Физико-химические основы применения композиционных составов для интенсификации нефтедобычи на поздних стадиях разработки месторождений (02.03.2009)

Автор: Шарифуллин Андрей Виленович

Рис.23-Изотермы поверхностного натяжения УР с присадкой Д-157+ПАБС в области ККМ. Концентрация присадки в ПНФ 0.004 мас.%. температура 1-200С; 2-350С.

Рис.21-Взаимодействие агрегатов с поверхностными АСВ АСПО, состоящими в основном из низкомолекулярных смол.

АСВ АСПО прочно связанные с твердыми углевородами

Поверхностный слой АСВ АСПО, обладающий слабой связью с твердыми уг-дами (асфал.) АСПО

Парафарафин

Церезины и у/в гибр. стр-ры

Слой с избыт. поверх. энерг. (((пов)

Ядро агрегата, состоящего из НПАВ

Асфальтены АСПО

Рис.17-Зависимость отмывающей способности прям. бензина с присадками от содержания в АСПО АСВ, где присадки: А-ТПС; Б-смесь аром.и наф.у/в, С-Неонол.

Рис.16-Кинетические зависимости растворяющей способности 5 % растворов присадок к ПНФ (бензиновая фр.) АСПО парафинистого основания.Где:1-ПНФ;2-ЭБфр.; 3-гексановая+ циклгекс.-вая фр.; 4-Риформат; 5-смесь нафтенов, непредельных у/в и изомеров; 6-Смесь 5+полициклич а/у (в том числе нафталиновых); 7-смесь всех присадок в равном соотношении.

Рис.15-Концентрационные зависимости растворяющей способности ПНФ с полярн. компонент. (5 мас. %) в зависимости от содержания воды и солей. Индекс а-содержание соли 20 г/л; б-200 г/л. В качестве экстрагентов: 1-ПНФ-16; 2-ацетонитрил; 3-ДМФА; 4-ТЭГ; 5-ПГС.

Рис. 14-Смачивающая способность ПБ с 0.5 мас. % присадками: 1-ПБ; 2-ПАБС; 3-Д-157; 4-полигликоли (ПГ) доломита, смоченного водой

Рис.18-Изотермы поверхностного и межфазного натяжения растворов ПБ с присадками: 1,1а-ПАБС; 2,2а-Д-157+ПАБС (1:9); 3,3а-Д-157+ПАБС (1:1); 4,4а-Д-157. t=350C.

Рис.19-Зависимость отмывающей способности ПНФ с компаундами от соотношения компонентов в нем, где присадка: 1а, 2а-Д-157+ПАБС; 1б, 2б-Д-157+ТПС. АСПО-1 «асфальтеносмолистое»; АСПО-2 «парафинистое». ПНФ-прямогонный бензин. Концентрация композиционной присадки в ПНФ 5.0 мас.%.

Рис.13-«Расклинивающий» эффект Ребиндера в микротрещинах АСПО

Рис. 6-Изменение коэффициента активности углеводородов от диэлектрической проницаемости индивидуальных растворителей различной полярности

Энтропийный фактор

Рис.7-Концентрационные зависимости коэффициента активности бензола в смешанном растворителе морфолин-ДМСО, где содержание ДМСО в смешанном растворителе (мас. %):1-0;2-25;3-50;4-75;5-100.

индивидуальных растворителях различной полярности

Рис.8-Зависимость изменения свободной энергии образования ассоциативных комплексов от максимальных значений коэффициента активности бензола.

Рис.9- Изменение общего объема раствора от содержания в нем бензола. Где: (Vраствора-изменение общего объема раствора, мл; Nраствора=Nрастворителя+ Nбензола, моль;

где смеш. раст. 1-морфолин-ацетонитр.,

5-морфолин-ДМСО,4-морофолин-ДМФА

Рис.10- Концентрационные зависимости селективности и растворяющей способности СР морофлин (95 об. %)-вода (5 об. %), где селективность по отношению к углеводородным парам: 1-гексан/бензол; 2-циклогексан/бензол;3-гексен/бензол;4-растворяю-щая способность по отношению к бензолу.

Избыточная поверхностная энергия (((пов)

Рис.12- Зависимость эффективности удаления АСПО от молекулярной массы ПНФ, где I,II,III АСПО разного группового состава

Рис.28-Взаимное влияние температур хладагента и эмульсии на плотность образования отложений, где температура хладоагента 1-20, 2-25, 3-300С

Рис. 31-Зависимость эффективности действия композиционного ингибитора Д-157–ПАБС от соотношения его компонентов, при использовании в «парафинистой» водонефтяной эмульсии. Концентрация ингибитора в эмульсии, мг/л: 1 –100; 2 – 300; 3 – 500.

Рис.32-Зависимость величины синергетического эффекта от соотношения Д-157 и ПАБСа в композиции при концентрации (мг/л) в водно-нефтяной эмульсии: 1-500; 2-300; 3-100.

Парафины

Рис.39–Промысловые данные по добывающим скважинам, гидродинамически связанных с нагнетательной скважиной 14781, после применения технологии «ТатНО-99-01», где добывающие скважины №: 1 – 5668; 2 – 5669; 3 – 5689; 4 – 5690; 5 – 14782; 6 – по участку (по всем 5-ти скважинам)

Рис.11-Кинетические зависимости отмыва-ющей способности углеводородных растворителей при разрушении АСПО «парафинистое». Температура экспериментов 300С. Где в качестве удалителей изучались: 1(4 ПНФ бензин. керосин. дизель. прям. фракции; 5-Гексановая фракция; 6-Бензольная фракция; 7- Бензол; 8- Гексан.

Рис.3–Микрофотографии твердых углеводородов, выделенных из а) АСПО; б) нефти.

Слой, сформированный из полярных (поляризованных) компонентов КНАУ

Ядро сольвата, состоящего из НПАВ

Рис.20-Агрегативная структура, сформированная из ядра-«молекул» НПАВ и сольватного слоя из ВКНАУ

Теплота растворения, кДж/г

Теплота растворения, кДж/г

Теплота растворения, кДж/г


загрузка...