Водный раствор для извлечения нефти из геологического пласта

 

Изобретение относится к добыче нефти из геологических пластов. Цель - увеличение извлечения за счет создания межфазного натяжения между водным раствором щелочи и нефтью от 0,04 до 0,055 дины/см и сохранение вязкости раствора, по крайней мере равной 50% вязкости добываемой нефти. Раствор содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас.% : в качестве полимера частично гидролизованный полиакриламид 0,3810-0,3853, в качестве щелочи частично гидролизованный полиакриламид NA<SB POS="POST">2</SB>CO<SB POS="POST">3</SB> или NAOH, или NA<SB POS="POST">4</SB>SIO<SB POS="POST">4</SB> 0,64-0,85

вода остальное. Раствор готовят путем растворения ингредиентов в воде. Использование данного раствора дает хорошую добычу нефти в условиях низкой вязкости и межповерхностного натяжения. Данный раствор имеет превосходные характеристики нагнетания. 7 ил., 7 табл.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК (5D 4 F 21 В 43/22

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Н ПАТЕНТЪ(ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГННТ СССР (21) 3679921/23-03 (22) 28. 1 2. 83 (31) 454313 (32) 29.12.82 (33) US (46) 30.04.89 ° Бюл. Р 16 (71) Стауффер Кемикал Компани (US) (72) Джост Герман Бюрк (US) (53) 622.276 (088.8) (56) Патент П1А - 3039529, кл. 166-9, опублик. 1962, (54) ВОДНЫЙ РАСТВОР ДЛЯ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

НЕФТИ ИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ПЛАСТА (57) Изобретение относится к добыче нефти .из геологических пластов, Цель — увеличение извлечения за счет создания межфазного натяжения между водным раствором щелочи и нефтью от

Изобретение относится к добыче нефти из геологических пластов посредством заводнения пласта водным в раствором полимера и щелочи.

Целью изобретения является увеличение извлечения нефти.

Водный раствор для извлечения нефти из пласта содержит щелочь и полимер и имеет вязкость, которая составляет по крайней мере 50% вязкости добываемой нефти, концентрация щелочи в растворе такова, что межфазное натяжение между водным раствором щелочи и нефтью составляет 0,04 — 0,055 дин/см, причем в качестве полимера он содержит частично гидролизованный полиакриламид, а

„„Я0„„1477252 А 3

0,04 до 0,055 дин/см и сохранение вязкости раствора, по крайней мере равной 50 вязкости добываемой нефти. Раствор содержит следующие ингредиенты при их соотношении, мас. %: в качестве полимера частично гидролизованный полиакриламид 0,3810—

0,3853, в качестве щелочи частично. гидролизованный полиакриламид Na СО» или NaOH, или Иа4SiO< 0,64-0,85; вода остальное. Раствор готовят путем растворения ингредиентов в воде.Использование данного раствора дает хорошую добычу нефти в условиях низкой вязкости и межповерхностного натяжения. Данный раствор имеет превос- Я ходные характеристики нагнетания, 7 ил., 6 табл. в качестве щелочи — Na CO» или

NaOH, или Na+SiO< при следующем соотношении ингредиентов, мас. :

Частично гидролизованный полиакриламид 0,3810-03853

На СО, или

NaOH, или

Иа4ЫО+ 0,64-0,85

Вода Остальное

На фиг.1 показано схематически устройство, применяемое в процессе наводнения колонки породы; на фиг. 2-6 — значения давления, или факторы сопротивления для заводнения колонки породы; фиг. 7 —. график меж поверхностного натяжения между раз1477252

Щелочными материалами являются водорастворимые вещества, применяемые для освобождения ионов гидрокси-. личными растворами щелочи и сырой нефтью.

Водный. раствор щелочи и .полимера содержит компоненты щелочи и водо5 растворимого полимера, которые отдельно и в комбинации применяют в процессе извлечения остаточной нефти из геологических пластов посредством закачки водных растворов через 10 пласт.

