книги бурение / Увеличение нефтеотдачи неоднородных пластов на поздней стадии ра / 5. Изовискозная модель нефти


Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами

аиярадиоволнподчиняютсяследуйэщимÎáÎËÌ

полосыопределяютсяФормулой

—ь—ЯСО————Явт

яполосаотражаетпростойрелаксационныйпроцесссоднимвременемрелаксацииописьваемайформулойДебая

Еэ—Ясо

вы

япаласаподчиняетсяправилугпйстепенивыражаемомузависимостью

„ФА

ЯжгдеМЧ—мнимаяединицаглиА—эмпирическиепараметры

О

Времярелаксациитхарактеризующее

ююиюполосыпоглощениярадиоволныоцениваютпосоотношению

огде—частотаэлектромагнитногополяприкоторойвеличиныситцдимеютмаксимальныезначенияГцВремярелаксациитхарактеризующее

юполосупоглощениярадиоволнопределяютпоформулеИзменениестепениагрегативнойустайчиваСтикаждогоВидаколлаидныхчастицостаточнойнефтиисвязаннойводыоцениваетсяповеличинеКитравняющейсяразниценаивераятнейшихвременрелаксацииполяризацииопределенныхпо

„соответствующимполосампоглощениярадиоволнвспектрахобразцовмоделейпластапослевытесненияизнихнефтиводойииспытуемымагентомделеннойнаабсолютнуюпогрешностьЛтизмерениявеличинытдляслучаявытеснениянефтиииспытуемымреагентамизменениестепениагрегативнайустойчивостиКлуоцениваютсравниваяопределенныезначениясчисленнымикритериямиданногопараметраполученнымипадиэлектрическимспектрамабразцоьгорыхпароцотобранныхизпродуктивныхколлекторовразличныхместорожденийпослевытесненияизнихнефтиотарочкамирастворовреагентовс

различнымимеханизмаминефтевытесненияНижнийпределчисленныхкритериевопределяетсяпаизвестномуправилуразницамеждусравниваемойиопределяемойвеличинамисчитаетсяустановленнойеслианаравняетсядвумабсолютнымпогрешностямизмеренияопределяемойвеличины

Дляопределенияпредельныхзначенийчисленныхкритериевбылииспользованыследующиенефтевытесняющиеагенты

дистиллированнаяводапоГОСТ

диметилфармамидводныйрастворсульфааминапоТУ

смассовойдолейреагентаводныйрастворЛПЭ—бпоТУсмассовойдолейреагента

водныйрастворВФИКСпоТУ

смассовойдалейреагентаводныйрастворнеонолаАФэили

ОПпоТУсмассовойдолейреагентаводныйрастворСНОГЛИФпоТУ

смассовойдалейреагента

оУ

изовискознаямодельпластовойнефтипластаДУршакскогоместорожденияпо

ОСТтолуолбензиннефразСпоГОСТ

водноспиртовойрастворкристаллическогойодасмассовойдолейводыдистиллированнойьспиртаэтиловогоректификатайодакристаллического—

о

искусственнаянефтьсмассовойдолейдиметилформамидаотолуолабензинанефраз

ИскусственнаянефтьмоделируетпоповерхностнымсвойствамивзаимнойрастворимостикомпонентовповерхностныенефтипластаДВкачествеосновныхвеществВкомпозицииСНОГЛИФвходяткомплексоныглифосиниглифосататакжесолянаяифосфорнаякислоты

ИзприведенныхагентовотносятсякреагентамсмешивающегосявытесненияПОследниепятьначинаясизовискозноймоделипластовойнефти

ДлясозданияискусственнойнефтенасыщенностипоОСТвобразцах

ГорныхпородиспользоВалисьныенефтииизовискозныемоделипластовыхнефтейпластаДУршакскогоипласта

СпАрланскогонефтяныхместорожденийатакжеотбензиненнаяокисленнаяуршакскаянефтьполученаизкерновогоматериалаплаСтаДоценочнойскв

Уршакскогоместорокдения

ВовсехслучаяхпослеокончанияпроцессамоделированиянефтевытеснениячерезмодельпластапрокачиваласьдистиллированнойводыравнаяпомоделисцельюудаленияиэпоровогопространствасолейиостатковнепрореагировавшеговытесняющегоагентаДлясравненияиконтроляпроведеньэкспериментыпонефтевытеснениюсобразцамипесчаникапластаДсквУршакскогополимиктовыхОтложенийсквЮжноСургутскогонефтяныхсторожденийсестественнойводоинефтенасыщенностьюЧерезвырезанныеизотобранногокернслинейнымиразмераминепревышающимимцилиндрическиеобразцынефтеиводонасыщеннойгорнойпородыихшлифовкифильтроваласьоторочкадисталлированнойводыразмеромнеменеепосцельюобессоливанияобразцовиудаленияиэихпаровогопространствамеханическихпримесей

