заімовоздействія або реагування хімічних реагентів з мінеральними компонентами води і породою пласта. Хімічні реагенти можуть реагувати з мінеральними компонентами і осідати на поверхні породи пласта. Лабораторні тести показали, що осадження хімічних реагентів в пласті не відбувається. Тести з визначення зміни прозорості розчину ФХМК у присутності зразків породи проводили при високій температурі. Як зразки породи використовували керн олігоцену. При наявності реакції між ФХМК і керном, прозорість розчину буде знижуватися. Прозорість розчину ФХМК визначається оптичною щільністю OD (optical density).
Таблиця 3.2
Вимірювання прозорість розчину ФХМК
Суткі0714212835424954OD989896969696969696
Результат вимірювання показав що, протягом 54 діб, прозорість розчину ФХМК змінилася незначно. Це підтверджує, що ФХМК не вступає в реакцію з мінеральними компонентами пласта.
3.3 Механізм витіснення нафти за технологією ФХМК
3.3.1 Механізм витіснення залишкової нафти із застосуванням ФХМ комплексів
Основним завданням технології збільшення нафтовіддачі комплексними фізико-хімічними мікробіологічними методами є збільшення коефіцієнт витіснення нафти і коефіцієнта охоплення пласта, і як наслідок, збільшення КІН.
Композиція ФХМК, за консистенцією - гель, закачується в нагнітальну свердловину, тому в'язкість гелю, близько 200 сСт, що значно більше, в'язкості морської води, то коефіцієнт охоплення в привибійній зоні пласта (свердловини 116 і 1003, рис 3.4) теж більше.
Рис. 3.4 Модель витіснення залишкової нафти в близько привибійній зоні
Збільшення коефіцієнта витіснення гелем (збільшення hs) у комбінації з ПАР, призводить до витіснення залишкової нафти в привибійній зоні нагнітальної свердловини і збільшенню видобутку нафти.
Зміст залишкової нафти в привибійній зоні нагнітальної свердловини сильно зменшиться після одноразового застосування ФХМ комплексу. При наступних обробках, ФХМ комплекс проникне глибше в пласт, що призведе до витіснення залишкової нефтенасищенності з віддаленіших областей пласта.
Механізм витіснення залишкової нафти з використанням ФХМ комплексів був підтверджений в 1991 році шляхом проведення чотирьох експериментів на моделях пласта колективом дослідників:
- З Петровьетнама (Керівник проекту та спеціалісти)
З НДПІ (Керівник і фахівці Лабораторії)
З їхн Сибіру - СО РАН (Директор Інст. і фахівці)
Таблиця 3.3
Результати витіснення залишкової нафти з ФХМК [12]
№ Експер.ФХМКK нафти/морської води,% K ab. ,% K rel ..,% 1DMCKA157,410,718,62DMCKA243,69,922,73DMCVIS144,013,029,54DMCVIS246,27,917,1
Де: K нафти/морської води, - Коефіцієнт витіснення нафти після закачування морської води
K ab - абсолютним коефіцієнти збільшення нафтовіддачі
K rel.- Відносні коефіцієнти збільшення нафтовіддачі
Щоб проілюструвати ефективність витіснення залишкової нафти з використанням ФХМ комплексів, представлені результати дослідження (рис. 41, сторінка 109 з доповіді Дослідження можливості використання Хіміко-фізичного і мікробіологічного комплексного методу для збільшення нафтовіддачі пластів нижнього міоцену родовища Білий Тигр - ПВ +2001 (Рис 3.5) [12].
Застосування ФХМ комплексу не призведе до підвищення нафтовіддачі в одній свердловині за рахунок падіння в який-небудь інший добувної свердловині ділянки (об'єкта).
Рис. 3.5 Кінетика витіснення залишкової нафти з використанням ФХМ комплексів [12]
3.3.2 Композиція полімеру і ПАР замінюється гелем і ПАР
ФХМК технологія належить до хіміко - біохімічним і комбінованим методам. Мета ФХМК технології - підвищити коефіцієнт вилучення нафти h (Recovery Factor) за рахунок збільшення коефіцієнта витіснення h вит, коефіцієнта охоплення h ОХВ і коефіцієнт контакту h конт (див. 2.1, глава II)
Підвищити значення цих коефіцієнтів можна різними способами, найкращим вважається поєднання двох елементів - водорозчинного полімеру і ПАР у складі одного витісняє агента.
Існують варіанти заміни полімеру на іншу сполуку володіє його основною функцією - підвищення в'язкості витісняє агента, інакше кажучи, збільшення коефіцієнта витіснення. Це застосування гелів, емульсій, пінних емульсій, нано-частинок, матеріалів для селективної ізоляції води і т.д.
