СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ СЛИЯНИЯ ПОВЕРХНОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ НА ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ Российский патент 1994 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано, например, при моделировании пористых сред для изучения процессов нефтевытеснения.

Достоверность лабораторных опытов по изучению нефтевытесняющей эффективности различных технологий зависит от качества моделирования нефтенасыщенных сред.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является ОСТ 39-195-86, согласно которому исследование влияния поверхностных свойств пористой среды на вытеснение нефти проводят путем создания модели пористой среды экстракцией кернов спирто-бензольной смесью в соотношении 1: 3, отмыванием их от солей дистиллированной водой в аппаратах Сокслета, сушкой до постоянной массы при температуре от 102 до 105^оС насыщением их водой и нефтью и последующим вытеснением нефти водой [1] .

Недостатком известного способа является невысокое качество исследования из-за некорректного моделирования, а именно несоответствие поверхностной активности пористой среды в модели и в натуре.

Целью изобретения является улучшение моделирования и качества исследования за счет модификации поверхностной активности пористой среды.

Указанная цель достигается тем, что в известном способе исследования влияния поверхностных свойств пористой среды на вытеснение нефти, включающем создание модели пористой среды, ее насыщение нефтью и вытеснение нефти, перед насыщением нефтью модель пористой среды обрабатывают композициями водорастворимых солей металлов I и II групп, алюминия и металлов переходной валентности при их содержании в водном растворе, г/л:
Водорастворимые соли металлов I и II групп 8-110
Водорастворимые соли
алюминия и металлов переходной валентности 0,01-0,4
Такая обработка дает возможность модифицировать поверхностную активность пористой среды и повысить в конечном счете корректность моделирования и качество исследования.

Найденный авторами экспериментальный факт, что обработка пористой среды композициями солей приводит к увеличению ее поверхностной активности и степени удержания ею нефти, явился неожиданностью. В работе например, приведены опыты, согласно которым при фильтровании нефтей через породы, сложенные каменной солью (галлит) и ангидритом, в отличие от терригенных и карбонатных пород, практически не наблюдалось изменения состава нефтей. Это свидетельствовало о меньшей поверхностной активности к нефти соляных пород по сравнению с песчаными и карбонатными породами.

Способ осуществляется в следующей последовательности операций:
1) создание модели пористой среды путем простого выбора образца или с последующей его подготовкой, а именно экстракцией (холодной или горячей) или прокалкой;
2) обработка модели пористой среды композицией солей;
3) насыщение модели пористой среды нефтью;
4) вытеснение нефти из модели пористой среды.

Тип пористой среды принципиального значения не имеет. Способ может быть применен как для терригенных, так и для карбонатных пород.

В табл. 1 приведены примеры составов солевых композиций для модификации поверхностной активности различных нефтеносных пород.

Методика обработки пористой среды композициями солей сводится к следующему. В дистиллированной воде растворяют необходимое количество солей. Затем 10 г породы вводят в контакт с 20 мл раствора солей. Через 24 ч породу отделяют от раствора и высушивают до постоянного веса. Контроль за изменением поверхностной активности породы проводят по адсорбции органических соединений с известными потенциалами ионизации, а также по доле остаточной нефти, определенной методом центрифугирования.

Для контроля поверхностной активности пористой среды исследовалась специфическая адсорбция органических соединений с адиабатическими потенциалами ионизации в интервале 7-11 эВ.

Названия органических соединений и их потенциалы ионизации приведены в табл. 2.

Адсорбцию органических соединений измеряют следующим образом. На дистиллированной воде, содержащей 0,1 г экв перхлората Na, добавляемого для нивелирования электростатической адсорбции, готовят растворы органических соединений концентрацией С_о= 1 ˙10^-3 моль/л.

На лабораторных весах с точностью до третьего знака после запятой взвешивают навески исследуемой пористой среды по 0,3-0,5 г, которые затем заливают приготовленными растворами (по 10 мл), встряхивают и оставляют в закрытом виде на 24 ч для установления адсорбционного равновесия. Далее растворы отделяют от адсорбента и подвергают центрифугированию (3000 об/мин) в течение 15 мин.

