Набухаемость - глина
Cтраница 2
Особенность обработки призабойных зон скважин в низкопроницаемых пластах глиносодержащего коллектора связано с набухаемостью глин, что приводит при длительной закачке минерализованной воды к снижению проницаемости пласта примерно в 1 5 раза. Это в дальнейшем снижает проницаемость всего месторождения вследствие миграции диспергированных частиц глин; уменьшение проницаемости может составить десятки и сотни раз. [16]
Если в качестве ионов-компенсаторов выступают поливалентные катионы А12, Fe2 Ca2, то набухаемость глин резко уменьшается, поскольку в этом случае значительно возрастает величина силы притяжения между отрицательно запряженными октаэдрическими слоями пакета и ионами-компенсаторами. [17]
 |
Коэффициенты набухаемости глин в исследуемых жидкостях. [18] |
Примечание, стрелками показана последовательность замещения жидкостей в опытах и соответствующие им коэффициенты набухаемости глин. [19]
Также следует отметить, что концентрированные растворы щелочей, благодаря высокой способности подавления набухаемости глин терригенных песчаников и разрушения тяжелых компонентов нефти, приводят к сильной гидрофилизации породы и улучшают процесс их закачивания в пласт через нагнетательные скважины. [20]
При этом уменьшается работа, необходимая для продвижения в по-ровом пространстве свободных капель нефти, обеспечивается снижение набухаемости глин, что сохраняет фильтрационные свойства породы, увеличивается относительная проницаемость пористой среды. [21]
Влияние НПАВ в процессе нефтевытеснения направлено на снижение фазовой проницаемости породы по вытесняющей воде за счет изменения ее смачиваемости и набухаемости глин; на снижение сорбции ПАА породами пласта; улучшение отмывающей способности закачиваемой воды. [22]
Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи, является снижение набухаемости глин или полное предотвращение ее. С целью оценки влияния продукта на состояние естественных пластовых глин и глин, попавших в пласт вместе с фильтратом бурового раствора, в процессе глушения и освоения скважин с закачиваемой с поверхности водой при ППД были выполнены специальные исследования. [23]
Поэтому олклм из важных требований к реагенту, используемому для закачки в пласт - целью поддержания пластового давления, увеличения нефтеотдачи является снижение набухаемости глин или полное предотвращение его. [24]
Проведенные крупномасштабные исследования по борьбе с биозаражением с применением препарата ЛПЭ-11в показали, что наряду с биоцидным действием данный реагент обладает рядом других полезных свойств: влияет на набухаемость глин ( снижение набухаемости), обладает гидрофобизирующ м и ярко выраженными флокулирующими свойствами. [25]
Проведенные крупномасштабные исследования по борьбе с биозаражением с применением препарата ЛПЭ-11в показали, что наряду с биоцидным действием данный реагент обладает рядом других полезных свойств: влияет на набухаемость глин ( снижение набухаемости), обладает гидрофобизирующим и ярко выраженными флокулирующими свойствами. [26]
Сопоставление показателей закачки ДЖ с предшествовавшим нагнетанием сточных промысловых вод показало, что в процессе закачки ДЖ произошло увеличение приемистости скважин ( в среднем на 15 %) при практически неизменных давлениях нагнетания, что связывается с подавлением набухаемости глин в процессе нагнетания и прохождения растворов через призабойную зону скважин. [27]
ПАВ неионоген-ного типа повышается смачиваемость твердой поверхности водой ( угол смачивания снижается более чем в 2 раза); увеличивается коэффициент вытеснения за счет самопроизвольной капиллярной пропитки до 7 8 %; снижается поверхностное натяжение на границе керосин - вода до 8 эрг / см2; а набухаемость глин в 1 1 раза. При добавке ПАВ в закачиваемую воду ускоряется процесс освоения скважин и увеличивается их приемистость ( до 2 раз) при снижении давления нагнетания. [28]
Таким образом, из приведенных лабораторных исследований можно заключить, что добавка незначительных количеств ОП-10 ( 0 05 %) в воду существенно изменяет физико-химическое взаимодействие углеводородных жидкостей ( нефтей) и вод между собой и с породой в условиях Западной Сибири, что приводит к снижению набухаемости глин, улучшению условий капиллярной пропитки и повышению нефтеотдачи. [29]
Существенное влияние на вытеснение нефти оказывают физические и гидродинамические факторы, к которым относятся: выделение тепла, увеличение локальной эффективной вязкости вытесняющего агента, избирательное выпадение гипса в зонах нарушения химического равновесия, увеличение пористости и проницаемости коллектора за счет растворения карбонатных составляющих скелета порового пространства, уменьшение набухаемости глин. Как видно, точного описания принципа вытеснения по данному методу не сделано из-за сложности происходящих процессов. [30]
Страницы: 1 2 3 4