Лекционный комплекс
жүктеу/скачать 1,16 Mb.
|
Техника и технология
- Бұл бет үшін навигация:
- Метод вытеснения нефти раствором каустической соды
| Гидроксид аммония – хорошо смачивающий агент. При взаимодействии с высокоактивными нефтями гидроксид аммония образует поверхностно-активные соли и способствует диспергированию высоковязких нефтей в водной фазе. Раствор аммиака может использоваться в сочетании с ПАВ для снижения адсорбции последнего в пористой среде. Применение раствора аммиака предупреждает выпадение в пласте гидроксидов солей жесткости благодаря высоким значениям рН раствора (9 – 10).
Закачка тринатрийфосфата обусловливает улучшение смачиваемости породы раствором и увеличение охвата пластов воздействием за счет образования в пласте суспензий малорастворимых ортофосфатов кальция и магния. Оседая в пористой среде, эти соли частично закупоривают поры пласта. Наряду с тринатрийфосфатом, для увеличения нефтеотдачи пласта может использоваться триполифосфат натрия (Na5P3O10). Раствор этой соли способен образовывать растворимые комплексы с ионами кальция и магния. Кроме того, эти растворы оказывают значительное дефлокулирующее действие на глинистые минералы и способствуют образованию эмульсий. Триполифосфат натрия – лучший реагент для подготовки пласта. Применение метода щелочного воздействия основано на взаимодействии щелочи с пластовыми и закачиваемыми жидкостями и породой пласта, в результате которого происходит изменение поверхностных характеристик системы «нефть – водная фаза – порода», а, следовательно, и условий вытеснения нефти водой. Основными факторами, определяющими повышение нефтеотдачи при щелочном воздействии, являются: - снижение межфазного натяжения; - эмульгирование нефти; -изменение смачиваемости породы. Метод вытеснения нефти раствором каустической соды предназначен для вытеснения высокоактивных нефтей. Применение этого реагента позволяет в определенных условиях увеличить коэффициенты охвата и вытеснения. Увеличение коэффициента вытеснения нефти обусловлено резким снижением межфазного натяжения на границе фаз «нефть – раствор щелочи», а коэффициента охвата – образованием в пласте эмульсии. Метод может применяться на любой стадии разработки месторождения. Однако наилучшие результаты достигаются при использовании метода на ранней стадии разработки, когда, наряду с ростом коэффициента вытеснения нефти за счет ее эмульгирования, происходит и увеличение охвата пласта таковым воздействием. Концентрация раствора каустической соды принимается из условия достижения минимальной величины межфазного натяжения на границе фаз «нефть – раствор щелочи» с учетом расхода щелочи на адсорбцию в породе пласта и на взаимодействие с солями в пластовой воде. Для различных условий эта концентрация может изменяться весьма широко (от 0,05 до 1– 2 %). жүктеу/скачать 1,16 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|