С помощью спектрофотометра для УФ-ВИЗ области определяют оптическую плотность центрифугированных растворов и по формуле (1) рассчитывают (моль/л) равновесную концентрацию С_р органического соединения в растворе после его адсорбции на образце пористой среды: z
C_p= C₀= 1·10^-3 моль/л, (1) где С_о - исходная концентрация раствора, 1 ˙10^-3 моль/л;
D_до - оптическая плотность исходного раствора органического соединения до его контакта с адсорбентом;
D_п - оптическая плотность раствора органического соединения после его адсорбции на образце пористой среды.

По изменению концентрации органического вещества в жидкой фазе до и после внесения в нее навески исследуемого образца пористой среды рассчитывают (моль/г) адсорбцию органики по формуле:
А= C_р= C₀·D_п/D_до 10^-6, (2) где V - объем раствора органики, контактирующего с адсорбентом, мл;
m - навеска адсорбента, г.

Далее строят графики резонансной адсорбции в координатах энергия ионизации электронов органических соединений в эВ (ось абсцисс) - адсорбция органических соединений в моль/г ˙ 10^-6 (ось ординат). При этом значения адсорбции каждого органического вещества наносят сразу для всех известных потенциалов ионизации данного вещества. Резонансные адсорбционные пики получают с учетом того, что они должны сходить до оси абсцисс в точках нулевой адсорбции и их ширина не должна превышать 0,1-0,2 эВ. Из точек пересечения оси абсцисс с перпендикулярами, опущенными из максимумов адсорбционных пиков, определяют значения резонансных потенциалов поверхностей в эВ.

Достоверность получаемых величин адсорбции органических соединений и соответственно используемого авторами способа контроля изменения поверхностной активности пористой среды подтверждается их сопоставимостью с литературными данными, полученными при исследовании адсорбции асфальтенов из нефти Арланского месторождения различными породами:
Порода Рассчитанная адсорбция
мг/г породы 10^-6 моль/
/г породы
Глина 6,67 3,33
Кварц 0,06 0,03
Доломит 0,77 0,38
Известняк 0,75 0,37
Как видно, величины адсорбции органических соединений и асфальтенов отличаются не более, чем на порядок.

Поверхностная активность пористой среды по отношению к нефти исследуют также по доле остаточной нефти на породе, определенной методом центрифугирования. Определение доли остаточной нефти методом центрифугирования проводят по известной методике. Для этого 10 г узкой фракции породы 0,09-0,14 мм помещают в стаканчик центрифуги специальной конструкции. После пропитки кернового материала нефтью и окончания адсорбционных процессов стаканчики ставят в ротор центрифуги и проводят определение доли оставшейся на твердой поверхности нефти после центрифугирования при трех скоростях вращения ротора: 1000, 1400, 1800 об/мин (0,5-2 ч).

Долю остаточной нефти определяют по формуле
A= ·10^-6 ˙ 100% ,
(3) где m_он - вес остаточной нефти, г;
m_п - вес породы, г.

П р и м е р 1. Исследование изменения поверхностной активности кварцевого песка после обработки его композициями солей методом резонансной адсорбции органических соединений.

Исходный кварцевый песок обрабатывают 10% -ным раствором соляной кислоты, отмывают дистиллированной водой до нейтральной реакции, высушивают при температуре 75^оС до постоянного веса. Подготовленный таким образом песок обрабатывают композицией солей 1 и композицией солей 2 (см. табл. 1).

На всех трех видах песка проводят адсорбцию органических соединений с известными потенциалами ионизации и определяют ее численные значения (табл. 2, спектрофотометр VSU-2P).