ЗатемчерезданныеобразцыпоследовательнофильтровалисьоторочкинефтевыдзлектрическихспектровБисстедованныхсистемахОбнаоуке»ьслевующиевидыколХСьиЦЛЬХьььОСТВТОЧНОЙефтииВязаннойводы

ЯполосаобусОвланэсуществоВаниемнаиболееобиныхкластЫССОЦьИВТОББОьЬьЦВПОСРОДСТББННОтактьиРьÉéтЕСНЯЮЩЕГОаГЕНтаИДьЛСтИЛЛИРОВВННОйВОдыРазмеркаждойизоторочекравнялся

оРежимфильтрацииотсрочеквыдерживалсяприменительнокгеологофизическим

условиямпластаДУршакскогоиполимикотложенийЮжноСургутскогонефтяныхместорожденийпоДлямоделированияпроцессовнефтевытесненияприменительногеологофизическимусловиямпластаДУршакскогоместорождениябылииспользованыобразцысухогопесчаникапластаДскв

ТуймазинскогоипластаДсквТашлйярскойплоьцадиРомашкинского

месторожденийаприменительнокгеологофизическимусловиямпластаСпАрланскогоместорождения—песчаникпластаДсквТуймазисксгоместорокденияТемпературапластаДУршакскогоСпАоланскогоиженийЮжноСургутскогòæäíèéсоответственноВвняьотсяС

ПредставленнафигдизлектриЧЕСКИИЭМБРЕННЫПРьПЛВСТОВОЙ

температуреявляОтсяхаракьсрнымипоформедлявсехисследованныхсистем

ПрпластОБыхтемпеоатдляВгехсистемБспектрахвыявленыпополоспоГЛОЩБНИЯРБДИОБОЛНяполосаБинтервалечастотспектра

От—доГц

яполосавинтервалечастотспектраот—до—Гц

полосаБинтервалечастотспектра

от—до—Гц

ÎВотдо—Гц

яполосаВинтервалечастотспектраот—ДО—Гц

ЯпОлОсагьОГлОЦенилРВДиОБОлнпОДчиняетсяправилуЙстепенииОбуслОБленахимическисвязанноймнсраламлгорнойпородыводойДаннаярелаксацияиэисключаетсятакне

несетсебаинформацииоколлоидныхчастицахОстаточнОЙнефтиисвязаннОЙВОды°

ИзОстальныхпОлОспОГлОенияОадиОВОлн

яиЯполосыопределяОтсясоотношениаЯОТРаКаеТСЯфОРьиьУГОй

Деба

СОГласноГышеуказаннмкаталОГам

поверхностиколлектораиостаточнойнефтьюпосуществуэтограничныйслойводыатакжеколлоиднымичастицамиостаточнойнефтиподобныминаиболеекрупныммолекулярнымагрегатамизвлекаемойнефтитипафрагментовпространственныхсеток

яполосаопределяетсясуществованиемнаборатвердокристаллическихистуднеобразныхколлоидныхчастицнефтинепосредственноконтактирующихсповерхностьюколлектораиостальноймассойостаточнойнефти

полосаобусловленасуществованиемкластеровводыконтактирующихнепосредственнотолькосповерхностьюостаточнойнефтиипотеорииайсбергапринимающейструктуруподобнуюльдуатакжеколлоиднымичастицаминефтитипажидкокристаллйческихнаходящихсявнутримассыостаточнойнефти

яполосаопределяетсямонослойнойпленкойводынаповерхностиколлектораимеющейтвердоподобнуюструктуруиконтактирующейсостаточнойнефтьюатакжеколлоиднымичастицаминефтитипамицеллнеионогенныхПАВвводныхрастворах

ПополученнымданнымкоторыесогпасуютсяслитературнымиСургучевНЖелтовЮВ„СимкинМФизикохимическиемикропроцессорывнефтегазоносныхпластах—НедрассодержаниетвердокристаллическихистуднеобразныхколлоидныхчастицнефтипродуктивномколлектореявляетсяблизкимкследовомуПоэтомуизменениестепениагрегативнойустойчивостиданныхчастицпослевоздействиянапластреагентомможнонеприниматьвовниманиеприоценкеизмененияфизикомеханическихсвойствостаточнойнефтипослеуказанноговоздействия

Йтаблпредставленызначениягхарактеризующиеполосыпоглощениярадиоволнвспектрахисследованныхсистемизмеренныхприпластовыхтемпературах

Параметрыизменениястепениагрегативнойустойчивостиколлоидныхчастицостаточнойнефтиисвязаннойводыопределяютпосоотношениювыведенномуизположенийизложенныхранее

Клт——т

ВеличинуЛгвычисляютпоформуле

Ьтф

ПослеподстановкииинесложныхалгебраическихпреобразованийполучаютрабочуюформулудлявычислениязначенийКт

