Новые дисперсные составы для интенсификации добычи остаточной нефти

• Автор: Зайнетдинов, Тимур Имберович
• Шифр специальности: 02.00.13
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 1999
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 123 с. : ил.

ОГЛАВЛЕНИЕ
. С

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1. Представления о формировании остаточных нефтей

1.2. Физикохимические методы увеличения нефтеотдачи

1.3. Общие вопросы устойчивости дисперсных систем.

1.4. Реология неньютоновских жидкостей

ГЛАВА 2. ЦЕЛИ И МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЙ.

2.1. Задачи исследований

2.2. Исследование дисперсности суспензий

2.3. Определение реологических свойств жидкостей

2.4. Обработка данных реологических исследований
2.5. Исследование процесса набухания глин.
2.6. Фильтрационные исследования
ГЛАВА 3. ИССЛЕДОВАНИЕ СОСТАВА СЕРОСОДЕРЖАЩИХ КОМПОНЕНТОВ ДЕВОНСКОЙ НЕФТИ И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ ВОСТОЧНОСУЛЕЕВСКОЙ ПЛОЩАДИ РОМАШКИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ..
3.1. Групповой состав серосодержащих соединений девонской нефти.
3.2. Динамика концентрации сульфатаниона Мониторинг гипсообразования как фактора стабилизации эмульсий.
3.3. Регулирование свойств водонефтяных эмульсий
3.4. О возможных последствиях сернокислотных обработок
ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА НОВЫХ ДИСПЕРСНЫХ СОСТАВОВ ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ В ПЛАСТЕ.
4.1. Ограничения при подборе композиций для увеличения нефтеотдачи
4.2. Состав на основе бентонита и многоатомных алифатических спиртов
4.3. Регулирование процесса набухания бентонита.
4.4. Состав на основе хлористого алюминия.
4.5. Состав на основе окисченного крахмала
ЛИТЕРАТУРА


Дополнительным осложнением является значительная неоднородность характеристик пластовых флюидов и коллекторов. Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недренируемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых целиков нефти являются в первую очередь проницаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Показано, что при различии проницаемостей двух пропластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 и более раз, вода практически не поступает в низкопроницаемый пропласток, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами. Другой тип остаточной нефти, существенно отличающейся от добываемой, представляет собой нефть, оставшаяся в промытых зонах. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасьиценности большой степени выработки коллектора нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода нефть закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. В приводятся кривые вытеснения и диаграммы фазовых проницаемостей дтя нескольких месторождений Западной Сибири и УралоПоволжья, сложенных карбонатными породами и песчаниками с разной смачиваемостью. Оказывается, в зависимости от степени гидрофильности или гидрофобности породы состав и свойства остаточной нефти значительно отличаются. При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется поршневой
режим вытеснения, когда до нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно защемленной нефтью. В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах. Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для девонских песчаников ВолгоУральской нефтяной провинции. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Изза наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярнозащемленной нефти. Ясно, что формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтеносмолистых веществ являются факторами, влияющими на структурномеханические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностноактивных веществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.