Прирост - коэффициент - вытеснение
Cтраница 4
Результаты исследований свидетельствуют о более высокой нефтеотмывающей способности композиции растворов ОП-10 и каустической соды на гидрофобных моделях пласта. Прирост коэффициентов вытеснения изменялся от 0 до 16 2 % и зависел от остаточной нефтенасыщенности и содержания ОП-10 в водном растворе / Меткой зависимости между содержанием каустической соды в растворе ОП-10 и приростом коэффициентов вытеснения установлено не было. [46]
В процессе вытеснения нефти поверхностно-активные вещества оказывают влияние на следующие взаимосвязанные факторы: межфазное натяжение на границе нефть - вода и поверхностное натяжение на границах вода - порода и нефть - порода, обусловленное их адсорбцией на этих поверхностях раздела фаз. Кроме того, действие поверхностно-активных веществ проявляется в изменении избирательного смачивания поверхности породы водой и нефтью, разрыве и отмывании с поверхности пород пленки нефти, стабилизации дисперсии нефти в воде, приросте коэффициентов вытеснения нефти водной фазой при принудительном вытеснении и при капиллярной пропитке, в повышении относительных фазовых проницаемостей пористых сред. [47]
На рис. 2.6 показаны зависимости суммарного ( полного) коэффициента вытеснения газа от относительного объема вытесняющего газа при различных скоростях газа в модели. Как видно из рис. 2.6, прирост коэффициента вытеснения газа после прорыва вытесняющего газа к выходу из модели ( на графике в момент отключения от линейной зависимости) сопровождается значительным увеличением относительного объема вытесняющего газа. Характерно, что более высокие значения коэффициента вытеснения газа для одних и тех же относительных объемов вытесняющего газа достигаются при более низких его скоростях. [49]
При разработке и внедрении новых технологий увеличения конечного коэффициента нефтеотдачи пластов технологическую эффективность их оценивают на различных этапах. На первом этапе в качестве основного показателя эффективности нового метода принимают прирост коэффициента вытеснения нефти по сравнению с вытеснением закачиваемой водой, применяемой в системе воздействия на залежь. Кроме того, экспериментальные исследования позволяют приближенно оценить влияние на прирост коэффициента вытеснения таких факторов, как состав композиционных систем, концентрации используемых реагентов в водных растворах, размеры оторочек закачиваемых растворов химреагентов или композиций. В лабораторных опытах представляется возможным определить и удельный расход химических реагентов на единицу объема дополнительно вытесненной нефти. [50]
В ряде работ [14, 15] отмечается влияние литологических особенностей коллектора на эффективность применения химических реагентов. Так, для карбонатных коллекторов отмечено более интенсивное увеличение коэффициента вытеснения нефти, чем для терригенных. Показано, что в карбонатных коллекторах, в отличие от терригенных, прирост коэффициента вытеснения может быть достигнут в любом диапазоне изменения межфазного натяжения или скорости фильтрации воды. Это обусловлено большей неоднородностью порового пространства и гидрофобностью поверхности карбонатных коллекторов, что позволяет считать применение некоторых физико-химических методов повышения нефтеотдачи ( заводнение с ПАВ, щелочное заводнение) более эффективным, чем при разработке терригенных пластов. [51]
Необходимость правильного моделирования в лабораторных условиях физико-химических методов увеличения нефтеотдачи вызвана не только научной значимостью, но и, главным образом, большой практической актуальностью, так как именно на базе лабораторных исследований создаются технологические схемы и проводятся опытно-промышленные работы по применению современных методов увеличения нефтеотдачи. Неверные выводы на стадии лабораторного моделирования могут либо дискредитировать высокоэффективный метод, либо, наоборот, вызвать неоправданно большие материальные затраты при внедрении в промышленных масштабах малоэффективного способа увеличения нефтеотдачи. При этом следует подчеркнуть, что речь идет не только о величине прироста коэффициента вытеснения. [52]
При закачке в пласт раствора ПАВ происходит несмешивающееся вытеснение нефти. Фазовая проницаемость для раствора в зависимости от свойств ПАВ, нефти и породы может быть как выше, так и ниже фазовой проницаемости для воды. В неоднородных пластах заметное влияние на процесс вытеснения могут оказать гравитационные, капиллярные и диффузионные силы. Именно приросты коэффициента вытеснения и адсорбции являются факторами, определяющими эффективность метода. [53]
Поскольку содержание алкилсульфоната в пресной воде довольно высокое, раствор реагента вводили в образцы в виде оторочки ( 0 25 порового объема), а затем закачивали пресную воду. При использовании оторочки 1 % - ного раствора алкилсульфоната для вытеснения нефти из карбонатных пород достигается значительный прирост коэффициента вытеснения - до 12 % по сравнению с пресной водой. Причем увеличение коэффициента вытеснения в отличие от неионогенных ПАВ происходит в основном за безводный период ( рис. 60), что еще более повышает эффективность применения данного ПАВ. Следует отметить, что величина прироста коэффициента вытеснения снижается с увеличением проницаемости пород, что, по-видимому, связано с особенностями изменения неоднородности структуры порового пространства и смачиваемости поверхности карбонатных коллекторов порового типа для пород различной проницаемости. При использовании раствора алкилсульфоната для вытеснения нефти из терригенных пород получен небольшой прирост коэффициента вытеснения только по моделям пласта с низкой проницаемостью. [55]
Страницы: 1 2 3 4