Можно применять полимеры различных типов, включая акриламидные полимеры, полисахариды, целлюлозы,акриловые полимеры и полиалкиленовые окислы. Примерами акриламидных полимеров являются частично гидролизованные (например, 15-35 -ной степени гидролиза) полиакриламиды, например

Цианатрол фирмы "Америкэн Цианамид", 2р привитые сополимеры крахмала и акриламида-, сополимеры N,N -диметилакриламида, акриламид и- сополимеры 2-акриламид-2-метилпропансульфонат/акриламид. Полисахаридом, который мож- 25 но применять, является ксантановая смола, Можно применять селероглюкан, который получают посредством ферментации глюкозы с рядом грибков $е1еrotium. К целлюлозе, которую можно применять, относятся гидроксиэтилцеллюлоза, карбоксиметилцеллюлоза, полимеры сложных эфиров сульфата натрия и целлюлозы. Применяемый полимер предпочтительно содержится в водном растворе в достаточном количестве для обеспечения вязкости водного раствора по

Брукфилду, которая составляет по крайней мере 50 соответствукпцей вяз- 40 кости остаточной нефти в геологическом пласте. Вязкость водных растворов может превышать вязкость нефти (например, быть равной примерно 1 50% вязкости нефти), однако по экономи- 45 ческим причинам это нецелесообразно.

Предпочтительна вязкость раствора, содержащего полимер, которая приближается к вязкости сырой нефти. В зависимости от типа полимера, нефти и температуры в геологическом пласте достаточна концентрация примерно

1000 — 5000 ч. на тыс. полимера по весу воды, например 3500-4000 ч. на тыс. полиакриламида.

График на фиг.7 построен в соответствии с примерами, описанными для определенного количества различных концентраций гидроокиси натрия,карСоната натрия и ортосиликата натрия.

С его помощью можно определять приближенные характеристики межфазного натяжения между различными щелочами и данной сырой нефтью. На основании этого графика выбирают начальные концентрации щелочи, соответствующие или приближающиеся к минимальным значениям межфазного натяжения, представленным на графике ° В примерах были выбраны следующие концентрации щелочи и согласно графику даны следующие приближенные значения межповерхностного натяжения в щелочном растворе при контакте с сырой

1 нефтью:

Щелоч ь Концентрация (0,5 мас. щелочи, Na O) мас.

Межповерхностное натяжение, дин/см

Гидроокись натрия

0,055

0,640 ла в водном растворе, которые ймеют достаточную щелочную реакцию с нефтью для значительного снижения поверхностного натяжения между остаточной нефтью и водным раствором, содержащим щелочь и полимер. Предпочтительными являются соединения щелочного металла, например, те,которые содержат натрий или калий как катионы. Примерами щелочных материалов являются Иа СОз, К CO>, NaOH, КОН, Иа HiO, К HiO . Предпочтитель-. ным является карбонат натрия,так как он обеспечивает. высокую степень нагнетания (создает меньшее сопротивление потоку) во время ввода в геологический пласт по сравнению с обычным уровнем улучшения межповерхностного натяжения.

Для определения количества щелочи в водном растворе можно построить известным способом график (фиг.7), на котором представлено межфазное натяжение между щелочными растворами различной концентрации и сырой нефтью. Минимальное межфазное натяжение между раствором, содержащим щелочь, и сырой нефтью можно определить с помощью тензометра, например, способом падающей или вращающейся капли, l 4 7725?

0,850

0,134

5Р

185,5

1,1

23,8

1,0

0,7

Карбонат натрия 0,05

Ортосиликат натрия 0,764 0,04

Концентрация щелочи, вводимой в геологический пласт (вместе с водой

I и полимером), должна обеспечить создание межфазного натяжения меньше

0,1 дин/см, предпочтительно меньше.

0,07 дин/см, Другой формой расхода щелочи является осаждение определенных видов анионов из щелочи в результате присутствия растворенных катионов (иапо +й ример, Са, М и т,д.) в погребенной воде геологического пласта.Чтобы определить расход щелочи вследствие осаждения многовалентных ионов, можно измерить воду от предыдущих заводнений на степень осаждения. В некоторых случаях не обязательно вводить достаточное количество щелочи в пласт породы для определенных условий минимального межповерх. ностного натяжения (например, меньше

0,1 дин/см, предпочтительно меньше

0,07 дин/см), относящихся ко всему геологическому пласту, Водный раствор щелочи и полимера можно вводить в геологический пласт., например, при температуре примерно о

