К ВОПРОСУ ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ НЕОДНОРОДНО-СЛОИСТЫХ ПОРИСТЫХ СРЕД Асадов А.Ш.

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности


Номер: 8-1
Год: 2017
Страницы: 34-38
Журнал: Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук

Ключевые слова

слоистые, инактивные, активные, пористость, среда, нефтеотдача, layered, inactive, active, porosity, medium, oil recovery

Просмотр статьи

⛔️ (обновите страницу, если статья не отобразилась)

Аннотация к статье

В статье исследуется вытеснение нефти водой и водными растворами поверхностно-инактивных веществ(ПИВ) и поверхностно-активных веществ(ПАВ) из неоднородно-слоистой пористой среды. Получено увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи и увеличение продолжительности процесса вытеснения применяя ПАВ и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи и уменьшение продолжительности процесса вытеснения применяя ПИВ. Установлено влияние концентрации ПИВ в воде на величину коэффициента нефтеотдачи.

Текст научной статьи

В области добычи нефти в основном изучен процесс вытеснения нефти водой, что не решает проблемы достаточно полного вытеснения остаточной нефти из пласта. В связи с этим изыскиваются новые пути увеличения нефтеотдачи, причем наибольший практический интерес представляет применение водного раствора химреагентов. Так как большинство разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений характеризуется многопластовостыо, в статье приводятся результаты экспериментального исследования вытеснения нефти водой и водными растворами поверхностно-инактивных (ПИВ) и поверхностно-активных (ПАВ) веществ из неоднородно-слоистой пористой среды, не содержащей остаточной воды. Экспериментальные исследования проводились на щелевидной модели с размерами 60´2,5´11 см, изготовленной из органического стекла, что обеспечило возможность визуального наблюдения за процессом вытеснения. В качестве неоднородно-слоистой пористой среды применялась модель, нижний слой которой, состоящий из кварцевого песка, занимал ⅓ часть модели (воздухопроницаемость среды 11 дарси), верхний слой, состоящий из смеси кварцевого песка и пыли (по 50%), занимал остальную часть модели (воздухопроницаемость среды 1 дарси). Во избежание проскальзывания вытесняющей жидкости стенки колонки были покрыты слоем клея БФ-4 с кварцевым песком, а для предотвращения проскальзывания фильтрующейся жидкости между пористой средой и крышкой колонки верхняя поверхность модели была покрыта глиной. Изготовленная пористая среда в течение одних суток при низком перепаде давления (100 см вод. ст.) насыщалась смесью (уд. вес g = 0,97 г/см3, предельное напряжение сдвига t0 = 70 мг/см2, вязкость m = 213 спуаз) керосина и нефти (по 50%), отобранной из скв. №66 месторождения в Фергане. При этом насыщенность указанной смесью порового пространства в высокопроницаемом пропластке достигала 96%, а низкопроницаемом - 94%. После подготовки пористой среды начинался процесс вытеснения. На описанной модели были проведены серии опытов по вытеснению нефти водой и водными растворами ПАВ и ПИВ. При этом вытесняющий агент подавался до полного вытеснения нефти. После окончания каждого опыта пористая среда из щелевидной модели разгружалась: модель загружалась новой средой, как указано выше, н называлась нефтью. Не ставя цели в данном случае определить влияние температуры на нефтеотдачу, опыты проводили при комнатной температуре, которая в период экспериментирования была равна 30-31°С. Скорость движения вытесняющего агента во всех опытах составляла 40-43 м/мес. Результаты опытов обрабатывались в виде графиков зависимостей ; ; где h - коэффициент нефтеотдачи; - отношение объема прокачанной воды к объему пор среды; d - отношение вытесненного из щелевидной модели текущего объема нефти к вытесненному одновременно с нефтью объему воды. Визуальное наблюдение за процессом вытеснения нефти водой показало, что по мере вторжения воды в неоднородно-слоистую пористую среду на контакте слоев у входа модели образуется «водяной язык». С течением времени объем обводненного участка увеличивается и вода прорывается по более проницаемым пропласткам, в результате чего нижняя часть модели полностью обводняется. В процессе же вытеснения нефти растворами ПИВ и ПАВ наблюдалось проникновение рабочего агента, как в нижнюю, так и в верхнюю часть модели, т.е. более равномерное продвижение водонефтяного контакта по сравнению со случаем, когда нефть вытеснялась водой без добавок, что способствовало увеличению безводного и конечного коэффициентов нефтеотдачи. Результаты проведенных опытов представлены в виде кривых на рис. 1-4. На рис. 1 показано изменение коэффициентов нефтеотдачи при вытеснении нефти различными рабочими агентами в зависимости от объема прокачанной жидкости , а на рис.2, 3 показано изменение значения d в процессе вытеснения перечисленными агентами. На кривой 1 рис.1 явствует, что при вытеснении нефти из пропластков водой без добавок коэффициент конечной нефтеотдачи составляет 0,38. При этом значение d, уменьшаясь, доходит до нуля при , наглядно видно из кривой 1 рис.2. _ С целью выявления степени обводненности пласта на нефтеотдачу закачка водного растворы ПИВ проводилась при различных значениях коэффициента обводненности (кривые 2 и 3 рис.1). Во всех проведенных опытах при вытеснении нефти водой без добавок все замеренные точки ложились (с незначительными отступлениями) на кривую 1. В дальнейшем, при закачке вслед за водой 0,1%-ного водного раствора ПИВ и обводненности пласта 37 и 30% коэффициент конечной нефтеотдачи резко увеличивается, достигая соответственно 0,72 и 0,82. Это свидетельствует о том, что с увеличением обводненности эффект от закачки водного .