Строят графики резонансной адсорбции органических соединений, представленные на фиг. 1-3: фиг. 1 - на кварцевом песке, обработанном 10% -ным раствором НСl и дистиллированной водой; фиг. 2 - на кварцевом песке, обработанном композицией 1 (числа на оси абсцисс и по полям графиков соответствуют нумерации органических веществ в табл. 2), а также на кварцевом песке, обработанном композицией 2.

В табл. 3 приведен состав поверхности исходного кварцевого песка и обработанного различными солевыми композициями, определенный на электронном микроскопе ISM-840M японской фирмы IEOL c применением рентгеноспектрального микроанализатора LINK-860 (Великобритания). Как видно из данных таблицы, все компоненты солевых композиций 1 и 2 сорбируют на поверхности песка пропорционально их исходному содержанию в композициях.

Возрастание величины сорбции органических соединений (табл. 2) и числа резонансных адсорбционных пиков (фиг. 1-2) свидетельствует об увеличении адсорбционной активности кварцевого песка после обработки его композициями солей.

П р и м е р 2. Исследование изменения поверхностной активности кварцевого песка после разных видов обработки методом центрифугирования.

Кварцевый песок (фракция 0,10-0,16 мм) обрабатывают в течение суток 10% -ным раствором соляной кислоты, затем промывают дистиллированной водой до нейтральной реакции и высушивают до постоянного веса при температуре 75^оС. Подготовленный таким образом песок делят на 3 части. Одну часть оставляют без изменений, вторую приводят в контакт с композицией солей 1, третью - в контакт с композицией солей 2 при весовом отношении между песком и раствором солей 1: 2. Через сутки песок отделяют от растворов солей и высушивают над хлористым кальцием до постоянного веса. Затем проводят исследование взаимодействия песка с нефтью методом центрифугирования по методике, описанной выше.

Изменение после центрифугирования доли остаточной нефти на кварцевом песке, подвергнутом разным видам обработки, приведено в табл. 4.

На фиг. 3 также показано изменение доли остаточной нефти на песке после разных видов обработки. На фиг. 3 кривая 1 соответствует исходному кварцевому песку, обработанному 1% -ным раствором соляной кислоты и далее промытому дистиллированной водой, кривая 2 - исходному кварцевому песку, обработанному раствором солей 1, кривая 3 - исходному кварцевому песку, обработанному раствором солей 2.

Из представленного экспериментального материала видно, что обработка поверхности песка солями приводит к увеличению относительно прототипа доли остаточной нефти. За счет этого при исследовании процессов нефтевытеснения будут исключены завышенные показатели.

Таким образом, предлагаемый способ исследования влияния поверхностных свойств пористой среды на вытеснение нефти имеет преимущества перед прототипом в том, что он позволяет за счет обработки поверхности пористой среды композициями солей улучшить качество моделирования и получать, например, более достоверные результаты по характеристикам нефтевытеснения. (56) ОСТ 39-195-86 Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях.

Сущность изобретения: модель пористой среды обрабатывают композициями водорастворимых солей металлов I и II групп, алюминия и металлов переходной валентности при их содержании в водном растворе, г/л: 8 - 110 водорастворимых солей металлов I и II групп и 0,01 - 0,4 водорастворимых солей алюминия и металлов переходной валентности, после чего модель насыщают нефтью и вытесняют ее водой. 3 ил. , 4 табл.

СПОСОБ ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ПОВЕРХНОСТНЫХ СВОЙСТВ ПОРИСТОЙ СРЕДЫ НА ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ, включающий создание модели пористой среды, насыщение ее нефтью и вытеснение нефти, отличающийся тем, что, с целью улучщения моделирования качества исследования путем модификации поверхностной активности пористой среды, перед насыщением нефтью модель пористой среды обрабатывают композициями водорастворимых солей металлов I и II групп и смесью водорастворимых солей алюминия и металлов переходной валентности в любом соотношении при их содержании в водном растворе, г/л:
Водорастворимые соли металлов I и II групп 8 - 110
Смесь водорастворимых солей алюминия и металлов переходной валентности в любом соотношении 0,01 - 0,4