35-95 С в достаточном количестве для вытеснения нефти (например, с поровым объемом примерно 0,1-1,0 объема пор пласта) и для извлечения остаточной нефти из геологического пласта. Инжекцию раствора щелочи и полимера в пласт можно осуществлять до или после применения других способов добычи нефти, например посредством заводнения и т.д. Такой способ предпочтительно применяют в третичной добыче нефти (например, после первичной добычи путем закачки и вторичной добычи путем заводнения), Пример ы 1-5. Произвели ряд заводнений колонок породы с сырой нефтью. В примере 1 применяли только полимер (сравнительный пример), в примерах 2-5 — раствор по изобретению (см, фиг. 2-6).

Колонки размером 2 дюйма (50,8 мм)» х 2 фута (610 мм) из песчаника Berса нарезали из одного блока породы для достижения оптимальной воспроизводимости данных. Свойства этих колонок показаны в. табл,1, Колонки заделали в жаропрочную смолу с отводами для измерения давления через смолу к поверхности колонки. Колонки разделили на три части равной

5 длины и с целью измерения давления сделали два внутренних отвода.

Гпектрография показала, что основными элементами колонок были крем10 ний, кальций и алюминий со значительными уровнями содержания железа, магния, калия, натрия и титана. Исследование под электронным микроскопом ( показало присутствие частиц непра15 вильной формы диаметром 100 — 400 мкм в перемешку с небольшими частицами диаметром 0,2-10 мкм, Во всех заводнениях колонбк применяли отфильтрованную кислую сырую

2р нефть (при 51,67 Г), со следующими свойствами:

Вязкость по

Брукфилду,сП,при, С:

24 465

29 295

35 200

40,56 144 . 5l,67 66

62,78 48

ЭР Сила тяжести АРТ 20,8

Общее кислотное число, мг K0H/r 2,80 (AS ТМ D 664)

Все образцы щелочи и полимера д5 смешали В св ежей В оде i

Моделированный состав рассола— свежей воды (вода для инжекции, умягченная 3:1, рН = 7,6):

4р Ион ч, на тыс.

Аммоний 39,2

Кальций 0 5

Маг ний 0 5

Калий 2,9

45 Натрий 2946,7

Сульфат ) 33,6

Хлорид 4403,5

Карбонат (вычисленный ) 4,0

Бикарбонат (вычисленный) 3,041

Нитрат 0,0165

55 Бор ат О, 306

Иодид 0,007

Железо

Барий

Фторид

1477252

Общее количество растворенных твердых веществ 7764

Химический состав

Хлорид аммония

Бикарбонат натрия

Карбонат натрия

Хлорид кальция 2Н О

Хлорид магния хбН О

Хлорид калия

Хлорид натрия

Сульфат натрия

Иодид натрия

Борат натрия

Нитрат натрия

Фторид натрия

1 г/л рассола:

0,1163

0,2554

0,0071

0,0018

0,0042

0,0055

7,1238

0,1975

0,0308

Q,0014

О, 0015

95 О

4,0

Моделированный состав рассола— аластовой воды (вода для инжекции, свободная от карбонатов и бикарбонатов и имеющая значение РН 6,8):

Ион ч.на тыс. мг/л

Аммоний 157,0 8,704

Кальций 450,0 22,455

Магний 430,0 35,373

Калий

Натрий 10356,0 448,025

Сульфат 78,0 1,624

Хлорид 18185,1 512,934

Карбонат (вычисленный)

Бикарбонат (вычисленный)

Нитрат

Борат 1, 224

Иодид 0,0032

Железо

Барий

Фторид

Общее количество раств оренных твердых веществ 29755,1

Химический состав, г/л рассола:

Хлорид аммония 0,4656

Бикарбонат натрия

Карбонат натрия

Хлорид кальция х2Н О 1,6506

Хлорид магния

"6Н 3,5959

Хлорид калия

5 Хлорид натрия ? 6,0889

Сульфат натрия 0,1153

Иодид натрия 0,0047

Борат натрия 0,1?32

Нитрат натрия

4 торид натрия

Применяли следующие щелочные агенты (ссылки даны на общее содержание

Naq0) Na0H (для примера 4 разбавили 50 мас. едк6го натра до 15 0,5 мас, Ча О), Na CO> (н воду добавили кальцинированную соду Стауффер Денсе Сода 3m), Na+SiO< (приготовили основной 10,-ный раствор орто ° силиката натрия, мас. : Я О

2p Na

0,5 мас, Na O разбавили посредством впрыскивания воды для приме25 ра 5.

