образцы пористых сред в стаканчиках центрифуги заливались исследуемой нефтью, примерно по 5 см и выдерживались в эксикаторах в течение 2,5 суток. Затем они помещались в ротор и цеггтрифугировались в течение нескольких часов на определенной скорости вращения ротора. После центрифугирования стаканчики взвешивались и определялась доля остаточной нефти. Затем эта операция повторялась вновь. Замеры доли остаточной нефти (Д) проведены при трех скоростях вращения ротора 1000, 1400 и 1800 об/мин. Результаты экспери-мент приведены в табл.22-25 и на рис. 6-9. [c.79]

Из данных табл. 26 видно, что из всех исследуемых твердых поверхностей большей активностью при взаимодействии со всеми нефтями обладает полимиктовый песчаник. Кварцевый песок и уршакский песчаник характеризуются слабой степенью взаимодействия с исследуемыми нефтями, причем количество остаточной нефти всех видов при центрифугировании не существенно отличается друг от друга. Карбонат по адгезионной активности занимает промежуточное положение между полимиктовым и кварцевым песчаниками. Для сравнения оценки степени взаимодействия нефтей на различных породах доля остаточной нефти на уршакском песчанике принята равной 1 и приведена в табл. 27 [c.91]

Как указывалось выше, кислородные соединения нефти являются наиболее химически- и поверхностно-активными компонентами ее. Взаимодействие нефти с породой и металлом определяется физической и химической адсорбцией этих веществ на твердой поверхности. Исследования [10] адсорбции асфальтенов из керосиновых растворов нефти Кюровдагского месторождения Азербайджана и из керосино-бензольных растворов асфальтенов, выделенных из этой же нефти плотностью 0,922 г/см с содержанием нафтеновых кислот 1,1%, асфальтенов 7,0%, акцизных смол 64,0%), силикагелевых смол 20,0%, показали, что адсорбция на поверхности кварцевого песка и песка I горизонта указанного месторождения протекает интенсивно в первые 6—10 ч, затем заметно ослабевает и по истечении 48 ч практически прекращается — наступает адсорбционное равновесие. [c.40]

Взаимодействие нефти с породой было исследовано также методом плоскопараллельных дисков, основанном на вытеснении жидкости из узкого зазора между плосконараллельными кварцевыми дисками. Было установлено, что нефти с разным содержанием асфальтенов при одинаковых условиях вытеснения дают на одной и той же кварцевой поверхности отличающиеся по толщине и прочности граничные слои. Формирование граничных слоев нефти на контакте с твердой фазой происходит во времени, зависит от начального зазора между дисками, температуры и природы подложки. Полученные результаты согласуются с исследованиями, проведенными на керновом материале. [c.126]

Вьщеление контролируемых физико-химических и биохимических показателей гидрогеохимической обстановки и спектра приоритетных ингредиентов проводится по данным климатического, гидрологического и педологического монитортнга, химического состава атмосферных осадков, загрязненных продуктами выщелачивания твердых отходов, отвалов пустых пород сточных вод в накопителях или закачиваемых с целью захоронения, поддержания внутрипластового давления прц разработке местороадений нефти и газа технологических растворов, эакачиваемых в продуктивные пласты при использовании геотехнических способов добычи полезных ископаемых и откачиваемых после взаимодействия с породами. Кроме того, учитьгоается состав и свойства подземных вод и пород 312 [c.312]

Во всех вышеуказанных случаях наблюдаемые градиенты концентраций обусловливались хроматографическим фракционированием в результате взаимодействий нефти и поверхностей осадочных пород. Лабораторные исследования, выполненные Томпсоном (Thompson, 1961), показали, что некоторые минералы (монтмориллонит и иллит) способны вызывать большие хроматографические эффекты, в отличие от чистых песков и карбонатов. Хотя насыщенные водой пески вызывали ощутимые эффекты, они гораздо меньше проявлялись, чем эффекты, наблюдаемые в сухих осадках. В работе Томпсона было также показано, что некоторые компоненты нефти, как, например, смолы и нафтеновые кислоты, наиболее подвержены хроматографическому разделению, в то время как на другие соединения нефти (неполярные углеводороды) оно, по-видимому, пе действует. Подобно большинству предыдущих лабораторных исследований [c.112]