раствора ПИВ уменьшается. Рис.1. Изменение коэффициента нефтеотдачи в зависимости от объема прокачанной жидкости при вытеснении нефти различными агентами: 1 - вытеснение чистой водой; 2 - после 37% обводненности вытеснение проводилось 0,1%-ным раствором ПИВ 3 - после 30% обводненности вытеснение проводилось 0,1%-ным раствором ПИВ; 4 - вытеснение 0,1%-ным раствором ПИВ ; 5 - вытеснение раствором ПАВ, затем ПИВ; 6 - вытеснение водой, 0,1%-ным раствором ПАВ, затем ,1%-ным раствором ПИВ. Рис. 2. Зависимость нефтяного фактора от объема прокачиваемой жидкости: 1 - вытеснение чистой водой; 2 - вытеснение водой, затем 0,1%-ным раствором ПИВ при d=0,37; 3 - вытеснение водой , затем 0,1%-ным раствором ПИВ при d=0,30. Следует отметить, что при вытеснении нефти водным раствором ПИВ из обводненных пропластков с увеличением значения величина d резко увеличивается (в наших опытах достигла максимального значения, равного 9,2 и 1,8 соответственно), а затем начинает непрерывно уменьшаться, пересекая ось в точках 2,3 и 2,8. Эксперименты, проведенные для сопоставления влияния растворов ПИВ и ПАВ на коэффициент конечной нефтеотдачи в необводненных пластах, показали, что в случае вытеснения нефти водным раствором ПИВ прирост нефтеотдачи составляет 40% (кривая 4, рис. 1), а при закачке водного раствора ПАВ - лишь 10% (первый участок кривой 5). Для извлечения оставшейся нефти вслед за раствором ПАВ был закачан раствор ПИВ, что привело к дополнительному приросту конечной нефтеотдачи на 17% (второй участок кривой 5). Следует отметить, что закачка ПАВ вслед за ПИВ (кривая 4) не привела к увеличению нефтеотдачи. Рис. 3. Зависимость нефтяного фактора от объема прокачиваемой жидкости: 1 - вытеснение 0,1%-ным раствором ПАВ с последующей закачкой 0,1%-ного раствора ПИВ; 2 - вытеснение водой (участок I), затем 0,1%-ным раствором ПАВ (участок II) и 0,1%-ным раствором ПИВ (участок III). Рис. 4. Зависимость нефтеотдачи, физических и физико-химических свойств от концентрации поверхностно-инактивных веществ: Как видно из кривой 1 рис.3, при вытеснении нефти растворами ПАВ с последующей закачкой ПИВ с увеличением после закачки ПИВ нефтяной фактор d увеличивается и достигает значения 0,24, а затем резко уменьшается. Эксперименты проводились и для случая закачки в обводненные пласты ПАВ с последующей закачкой ПИВ (рис.1, кривая 6). При этом закачка раствора ПАВ увеличивает конечную нефтеотдачу на 10% (второй участок), а последующая закачка раствора ПИВ - на 17% (третий участок). Как видно из кривой 2 рис.3, при d=0,05 с закачкой ПАВ величина d увеличивается до d= 0,1, а затем постепенно уменьшается. Если же вслед за ПАВ при d = 0,05 произвести закачку ПИВ, величина d также возрастает, но максимальное значение ее повышается примерно в 2 раза. При этом продолжительность вытеснения также увеличивается. Следует отметить, что все описанные выше опыты были проведены при одних и тех же концентрациях ПАВ и ПИВ, равных 0,1%. Однако представляет интерес изучение влияния величины концентрации на коэффициент конечной нефтеотдачи. Эта зависимость (кривая при ) показана на рис. 4, откуда явствует, что при концентрации ПИВ, равной 0,1% по весу, значение h становится максимальным, а затем с увеличением концентрации ПИВ значение h незначительно снижается. Изменение h можно объяснить изменением некоторых структурно-механических и физико-химических свойств вытесняемых и вытесняющих жидкостей, а также капиллярными процессами, происходящими на воднонефтяном контакте при вытеснении нефти водными растворами ПАВ и ПИВ из неоднородных пористых сред. Выводы 1. При вытеснении водой из неоднородно-слоистой пористой среды основная часть нефти вытесняется из более проницаемой зоны. 2. Применение водного раствора ПАВ в качестве вытесняющего агента в обводненных и необводненных неоднородно-слоистых пластах увеличивает коэффициент конечной нефтеотдачи и продолжительность процесса вытеснения. 3. Применение водного раствора ПИВ в качестве вытесняющего рабочего агента при заводнении неоднородно-слоистых пластов увеличивает коэффициент конечной нефтеотдачи и уменьшает продолжительность процесса вытеснения нефти. 4. Применение водного раствора ПИВ в обводненных и необводненных неоднородно-слоистых пластах более эффективно по сравнению с раствором ПАВ. 5. Концентрация ПИВ в воде оказывает заметное влияние на величину конечного коэффициента нефтеотдачи обводненных пластов.

Научные конференции

 

(c) Архив публикаций научного журнала. Полное или частичное копирование материалов сайта возможно только с письменного разрешения администрации, а также с указанием прямой активной ссылки на источник.