Для всех заводнений колонок применяли частично гидролизованный полиакриламид (цианатрол марки 940 Я фирмы "Америкэн Цианамид™). 5000 ч, на тыс. раствора полимера смешали с 10 -ным раствором щелочи (в свежей воде). Таким образом, получили раствор с требуемой концентрацией щелочи., Раствор разбавили свежей водой, содержащей щелочь требуемой концентрации, для получения полимера соответствующей концентрации.Во время приготовления растворов вязкость была равна 50 сП. Вязкость со временем увеличилась для всех комби40 наций щелочь — полимер из-за возможного гидролиза полиакриламида,Во время последних стадий инжекции раствора вязкость может достигать 55—

45 60 сП.

Устройство для затопления (заводнения) колонок схематически показано на фиг.1 .

Нагнетательный поршневой насос 1:

НияЫ .пРименяли в соединении с каме рой, имеющей постоянную температуру.

До начала впрыскивания температуру колонки 2 и жидкостей повысили до температуры резервуара 3. Насыщение

55 воды из хранилища было достигнуто посредством создания вакуума на колонке 2 в течение примерно 12 ч, Ва тем в колонку вводили сырую нефть из резервуара до прекращения вытекаl 47 i 252

l 0

Поровый объем рость (фут в день ) а. Инжекция воды из резервуара б. Инжекция во1,0 7-8 ды из резервуара

1,0 До устойчивого знач ения Р

30 в . Инжекция впрыскиваемой воды

r. Инжекция первой порции химических

1,0 0,25

1,0 1,0

55 ния воды, г1лл дос тижени я мак симального насыщения нефти ввод ncyttecI— нляли с высокой скоростью (10 футов в день).

Первичную и вторичную добычи моделировали комбинированным способом посредством инжекции воды из хранилища с фронтальной скоростью движения 2,0 фута в день до достижения заданного уровня насьппения нефти.

В конце заводнения соотношение воды и нефти составило 20:1, Последовательность общего заводнения и третичной добычи следующая:

<ронтальная сковеществ д, Инжекция впрыскиваемой воды 10,0 0,1 е. Инжекция воды из хранилища 10,0 . 3,5

Пробы были собраны только во время стадий r-e, Эти пробы применяли для определения характеристики насьпцения нефти в зависимости от по рового объема вводимой жидкости, Для определения полученных уровней кальция, магния и кремния (путем спектроскопии поглощения атомов) и рН провели анализ проб. Дпя количественного определения концентрации щелочи в каждой пробе провели титрование с 0,1 NHC1, Точные объемы вводимых жидкостей с указанием их характеристик приведены в табл. 2 (значения вязкости даны при 51,67 0).

Выпи проведены измерения межпо— верхностного натяжения между сырой нефтью и каждым щелочным агентом.

Испытывали концентрации щелочи Во вводимой лоде н пределах 0 †?,0 мас., Na О. Для всех значений меныпе

1,0 дин/см применяли тензометр с посв тоянной температурой и постоянной скоростью для измерения межпонерх— ностного натяжения методом вращающейся капли. Все измерения проводив ли при 51,67 С и скорости Зб00 об/мин спустя 5 мин после контакта нефти со щелочью, Такой период времени дает минимальное значение межповерхностного натяжения для этих систем н зависимости от врЕмени.

Если оценка методом вращающейся капли была неуспещной из † полученного значения межповерхностного натяжения сньппе 1,0 дин/см, то для проведения измерений применяли кольцевой прибор при 21 С, Три из четырех испытываемых щелочных агентов показали уменьщение в межповерхностном натяжении от

17 6 дин/см (при отсутствии щелочи) до уровней, соответствующих текучести третичной нефти. Только бикарбонат натрия оказался неэффективным как аг ент, снижающий межпонерхностное натяжение для данной сырой нефти. Минимальные значения межпонерх— ностного натяжения и требуемая кон, центрация каждой щелочи показаны в табл.3.

