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" -> 48

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 .. 42 43 44 45 46 47 < 48 > 49 50 51 52 53 54 .. 74 >> Следующая

9.3 ед. pH (см. рис. 3.11).
Нефть вытеснялась в неэмульгированном и эмульгированном состояниях, поэтому эффект от применения композиций находился после определения количества дополнительно вытесненной нефти.
Исследование вытеснения нефти из неоднородной модели пласта ЮК10_ц Талирского месторождения проводили загущенной композицией ИХН-КА при пластовой температуре 368 К и давлении 5.0 МПа на двух параллельно соединенных колонках (см. табл. 3.7, 3.8), имеющих следующую проницаемость по составным кернам: 1-я — от 0.0102 до 0.0594 мкм2, в среднем 0.0274 мкм2; 2-я — от 0.0308 до 0.318 мкм2, в среднем 0.117 мкм2. При вытеснении нефти водой подвижность воды в 1-й колонке составляла 0.35, а во 2-й — 0.87 мкм2/(Па • с) (см. рис. 3.10). При вытеснении нефти из тех же
5 Заказ № 403
Таблица 3.9
Результаты вытеснения нефти пластовой водой и загущенной композицией ИХН-КА из кернового материала Талинского месторождения
Характеристика 1-я колоши 2-я колонка Модель в целом
Длина колонки, см 31.3 27.1 58.4
Площадь сечения образцов, см2 7.1 7.1 7.1
Объем пор, см3 35.76 23.18 58.94
Абсолютная проницаемость, мкм2 0.0274 0.1165 0.072
Открытая пористость, дол. ед. 0.16 0.12 0.14
Пластовая температура, К 368 368 368
Пластовое давление, МПа 5.0 5.0 5.0
Остаточная водонасыщенность, дол. ед. 0.31 0.21 0.26
Начальная водонасыщенность, дол. ед. 0.69 0.79 0.74
Объем нефтенасыщенных пор, см3 24.80 18.28 43.08
Объем закачки воды, см3 51.0 60.0 111.0
Подвижность воды, мкм2/(Па-с) 0.35 0.87 0.61
Объем вытесненной нефти, см3 13.9 11.9 25.8
Коэффициент вытеснения нефти водой, дол. ед., 0.56 0.65 0.60
Объем закачки композиции, см3 19.2 30.9 50.1
Поровый объем 0.53 1.35 1.88
Время термостатирования, сут 2.0 2.0 2.0
Объем закачки воды (доотмыв), см3 207.4 290.1 497.5
Подвижность воды при доотмыве, мкм2/(Па-с) 0.35 0.42 0.38
Объем дополнительно вытесненной нефти, см3 2.39 2.92 5.31
Конечный коэффициент вытеснения нефти, дол. ед. 0.65 0.81 0.72
Прирост коэффициента вытеснения, дол. ед. 0.09 0.16 0.125
Абсолютная проницаемость (после вытеснения), мкм2 0.0345 0.049 0.042
колонок загущенной композицией ИХН-КА с последующей фильтрацией воды подвижность воды выравнялась: в 1-й колонке 0.35 и во 2-й — 0.42 мкм2/(Па • с), т.е. подвижность воды в низкопроницаемой 1-й колонке не изменилась, а во 2-й, более высокопроницаемой, снизилась в 2 раза (см. рис. 3.10). При этом проницаемость кернов после фильтрации загущенной композиции ИХН-КА и воды в низкопроницаемой колонке возросла на 26 %, а в более высокопроницаемой
— уменьшилась в 2.4 раза (см. табл. 3.8). Это указывает на возможность увеличения охвата пласта заводнением при разработке сложно построенных неоднородных залежей с применением загущенной композиции ИХН-КА. Прирост коэффициента нефтевытеснения по сравнению с водой составил по 1-й колонке 9, по 2-й — 16 %, в среднем 12 % (см. табл. 3.9) [257].
Исследованы фильтрационные характеристики и нефтевытесняющие свойства загущенных композиций ИХН-КА, содержащих 1 и
юо-
Загущ.ихн-КА, Загущ. ихн-ка.
Рис. 3.12. Изменение коэффициента вытеснения нефти в зависимости от объема закачанной жидкости при 363 К из керна пласта Ю1 Нивагальского месторождения водой и композициями: загущенной ИХН-КА (с 1 и 2 % А1С13) и ИХН-100.
Неоднородная модель пласта, две колонки проницаемостью: 1 — 0.965 , 2 — 0.230 мкм2.
2 мае. % AIClj, на неоднородной модели пласта, состоящей из двух колонок с различной проницаемостью, применительно к условиям пласта Ю4 Нивагальского месторождения. Коэффициенты вытеснения нефти водой равнялись: по колонке со средней проницаемостью 0.965 мкм2 — 57.3, а с проницаемостью 0.230 мкм2 — 52.3 % (рис. 3.12), в целом по модели пласта — 55.2 %. Подвижность воды в 1-й колонке в 9.1 раза больше, чем во 2-й. Закачка загущенной композиции ИХН-КА, имеющей 1 % Д1С13, привела к увеличению коэффициента вытеснения и кратковременному снижению скорости фильтрации жидкости в высокопроницаемой колонке. Прирост коэффициента вытеснения по 1-й колонке составил 13.3, а по 2-й, куда вошло всего 0.12 поровых объемов композиции ИХН-КА, — 6.4 % (см. рис. 3.12) [234].
Использование загущенной композиции ИХН-КА, содержащей
2 % А1С13, позволило регулировать подвижность жидкостей в неоднородной модели пласта. Скорость фильтрации по высокопроницаемой колонке снизилась в 5—6 раз и практически не менялась при дальнейшей закачке воды, по более низкопроницаемой колонке — осталась на том же уровне. Применение композиций ИХН-100 способствовало Доотмыву остаточной нефти, конечный коэффициент вытеснения по 1-й колонке был 81.6, по 2-й — 62.5'%, в целом по модели пласта —
5*
73.8 %. Проницаемость кернов в высокопроницаемой колонке после фильтрации снизилась в среднем на 17.4 %, по более низкопроницаемой колонке осталась на том же уровне (увеличение на 1 %),
Загущенные композиции ИХН-КА движутся по модели пласта как единое целое, с постепенным разбавлением, продвижение фронта композиции сопровождается вытеснением нефти, снижением скорости фильтрации по высокопроницаемым пропласткам (см., например, рис. 3.11, 3.12). Нефтевытесняющие свойства обычных и загущенных композиций ИХН-КА близки (см. табл. 3.1, 3.8, 3.9, рис. 3.12).
Предыдущая << 1 .. 42 43 44 45 46 47 < 48 > 49 50 51 52 53 54 .. 74 >> Следующая

Авторские права © 2011 BooksOnChemistry. Все права защищены.
Реклама