При изучении процессов извлечения нефти из пласта исходят из того, что нефть рассматривают как некое физическое тело с усредненными параметрами, взаимодействующее с породой. И именно хороктеристики породы определяют коэффициент нефтеотдачи пласта. На первый взгляд это вполне очевидно порода имеет постоянные характеристики проницаемость, пористость. [c.50]

При проектировании заводнения с использованием растворов щелочи необходимо также учитывать совместимость пластовых вод с нагнетаемыми в пласт растворами щелочей, степень их взаимодействия с породами коллектора. Опыт показывает, что существовенное влияние на поверхностное натяжение растворов щелочи на границе с нефтью оказывают растворенные в пластовой воде соли. Ионы кальция, например, способствуют снижению эффективности действия щелочей. В присутствии поваренной соли (до 20 (ЮО мг/л) количество щелочи, требуемой для снижения поверхностного натяжения, уменьшается с повышением концентрации КаС1 в растворе. Но при этом следует учитывать, что воды с высоким содержанием поваренной соли обычно более жесткие. [c.212]

Приведенные факты показывают, что многие жидкости (нефти, пластовая вода), не проявляющие аномальных свойств вне контакта с пористой средой, при малых скоростях фильтрации могут образовывать неньютоновские системы, взаимодействуя с пористой породой. Наличие начального градиента давления у, при достижении которого начинается фильтрация, было обнаружено и при движении флюидов в газоводонасыщенных пористых средах (А. X. Мирзаджанзаде и др.). При этом было установлено, что величина у изменяется в щироких пределах и в больщинстве случаев тем выще, чем больще глинистого материала содержится в пористой среде и чем выше остаточная водонасыщенность газоводяной зоны. [c.25]

Глинистые породы с большинством органических жидкостей или совсем не взаимодействуют, или взаимодействуют слабо. Напримбр, в дизельном топливе, керосине и других нефтепродуктах глинистые породы незначительно набухают, по сравнению с набуханием в воде. Поэтому растворы на нефтя ной основе, дисперсионной средой которых, как правило, является дизельное топливо, считаются инертными к глинистым породам, слагающим стенки скважин. Разбуриваемые глинистые породы не образуют с ними дисперсных систем и выпадают в осадок в желобах или отстойниках или легко удаляются из неводнсрго бурового раствора механическими очистными устройствами. [c.13]

Недостаточная изученность процессов взаимодействия углеводородов нефти с различными химреагентами, а также отсутствие методов установления закономерностей взаимодействия компонентов пластовой среды в зависимости от состава, свойств к условий применения химреагентов затрудняют решение задачи по определению перспективности химических веществ для нефтедобычи.-Изыскание и выбор химреагентов осуществляются в основном опытным путем. Более целесообразным является комплексный подход [2], основанный на физико-химических исследованиях характеристик основных свойств химреагентов и изменений их под действием геологических и технологических факторов пластовой среды с помощью различных современных инструментальР1ых методов, лабораторных и промысловых исследований. В условиях конкретных нефтяных месторождений необходимо, чтобы подобранные опытным путем химические вещества и их композиции обладали следующим комплексом физико-химических свойств. Они должны растворяться в воде и органических соединениях понижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз и улучшать смачиваемость породы водой обладать высокими нефтеотмывающими и вытесняющими свойствами улучшать реологические свойства нефти предотвращать или не вызывать отложение асфальто-смолистых и парафиновых веществ в пористой среде и скважине не способствовать при взаимодействии с глиной ее набуханию не стимулировать образование водонефтяных эмульсий б [c.6]

С целью определения адгезионных свойств исследована степень взаимодействия остаточной нефти и ее модели с твердой по-иерхностыо. Анализ результатов оценки адгезиоштых свойств раз--тичных типов нефтей Уршакского месторождения показал, что наибольшей степенью взаимодействия с поверхностью породы обладает остаточная нефть. Несмотря на идентичность состава и не- [c.74]