В табл. 4 и 5 даны значения добычи во время каждого заноднения колонки породы при этом предварительная промывка свежей водой является .частью третичной добычи и заводнения соответственно. Данные о добыче неф ти показывают начальное насыщение нефти (Б, ), добычу с заводнением (% Бо; ), остаточное заноднение (Stl> ), третичную добычу с применением водного раствора щелочи и полимера согласно изобретению (Б ц ), остаточное насьпцение (Б, ) н колонке и общую добычу (добыча с заводне. нием плюс третичная добыча).

Вычисление процента первоначальной добычи нефти (ОТР) благодаря третичной добыче получают посредством деления данных третичной добычи (например, объемных частей) на соответствующие значения для начального насыщения нефти (Б„; ).

1477?52

40

Таким образом, % OIP по примерам

1-5 при условии, что предварительная промывка — часть третичной добычи (см, табл.4), составляет

Пример: 1 10,9

2 54,3

3 46,0

4 47,4

5 50,7 10 а при условии, что предварительная промывка — заводнение (см. табл. 5),, % 0IP составляет

Пример: 1 10,3

2 53,8

3 45,5

4 46,8

5 50,2

Так как количество нефти, полученнои во время каждой предварительной промывки свежей водой, было ми-. нимальное, то можно отметить небольшое отличие результатов, представлен. ных в табл.4, от результатов. н табл.5. 25

Пример 1, который включает в себя инжекцию полимера 11ианатрол

9408 вязкостью 50. сЛ при отсутстнии какой-либо щелочи, взят для сравнения. Достигалась 18,7%-ная S< добыча, которую можно сравнить с третичной добычей или которая лучше, чем третичная добыча, осуществляемая только со щелочами в некоторых работах. Одновременно с изменением скорости от 1- О до 10,0 футов в день как часть цикла последующей промывки достигалось дополнительное увеличение добычи нефти. Такое явление не наблюдалось н испытаниях, проводимых со щелочью без полимера, Очевидно, что в присутствии среды с улучшенной текучестью благодаря остаточному полимеру в колонке изменение скорости и последующее унеличе-45 ние давления являются достаточными для движения нефти.

Относительное изменение давления при увеличении скорости было низким в процессе добычи с применением полимера (в среднем увеличение в .3,7 раза) по сравнению с операциями, проводимыми без полимера (в среднем в 4,8 раза), хотя высокое давление может быть наиболее важным параметром, Например, в примере 1 изменение скорости до 10,0 футов в день создает общее давление в колонке 198 футов/кн.дюйм по сравнению с операцией без полимера под высоким давлением

12,7 футов/кв,дюйм.

Примеры 2 и 3 показываит дублированные циклы инжекции, причем работа с колонкой в примере 2 н общем превосходит работу с колонкой н примере 3. Заноднение н примере 2 более эффективное, и это указывает на более однороднуи колонку с лучшей эффективностью очистки. Также следует отметить низкое начальное насыщение нефти (0,692 порового объема) в примере 2 по сравнении с другими насыщениями в других примерах (0,736—

0,784 порового объема), Значение

0,692 порового объема находится почти в соответствии со значениями для предыдущих заводнений колонок (0,649-0,750). С присущей колонкам изменяемостью предел добычи для примеров ? и 3 по-видимому представляет воспроизводимость полимерных систем.

95,5 и 82,6% S „ добычи для этих двух затоплений находятся в тех пределах, которые видны только в мицеллярнь1х (полимерных) системах химическorо заводнения. Значительное улучшение этих систем по сравнению только со щелочью или только с полимером представляет наиболее значимый результат работы.

Примеры 4 и 5 с полимером Цианатрол 940Б в соединении с едким натром и ортосиликатом натрия соответственно показывают значительное увеличение добычи по сравнении с их независимыми химическими двойниками, которые были ранее испытаны. Характеристики начального насыщения нефти и заводнения в этих испытаниях были очень сходными с характеристиками по примерам 2 и 3.

Поскольку колонки в примерах 4 и 5. аналогичны, то можно сказать,что .система ортосиликата натрия превосходит систему едкого натра, хотя обе системы очень эффективны.

