я нафти використовувалася дегазована девонская нафту з Карабашское УКПН в'язкістю 13-19 мПа · с при температурі 20 ° С.
В якості полісахариду використовувалася гуарова камедь виробництва ТОВ «Хімічна група ОСНОВА», м Казань відповідно до ТУ 2458-019-57258729-2006 під торговою назвою «Гуамін». Недоліком всіх полісахаридів є їх схильність мікробної деструкції, тому для придушення мікробіологічної деструкції досліджуваного продукту до всіх готується розчин додається бактерицид, вибраний з числа формаліну, СНПХ - +1002 та ін. В кількості 0,3%.
Як з'єднання поливалентного металу використовувалися окис цинку або окис магнію в присутності ацетату хрому.
В якості витісняючої нафту мінералізованої води використовувалася модель стічної води (з мінералізацією не нижче 100 г/л).
Первинне витіснення нафти проводилося до загальної обводненості залишкової нафти до 95-99%. Після цього в спільний вхід моделі закачувалися гелеобразующіе склади по пропонованих способам, потім проводилася технологічна витримка протягом 3-5 діб.
За прототипу закачували розчин ксантану з масовою часткою 0,2% з різними сшиватели з масовою часткою 0,2% з технологічної витримкою від трьох до десяти діб.
Основні умови і середні результати витіснення нафти на двошарових моделях по пропонованих і відомому способам представлені в табл. 1.
В якості фільтраційного параметра, що характеризує нерівномірність процесу витіснення у двох разнопроніцаемих трубках, використовували парціальнийнекроз (відносний) дебіт рідини менш проницаемого пропластками до і після витіснення облямівки. Очевидно, чим більший приріст парціального дебіту менш проницаемого пласта, тим ефективніше даний спосіб витіснення нафти з точки зору охоплення неоднорідних по проникності пластів заводнением.
Парціальний дебіт менш проникною трубки при здійсненні пропонованих способів збільшився, в середньому, в 3,16 рази за першим варіантом і в 3,95 рази по другому варіанту, а по прототипу в 1,7 рази. Ці результати свідчать про те, що після закачування композиції СПС по пропонованих способам відбулося вирівнювання неоднорідності пласта по проникності.
Після витіснення нафти за відомим і пропонованому способам середній приріст коефіцієнта витіснення склав 15,2% за першим варіантом і 17% по другому варіанту пропонованих способів і 8,5% за відомим способом.
Таким чином, запропоновані способи суттєво впливають на вирівнювання фільтраційної неоднорідності шарувато-неоднорідних пластів, що веде до збільшення коефіцієнта охоплення пласта витісненням.
Крім цього, були проведені досліди з оцінки ефективності заявляється способу в порівнянні з прототипом на природних кернах за наступними показниками: по коефіцієнту опору і залишковим коефіцієнту опору, коефіцієнту витіснення.
У табл.2 представлені основні умови та результати витіснення нафти з девонських кернів по пропонованих і відомому способам з використанням лабораторної установки Autoflood (AFS - 300) фірми «Core Laboratories Instruments (США). Використовувалися стандартні керни теригенних девонських порід діаметром 2,7-3,0 см і довжиною 3,5-4,0 см. Проникність і пористість кернів мають близькі значення, отже, вихідні умови для проведення випробувань пропонованого та відомого способів однакові.
Основними параметрами ефективності методів збільшення нафтовіддачі (МУН), спрямованих на зниження фільтраційної неоднорідності пластів, є фактор опору (ФС) і залишковий фактор опору (ОФС). Фактор опору - це відношення рухливості води до рухливості витісняє розчину при фільтрації в пористому середовищі. Остаточний фактор опору це відношення рухливості води до впливу до рухливості води після впливу МУН. Чим більше ФС і ОФС при мінімальному вмісті реагенту в витісняючої розчині, тим технологічно і економічно ефективніше його застосування в нафтовидобутку.
Як видно з табл.2, пропонований спосіб за цими параметрами перевищує відомий спосіб: по коефіцієнту опору в 1,9 рази за першим варіантом і в 1,4 рази за другим варіантом, а за залишковим коефіцієнту опору відповідно в 4,5 і 2,4 рази.
Порівняльне тестування структурної міцності СПС, отриманих на основі гуара і ксантану, було здійснено шляхом вимірювання сдвиговой міцності на вискозиметре «Полімер РПЕ - 1М».
Результати цих досліджень представлені в таблиці 3.
Гелі на основі гуара перевершують по міцності гелі ксантану на 27-48 Па, в середньому при швидкості 1,8 с - 1.
Застосування пропонованої групи винаходів сприяє підвищенню нафтовіддачі неоднорідних по проникності заводнених нафтових пластів шляхом вирівнювання проніцаемостной неоднорідно...
