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" -> 47

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 .. 41 42 43 44 45 46 < 47 > 48 49 50 51 52 53 .. 74 >> Следующая

2 15.9 7.2 8 4.5 3.4
171.8 183.5 • 145.0 163.7
3 6.6 6.5 9 5.2 3.1
120.7 200.3 124.8 119.7
6 4.6 3.8 10 4.1 3.0
Примечание. Здесь и в табл. 3.7 числитель дроби соответствует параметрам для неразбавленной композиции, а знаменатель — для разбавленной в 2 раза.
Таблица 3.7
Кинетические характеристики гелеобразования в загущенных композициях ИХН-КА при температуре 393 К__________________________
Время, мин Композиция 1 Время, мин Композиция 2

9, мПа'С pH 17, мПа-с pH
0 1.7 3.5 0 2.0 3.5
Гг 3.7 1.4 3.7
1.6 3.7 15 2.0 3.6
15 - ' 1
1.2 3.8 1.4 3.8
1.6 3.9 30 2.0 3.6
30 — 1
L2 3.9 1.4 3.9
1.6 4.0 45 2.5 4.0
40 —
Тл То 1.2 4.2
1.2 4.1 60 1.8 5.8
50 — ¦ ¦
77F 4.1 2.9 5.9
1.9 6.3 75 2.5 6.0
60 ¦
ТТ Ts 20.3 6.0
1.6 6.4 85 110.2 6.4
70 21.8
8Л 5.9 6.4
56.0 6.8 95 128.2 6.6
80
7<Гз 6.2 17.4 7.6
120.2 7.0 105 145.9 7.2
90 30.4
37.4 6.5 7.7
153.6 7.1 120 145.9 7.2
100 24.7 '
24.6 6.7 7.8
184.9 7.2 135 156.9 8.3
110 30.7 '
25.8 7.4 7.9
Рис. 3.10. Изменение подвижности жидкостей при доотмыве нефти загущенной композицией ИХН-КА из неоднородной модели (две колонки) пласта ЮК10 П Талинского
месторождения при 363 К.
Проницаемость колонок: 1 — 0.027, 2 — 0.117 мкм2.
Результаты кинетических исследований гелеобразования в указанных загущенных композициях ИХН-КА показали, что при 363 К время гелеобразования составляет 2 сут, при 393 К — 1.5 ч. Вязкость базовых композиций при этом увеличивается в 80—130 раз, а двукратно разбавленных — в 6—30 раз.
Из веществ, входящих в состав загущенных композиций ИХН-КА, наибольшую адсорбцию на породе пласта имеют неионогенные ПАВ. Карбамид и аммиачная селитра, как указывалось выше, практически не сорбируются породами пласта. Негидролизованный алюминий хлористый также не адсорбируется в заметной степени [234, 242].
Адсорбция ПАВ из загущенной композиции ИХН-КА на керновом материале месторождений Западной Сибири (пластов Юх Нивагальско-го, ЮК10_И Талинского месторождений), равная 0.3—2.1 мг/г, меньше, чем из водных растворов ПАВ (1.2—9.0 мг/г) [234, 243, 257]. Удельные потери ПАВ при фильтрации загущенной композиции ИХН-через керновый материал меньше, чем из композиции ИХН-КА, и авляют 0.4—0.9 мг/г [234, 257].
Адсорбция НПАВ на керне при 363 К из гелей, образовавшихся з загущенной композиции ИХН-КА с концентрацией АФ 9—12
г в w i4
Объем (рил&лруемой жидкости, поровый объем
Рис. 3.11. Выход компонентов загущенной композиции ИХН-КА при доотмыве нефти из кернового материала Талинского месторождения.
1,2 — pH; 3,4 — ПАВ; 5,6 — селитра; 7,8 — карбамид для 1-й и 2-й колонок соответственно.
2.0 мае. % и ее разбавленных растворов с концентрациями АФ 9—12
1.0 и 0.5 мае. /о, составляет 0.1—0.6 мг/г. Полученные значения адсорбции невысоки и с увеличением концентрации ПАВ уменьшаются [234, 257].
Результаты исследования фильтрационных характеристик и нефтевытесняющей способности загущенных композиций ИХН-КА применительно к условиям пластов K)j Нивагальского и ЮК10_И Талинского месторождений представлены в табл. 3.8, 3.9 и на рис. 3.10, 3.11. Испытания велись на модифицированной установке УИПК-1М с образцами кернов, пластовыми и модельными жидкостями продуктивных юрских пластов, а также с насыпными моделями пласта, приготовленными из дезинтегрированного кернового материала указанных месторождений. Эффективность применения композиций изучалась в процессе доотмыва остаточной нефти и при ее первичном вытеснении. Кроме того, нефть вытесняли из двух параллельных колонок с различной проницаемостью [234, 257 ].
Проницаемость использованного кернового материала пластов Юх Нивагальского и ЮК10_И Талинского месторождений была 0.010 - 1933 мкм2, моделей из дезинтегрированного кернового материала — 0.300 — 350 мкм2. В опытах на параллельных колонках средняя проницаемость кернов различалась в 2.4—4.2 раза, насыпных
Таблица 3.8
Результаты вытеснения нефти пластовой водой из кернового материала Талинского месторождения __________________________________________
Характеристика 1-я колонка 2-я колонка Модель в целом
Длина колонки, см 35.8 36.4 72.2
Площадь сечения образцов, см2 7.1 7.1 7.1
Объем пор, см3 36.79 49.62 86.41
Абсолютная проницаемость, мкм2 0.085 0.202 0.1435
Открытая пористость, дол. ед. 0.16 0.19 0.17
Пластовая температура, К 368 368 368
Пластовое давление, МПа 5.0 5.0 5.0
Остаточная водонасыщенность, дол. ед. 0.19 0.24 0.215
Начальная водонасыщенность, дол. ед. 0.81 0.76 0.785
Объем нефтенасыщенных пор, см3 32.89 37.59 70.48
Объем закачки воды, см3 29.4 394.2 423.6
Подвижность воды, мкм2/(Па-с) 0.29 4.40 2.345
Объем вытесненной нефти, см3 19.0 24.1 43.1
Коэффициент вытеснения нефти водой, дол. ед. 0.577 0.641 0.609
моделей — в 1.4—67 раз (см. табл. 3.8, 3.9). Испытания проводились при 363—368 К. После закачки загущенных композиций ИХН-КА в модель пласта фильтрация вытесняющих агентов прекращалась и проводилось термостатирование при указанной температуре, необходимое для гидролиза карбамида. Время термостатирования подбиралось с учетом кинетики гидролиза карбамида при данной температуре и составляло 1—3 сут. При закрытых вентилях на входе и выходе керно-держателя давление обжима увеличивалось, т.е. наблюдался один из признаков образования углекислого газа при разложении карбамида под действием температуры. Еще одним признаком служило повышение pH водной фазы после вытеснения: 8.2—8.6, максимально
Предыдущая << 1 .. 41 42 43 44 45 46 < 47 > 48 49 50 51 52 53 .. 74 >> Следующая

Авторские права © 2011 BooksOnChemistry. Все права защищены.
Реклама