issue-50_v1

производились на фильтрационной установкевысокого давления HP-CFS. В опытахиспользовалась модель пластовой воды Западно-Сибирского месторождения с плотностью1014 кг/м 3 . В качестве состава для тестированиябыл выбран 1,2%-й водный раствор РПНП, чтоэквивалентно 0,3%-му водному раствору сухогоПАА. Эксперименты проводились при температуре70 °С.Методика эксперимента заключалась вследующем.В направлении «скважина – пласт»закачивалась модель пластовой воды, врезультате чего определялись поровый объемV пори проницаемость насыпной модели пластапри пластовой температуре К 1. В направлении«скважина – пласт» закачивался исследуемыйсостав в объеме не менее 5 поровых объемов.После прохождения жидкости порового объемаотбирался образец фильтрата и определялась егодинамическая вязкость.Результаты измерения относительной вязкостифильтрата µ от=µ τ/µ τ0представлены на рис. 3 и 4.При прохождении через пористую средураствор исходного ПАА теряет более 60% своейвязкости, что связано с большой адсорбциейполимера на породе и механического разрушенияпри движении через пористую среду. Водныйраствор РПНП при той же концентрации полимератеряет 30–40% от своей вязкости, что говорито том, что измельченный полимер в меньшейстепени адсорбируется на поверхность породы, и,таким образом, фронт полимерного заводненияможет распространяться равномерно, безпотери вытесняющей способности, на большеерасстояние.Также в ходе фильтрационных экспериментов наустановке высокого давления HP-CFS определялсякоэффициент дополнительного нефтевытеснения.В качестве нефти использовалась дегазированнаянефть Покачевского месторождения.Методика эксперимента заключалась вследующем. В направлении «скважина – пласт»закачивалась модель пластовой воды, в результатечего определялись поровый объем V порипроницаемость насыпной модели пласта припластовой температуре К в.В направлении «пласт – скважина» закачиваласьнефть, затем прокачивалась пластовая вода достабилизации перепада давления и определенияпроницаемости модели по К в и коэффициентаф1нефтевытеснения К н1. В направлении «скважина –пласт» закачивалось 0,3 поровых объемаисследуемого состава. Затем в направлении«скважина – пласт» прокачивалась модельпластовой воды и определялась проницаемостьпо воде К в и коэффициент нефтеизвлечения К .ф2 н2Определялся фактор остаточного сопротивленияR = К в / ф1 Кв , и изменение коэффициентаф2нефтеизвлечения ΔК н= (К н2– К н1)/К н1*100%.Результаты фильтрационных экспериментовпредставлены на рис. 5 и 6.conditions and in the presence of formation fluids.The sand packed tubes used during experimentshave the initial water permeability of 0.250 mm 2 . Itshould be noted that the HP-CFS filtration assemblywas used during experiments. To simulate theformation water, synthetic brine with the densityof 1,014 kg/m 3 was used. As the testing specimenthe 1.2% water solution of the RPNP taken, which isequivalent to the 0.3% water solution of the dry PAA.The temperature during experiments was maintainedat the level of 70 °C.The experimental procedure included the following.In the “well-formation” direction the synthetic brinewas injected. As the result of that, pore volume Vporeand sand packed tube permeability were estimated atformation temperature К 1. After that, the investigatedsolution was injected in the “well-formation” direction.The total volume of the solution was not less than5 pore volumes. When the solution permeated throughthe pore volume, a filtrate sample was taken and itsdynamic viscosity was estimated.The values of filtrate viscosity ratio µ rel=µ τ/µ τ0areРисунок 3 – Изменение относительной вязкостиПАА при фильтрации через насыпную модель спроницаемостью 0,25 мм 2 . Температура 70 °СFigure 3 – Modification of the PAA solution viscosityratio during filtration through the sand packed tubewith the permeability of 0.25 mm 2 . The temperatureis 70 °CРисунок 4 – Изменение относительной вязкостиРПНП при фильтрации через насыпную модель спроницаемостью 0,25 мм 2 . Температура 70 °СFigure 4 – Modification of the RPNP solution viscosityratio during filtration through the sand packed tubewith the permeability of 0.25 mm 2 . The temperatureis 70 °C№ 4 (050) Декабрь / December 2014 65technologies