Во всех испытанных системах на основе полимера и на основе полимера и щелочи была отмечена очень хорошая текучесть в чистых пробах с высоким содержанием нефти (60%), взятых до любого химического прорыва для ийжекции.

На фиг. 2-6 показаны значения давления но время заноднения колонок. Эти данные были получены в результате изменения дифференциально1477?5?

14 го давления в передней, средней и задней секциях колонки. Данные были преобразованы в соответствующие коэффициенты сопротивления RFl-RF2 согласно следующей формуле:

"L р

RF р \

С) 10 где P — падение давления в конце

I заводнения, фунт/кв.дюйм;

P — падение давления в данной

2 точке во время третичной добычи, фунт/кв.дюйм; !

Я вЂ” скорость потока в конце за{ воднения, мл/с;

Ц вЂ” скорость потока в момент

2 измерения P, мл/с;

RF — представляет собой кумуля20 тивный коэффициент сопротивления.

Коэффициенты сопротивления в примере 1 (фиг.2), в котором применяют только полимер, значительно выше коэффициентов сопротивления для систем щелочь — полимер.

Если сравнить коэффициенты сопротивления для различных систем щелочь — полимер, то можно увидеть, что системы Na OO> — 940S имеют значительно более. низкие значения, чем любая система NaOH — 940Б или

Na МО4 — 940S. Коэффициент сопротивления RF в средней секции в приме- 35 ре 4 (фиг.5) не такой значительный, как это кажется. Из-за необычно низкого давления на базисной линии заводнения коэффициенты сопротивления необычно высокие несмотря на сходные 40 уровни давления во всех секциях. Низкие коэффициенты сопротивления при применении системы Иа СОэ — 940S указывают на возможность достижения высоких характеристик нагнетания. 45

Одновременно с получением щелочи были отмечены значительно уменьшенные уровни двухвалентных катионов.

В примере 1 уровни двухвалентных катионов уменьшили в результате разбавления полученного полимера свежей водой (табл.б).

Видно, что были получены более высокие, чем раньше, значения удержания, которые, вероятно, являются следствием повышенной эффективности очистки, позволяющей потреблять ще— лочь большей площадью поверхности породы. !

Полученные данные показывают хорошую добычу остаточной нефти,достигаемую при применении заводнения щелочью и полимером в условиях низкой вязкости и межповерхностного натяжения. Применение Na СОз как щелочи с полимером дает более низкий коэффициент сопротивления во время заводнения колонки, чем применение

NaOH или Na

0,3810-0,3853 полиакриламид

Na СО, или

NaOH, или

Na4SiO

Вода

0,64-0,85

Остальное"

Водный раствор для извлечения нефти из геологического пласта, содержащий щелочь и полимер, о т л ич а ю шийся тем, что, с целью увеличения извлечения нефти за счет создания межфазного натяжения между водным раствором щелочи и нефтью

0,04 — 0,055 дин/см и сохранения вязкости раствора, по крайней мере равной 50%-ной вязкости добываемой нефти, в качестве полимера он содержит частично гидролизованный полиакриламид,. в качестве щелочи — Na. СОз, или NaOH, или Na

Частично гидролизованпый

1477?52

Т а блиц à 1

Свойства

Показатели свойств колонки по примеру

1 2 3 4 5

283,7 269,2

0,23 0,22

281,4

0,22

271, 5

0,22

263,9

0,22

Объем поры,мл

Пори с то с ть, доля

Водопроницаемость, мД: в передней части в средней части в задней части общая

Эффективная проницаемость, мД: для нефти с остаточной водой для воды с остаточной нефтью

596

668

333

485

468

607

253

387

544

582

453

506

552

552

563

555

504

587

639

609

447

437

421

511 423

45,9

17,3

17.,2

31,3

59,9

Таблица 2

Пример

Характеристики

Вязкость, сП: добытой воды сырой нефти

О, 5923

66,5

0,5923

66,5

0,5923

66,5

О, 5923

66,5

0,5923

66,5

1,86

1,96

2,08

0 95

0,88

0,5514

0,5514

0,5514

0,5514

0,5514

0,25 ..0,25 0,25 0 25 0,32

940Н Na CO /9408 Na CO>!940Á НаОН !9400 да чiО /9408

0,850

3850

3810

3828

3853

3200

50,5

48,5

48,5

50,5

1,00

1,00

1,00

1,02

1,01

0,10

О, 1 О

0i l0

0,10

0,09

3,55

3,33

3,52

3,47

3,46

Введенный объем добытой воды,поровый объем

Вязкость свежей воды, сП

Введенный объем свежей воды (предв.промывка), поровый объем

Раствор

Концентрация щелочи, мас.%

Концентрация полимера, ч. на тыс.

