Главное меню
Главная О сайте Добавить материалы на сайт Поиск по сайту Карта книг Карта сайта
Книги
Аналитическая химия Ароматерапия Биотехнология Биохимия Высокомолекулярная химия Геохимия Гидрохимия Древесина и продукты ее переработки Другое Журналы История химии Каталитическая химия Квантовая химия Лабораторная техника Лекарственные средства Металлургия Молекулярная химия Неорганическая химия Органическая химия Органические синтезы Парфюмерия Пищевые производства Промышленные производства Резиновое и каучуковое производство Синтез органики Справочники Токсикология Фармацевтика Физическая химия Химия материалов Хроматография Экологическая химия Эксперементальная химия Электрохимия Энергетическая химия
Новые книги
Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 2" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 1" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 12" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 11" (Журналы)

Петрянов-соколов И.В. "Научно популярный журнал химия и жизнь выпуск 10" (Журналы)
Книги по химии
booksonchemistry.com -> Добавить материалы на сайт -> Неорганическая химия -> Алтунина Л.К. -> "Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ" -> 30

Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ - Алтунина Л.К.

Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ — Н.: Наука, 1995. — 198 c.
ISBN 5-02-030604-5
Скачать (прямая ссылка): uvelichenienefteotdachi1995.djvu
Предыдущая << 1 .. 24 25 26 27 28 29 < 30 > 31 32 33 34 35 36 .. 74 >> Следующая

Аммнак водный (25%-й) 66.57 62.37 — 1.25 1.50 —
Аммоний (калий, натрий) роданистый или тиомо-
чевнна 0.13 0.13 — — — —
Бура — — 2.0 — — 2.50
Борная кислота — — — — — 1.25
Этиленгликоль — — — 1.00 1.00 —
Вода (пластовая, закачи-
ваемая) Физик о-химическт 97.0 свойства 94.75 94.50 95.00
Плотность, кг/м3
293 К 1050 1010—1070 1010—1050 1018 1018 1016
323 К — 1040—1060 — _ 1006 —
363 К — — 978 — 985 984
Вязкость, мПа-с
293 К 2.8—
323 К 4.3 1.6— 1.2—2.8 0.96 1.14 1.14 1.17
3.0 — — 0.60 —
363 К — — 0.44 — 0.44 0.44
pH Межфазное натяжение на 10.5 10.5 9.2 9.9 9.9 8.5
границе с нефтью,
мН/м, при 293 К 0.2 0.2 0.5 0.7 0.5 0.9
Температура помутнения,
К >373 343 >373 350 >373 >373
При использовании СНО-ЗБ (товарной формы неонола АФ 9 — 12) необходимо производить пересчет с учетом содержания в ней неонола (57 %).
зависит от типа буферных систем (аммиачная или боратная) и практически не зависит от того, с помощью каких солей аммония создается буферная система [9]. При возрастании концентрации аммиака, а следовательно, pH растворов межфазное натяжение несколько снижается. С увеличением минерализации воды межфазное натяжение также уменьшается.
Изотермы межфазного натяжения растворов указанных композиций при комнатной (293 К) и пластовых температурах (303—308,
323—329, 363—369 К) [3, 9, 176] имеют вид, типичный для растворов коллоидных ПАВ [23, 24 ]. Критическая концентрация мицеллообразования при температуре 293 К находится в пределах от 0.05 до 0.1 мае. %. При повышении температуры от 293 до 369 К ККМ сдвигается в область более высоких концентраций (от 0.1 до 0.5 мае. %). При концентрациях 0.5—1.0 мае. % межфазное натяжение на границе нефть — водная фаза находится в интервале от 0.1 до 2.0 мН/м, оно практически не меняется с увеличением концентрации и не зависит от соотношения компонентов в композициях. Поэтому для повышения нефтеотдачи пластов с высокой температурой, например Ю: Вахского, Стрежевского и Оленьего месторождений, необходимо использовать композиции с концентрацией ПАВ не менее 0.5 мае. %.
2.2. НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩАЯ СПОСОБНОСТЬ
В ИХН СО РАН, СибНИИНП и БашНИПИнефть проведены исследования нефтевытесняющей способности композиций на основе ПАВ и щелочных буферных систем (композиций ИХН) применительно к условиям различных месторождений: пластов Арланского, Туй-мазинского и Ромашкинского месторождений Урало-Поволжья, пластов Aj Самотлорского и Советского, K)j Вахского, Стрежевского и Оленьего месторождений, пластов группы Б Самотлорского, Мамонтов-ск ого, Усть-Балыкского, Северного и Родникового месторождений Западной Сибири. Получены зависимости коэффициента нефтевытеснения от размера оторочки и концентрации композиций. Анализ извлекаемых жидкостей позволил оценить удельные потери ПАВ в процессе вытеснения нефти [1, 9—10, 148—162].
Фильтрационные и нефтевытесняющие свойства композиций ИХН изучались при пластовых температурах на модифицированной уста-/ новке УИПК-1М по методике СибНИИНП [177] с использованием образцов кернов, пластовых и модельных жидкостей продуктивных пластов месторождений Урало-Поволжья, а также юрских и меловых отложений Западной Сибири. Керновый материал и испытуемые жидкости подготавливали в соответствии с ОСТ 30-195-86 [178] и рекомендациями ВНИИ [179]. Кроме того, коэффициенты нефтевытеснения определяли в условиях доотмыва нефти при пластовой температуре на экспресс-установке, представляющей собой кварцевые термостатированные колонки, заполненные дезинтегрированным керновым материалом или силикагелем АСКГ и кварцевым песком, насыщенными нефтью.
В условиях доотмыва сначала вытесняли нефть пластовой или закачиваемой водой до полной обводненности продукции, затем композицией и снова пластовой или закачиваемой водой. При первичном вытеснении нефти сначала вытесняли ее композицией, а затем пластовой или закачиваемой водой. Объем оторочек композиций ИХН находился в пределах от 0.1 до 4.0 поровых объемов, суммарная концен-
80
Глава 2. Композиции ИХН для увеличения нефтеотдачи
трация реагентов в композициях — от 4 до 53 мае. % (см. табл. 2.2). По полученным данным рассчитывали коэффициент вытеснения нефти водой Кя (%), абсолютный коэффициент нефтевытеснения Kf* (%), водой вместе с композицией ИХН и абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения АК‘^ = — Кв (%), равный разности
между абсолютным коэффициентом нефтевытеснения и коэффициентом вытеснения нефти водой или отношению количества нефти, вытесненного композицией, к начальному количеству нефти в модели пласта после ее насыщения.
Экспериментально установлено, что композиции ИХН обеспечивают прирост коэффициента вытеснения на природном керновом материале, нефтях и пластовых водах месторождений на 10—20 % [1,3, 9, 10, 176, 180]. Они могут применяться в широком интервале пластовых температур и минерализации вод, для низкопроницаемых и неоднородных пластов. Типичные результаты исследования нефтевытесняющих свойств композиций ИХН (см. табл. 2.2) в условиях доотмыва нефти на природном керновом материале пластов ABt Советского и Самотлорского месторождений, ЮВХ Вахского, Нижневартовского и Стрежевского месторождений, пластов группы Б Мамонтовского, Усть-Балыкского, Северного и Родникового месторождений Западной Сибири приведены в табл. 2.3.
Предыдущая << 1 .. 24 25 26 27 28 29 < 30 > 31 32 33 34 35 36 .. 74 >> Следующая

Авторские права © 2011 BooksOnChemistry. Все права защищены.
Реклама