Нейтрализованный раствор - реагент
Cтраница 1
Нейтрализованные растворы реагента также обладают достаточно хорошими вытесняющими свойствами, и эффективность вытеснения нефти в зоне движения такого реагента не ниже, чем в зоне движения активного реагента. Это указывает на то, что даже при быстрой нейтрализации реагента в пласте процесс вытеснения должен проходить достаточно эффективно по сравнению с обычным заводнением. [1]
Нейтрализованные растворы реагента также приводят к существенному снижению натяжения смачивания ( в 2 7 - 8 3 раза в зависимости от исходной концентрации реагента) по сравнению с его значением в случае использования воды ( рис. 3.6, табл. 3.3) использование смесей монокарбоновых кислот в нефтяных коллекторах может обеспечить более полное вытеснение нефти по сравнению с водой. [2]
Хорошие довытесняющие свойства проявляют и нейтрализованные растворы реагента. Увеличение оторочки нейтрализованного реагента приводит к росту количества дополнительно вытесненной нефти. Закачка нейтрализованного раствора реагента ( по сравнению с закачкой воды) в размере одного порового объема позволила получить дополнительно 16 1 %, в то время как при закачке оторочки реагента размером 10 - 10 6 %, При этом основное количество довытесненной нефти поступало с появлением реагента на выходе из керно держателя, что указывает на поршне-образный характер вытеснения. Особенно это проявляется для оторочки большей по размеру, так как за счет меньшего размыва ее проталкивающей водой достигается лучшее соотношение вяз-костей вытесняющей и вытесняемой жидкостей. [3]
 |
Результаты опытов по отмыву пленочной нефти. [4] |
Отмыв нефти с твердой поверхности активными и нейтрализованными растворами реагента возрастает с увеличением содержания в реагенте монокарбоновых кислот. [5]
Анализ показывает, что как активные, так и нейтрализованные растворы реагента способствуют разрушению структуры глин в пористой среде, о чем свидетельствовало поступление вместе с фильтратом из образца частичек глины. [6]
Значительно ниже коэффициент набухания бентонита в пластовой воде, в активных и нейтрализованных растворах реагента, где он равен 0 91; 0 74; 1 01 соответственно. Длительность набухания бентонита в этих растворах в 3 - 4 раза сокращается по сравнению с временем его набухания в пресной воде. [7]
Таким образом, согласно полученным данным, если исходить из условия, что в добывающие скважины должен поступать нейтрализованный раствор реагента, наиболее оптимальной для карбонатных месторождений будет оторочка размером 10 % от объема пор. [8]
Результаты анализа полученных данных ( табл. 4.1, рис. 4.1, 4.2) показывают, что отмыв пленочной нефти как активными, так и нейтрализованными растворами реагентов идет полнее по сравнению с водой и растворами ПАВ. Растворы реагента даже с малой кислотностью отмывают нефть лучше, чем вода. [9]
Для оценки целесообразности применения смесей монокарбоновых кислот для закачки в пласт с целью увеличения нефтеотдачи необходимо знать, как адсорбируются соли указанных кислот породой, какие факторы влияют на процесс адсорбции и в какой степени адсорбция обеднит нейтрализованный раствор реагента в процессе его продвижения по пласту. [10]
 |
Изменение коэффициента набухаемости глин в зависимости от концентрации кислот в реагенте. / - бентонит. 2 - глина Куганакского месторождения. 3 - каолинит. 4 - глина Нурлатовского месторождения. [11] |
Если с увеличением кислот в воде Кнаб для каолинита и глин Нурлатовского и Куганакского месторождений уменьшается незначительно по сравнению с водой, то для бентонита даже при малых содержаниях этих кислот в воде происходит резкое снижение набухаемости. Еще большее снижение набухаемости глин наблюдается в нейтрализованных растворах реагента. [12]
Хорошие довытесняющие свойства проявляют и нейтрализованные растворы реагента. Увеличение оторочки нейтрализованного реагента приводит к росту количества дополнительно вытесненной нефти. Закачка нейтрализованного раствора реагента ( по сравнению с закачкой воды) в размере одного порового объема позволила получить дополнительно 16 1 %, в то время как при закачке оторочки реагента размером 10 - 10 6 %, При этом основное количество довытесненной нефти поступало с появлением реагента на выходе из керно держателя, что указывает на поршне-образный характер вытеснения. Особенно это проявляется для оторочки большей по размеру, так как за счет меньшего размыва ее проталкивающей водой достигается лучшее соотношение вяз-костей вытесняющей и вытесняемой жидкостей. [13]
Вероятно, в этом случае довытес-нение нефти произошло за счет увеличения микроохвата модели пласта при воздействии более вязким нейтрализованным раствором реагента. Важно подчеркнуть, что повышенные коффициен-ты вытеснения нефти достигнуты при меньших объемах закачанных растворов продукта. [14]
При увеличении содержания кислоты в растворе растет количество растворенной породы. С другой стороны, повышается концентрация образуемых солей в нейтрализованном растворе выше предела их растворимости, что приводит к увеличению вязкости продуктов реакции, блокируется поровое пространство выпавшими солями, в связи с чем уменьшается эффект от воздействия. От концентрации кислотного раствора зависит поверхностное натяжение на границе с нефтью, краевой угол избирательного смачивания, коррозионная активность исходных и нейтрализованных растворов реагента, что также оказывает существенное влияние на качество выполняемых работ. [15]
Страницы: 1