Вязкость раствора, сП

Введенный объем, поровый объем раствора: свежей воды (послед. промывка) пластовая вода (послед. промывка) 0 850 0,640 0 764

18

147725?

1аблица3 рН

Значение

Масса,7

Щелочной агент межпон ерхностного натяжения, дин/см

Иа СО

Иа ЯдО

Na0H

NaHC0 а б л и ц а 4

Пок азатели

Пример

207,0

0,769

0,784

0 758

0,736 0,692

87,0

93,0

93,3

91 8

81,0

0,348

44. 4

0,346

44,9

0,298

43,1

0,329

43,4

0,309

42.0

115,2

114,0

1?1 97

107,0

120,0

0,429

101,8

0,424

105,1

0,437

95,2

0,426

22,4

0,394

102,2

0,361

82,6

О, 359

83,7

0,080

18,7

0,376

95,5

0,390

Ц

97,6

4,8

19,9

20,0

8,9

0,070

195,1

0,347

109,4

0,018

183,2

0,076

18 7, 0

0,033

198,1

0,736

95,7

0,638

90,7

0,389

52,9

0,675

97,4

0,709

9 0,.3

Таблнца5

Показатели

Иачальное насыщение неф и (Я„).

207,0 .

215,0

0,758 ил поровый объем

0,769

Добыча с .заводнением:

94,4

94,2

Начальное насыщение нефти (Я„; ):мл поровый объем

До 6ыч а с з а в однением: мл поровый объем

Я01

Остаточное заводнение (S „): мл поровый объем

Третичная добыча: мл поровый объем От

Насыщение остатка (s0f ): мл пор оный объем

Общая добыча: мл и ор овый объем

Е Я

0,,34 10,40 0,042

0,16 11,92 0,0?3

0,65 1 2,54 0,058

4,0 8,94 7,6

1 2 3 4 5

207 О 188 О 207 О 215 0

Пример

2 3 4 5

207,0 188,0 207,0

0,736 0,692 0,784

88,0 82,2 92,7

1477252

Продолжение табл.5

Г

Покаэатели

2 3 пороввФ объем и В ;

0,313

42,5

0,333

43,9

0,351

44,8

0,303

43,7

0 350

45,5

Остаточное эаводиение ($, ):

105,8

112,8 l 20,6

114.,3

)1950.0 433

94,3

0,423

21,4

0,419

103,9

0,425

100,7

0,390

101,0

Третичная добыча:

0,076

18,0

0,357

82,5

0,355

83,5

0,386

92, i ..

0,372

95,5

Остаточное насыщение (S ):

19,9

4,8 .

8,9

20,0

97,6

0,044

198,1

0,357

109,4 0,070 195,1

0,076

187,0

0,018

183,2

Общак добыча

0,736

95,7

0,389 0,675

52,9 97,4

0,709

90,3.0,688 . 90,7

Т а блиц а6

Испыта- Введенная Введенный Получен- Оставшийние щелочь, мэкв ный ся мэкв мас.7 мэкв.

- 1,94

14,52

1 994

29, 79

0,850

9,99

0,85

17,62

22,56

0,64

0,764

Фиг.1 поровый объем поровый объем и S

MJI поровый объем поровый обьем

8е, Na CO

44,31

Иа СО

42, 22

Na0H

45,39

Na Si0

44,69

32 23

27,77

22,13

1477252 г7

21

) l

y I

00 05 10 f.5 О 3

Фие. 7

1477252

ID

0 и оs ч и ы м и м м а яо

1О-4 tu.Ô N-4 iy-2 10

Фие 7.

Редактор И.Рыбченко

Заказ 2172/59 Тираж 515 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, K-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101

i 18 16

3 12 9 фб

1 ч

Ц

Составитель И.Лопакова

Техред M.Õoäàíè÷ Корректор Н.Король