Втабл—представленывеличины

Китхарактеризующиеполосыпоглощениярадиоволнвспектрахисследованныхсистем

СогласнозначениямКхпредставленнымвтабл—иположениямизложеннымранеевыведенычисленныекритерииизменениястепениагрегативнойустойчивостиколлоидныхчастицостаточнойнефтиисвязаннойводыотражаемыенеравенствамиНПримеросуществленияспособа

МоделированиепроцессоввытеснениянефтиводойиводнымрастворомнеополасмассовойдолейреагентабылопроведенонамоделипластаДприменительнокгеологофизическимусловиямпластаДУршакскогонефтяногоместорожденияпоОСТ

ПослеокончаниявытеснениянефтивсдойиводнымрастворомнеонолачерезобемоделипластабылипрокачаныоторочкидистиллированнойводыразмеромпоНафигпредставленыдиэлектрическиеспектрыизмеренныенаобразцахгорныхпородпластаДизъятыхизсерединымоделипластапослепроведенияпроцессавытеснениянефтиводнымрастворомнеонолаприпластовойтемпературеУршакскогоместорожденияравнойСКакдляслучаявытеснениянефтиводойтакиводнымрастворомнеоноласпектрыоказалисьсходнымипоформеВобоихслучаяхбылообнаруженовсходныхчастотныхинтервалахпополоспоглощениярадиоволнаналитическиопределяемыхсоотношениямии

Полосыпоглощениярадиоволнбылиобнаруженывспектрахсследующихчастотныхинтервалах

яполосаотЗдоГц

яполосаотдоГц

яполосаотдоГц

яполосаотдоГц

яполосаотдоГц

ДиэлектрическиеспектрыснималивзвуковомдиапазонечастотэлектромагнитногополяотдоГцнадиэлектрическЬмспектрометреконструкции

БашгосуниверситетатрадиционнымчастотнымметодомаврадиочастотномвдиапазонеотдоГцнаавтоматическомвременномдиэлектрическомспектрометреконструкцииИнститутабиологииКазанскогофилиалаАНСССРметодомсосредоточеннойемкостиПогрешностиизмерениянаивероятнейшего

Определеннаяпофигдляйполосыпоглощениярадиоволнвеличина

ГцЗначениетвычисленноепоформулеравняется

нсВеличинаКггопределеннаяпоформулеимеетзначение

Пофигдляйполосыпоглощениярадиоволнопределяютзначенияиасс

Онисоответственноравняютсяи

ДлячастотыГцсчитывают

соответствующуюейвеличинуОнаравняетсяВеличинутопределяютпоформуле

—

рпв—

нс

ВеличинуКзтвычисляютпосоотношению

временирелаксацииполяризациитнаобеихустановкахявляютсясравнимымиповеличинеисоставляют

Судяпозначениямчастотныхинтерваловполоспоглощениярадиоволнииханалитическомуописаниювыявленыколлоидныечастицыостаточнойнефтиисвязаннойводыподобныеуказаннымранее

ВтаблпредставленызначениявременрелаксациихарактеризующиеполосыпоглощениярадиоволнвспектрахобрацовгорнойпородыпластаДпостевытесненияизнихнефтиводойВеличинатимеетследующиезначения

яполосачнс

яполосанс

яполосанс

яполосанс

МаксимальноезначениеотносительнойпогрешностиизмерениявременирелаксацииОпределеннаяпофигдляйполосыпоглощениярадиоволнвеличинаГц

ЗначениетвычисленноепоформулеравняетсянсВеличинаа

К

ОпределеннаяпофигдляйолосыпоглощениярадиоволнвеличинаГцЗначениенсВеличинуКвтвычисляютпоформуле

Сопоставлениеопределенныхзначений

КлгснеравенствамипоказываетчтосудяпозначениюКтвязкостьколлоидныхчастицнефтиисвязаннойводыопределяемыхйполосойпоглощениярадиоволнНеизменяетсяпосравнениюсвязкостьюаналогичныхчастицвслучаевытеснениянефтиводойОпределенноезначениеК„гудовлетворяетнеравенству

СледовательнонеонолспособствуетростувязкоститвердокристаллическихистуднеобразныхколлоидныхчастицостаточнойнефтиЗначенияпараметровКзтиКвгудовлетворяютсоответнеравенствамиСледовательнонеонолспособствуетснижениювязкостиколлоидныхчастицостаточнойнефтиисвязаннойводыфиксируемыхвспектрепоейийполосампоглощениярадиоволн

СудяпозначениямКТиКтследуетожидатьизмененийфизикомеханическихсВоАсТВОстаточнойНефтисвязаннойпослевоздействиянапластводнымрастворомнеонола

НадежностьспособаподтверждаетсяданнымиповеличинамКзтиКвтаблопределеннымпоспектрамобразцовпластаДсквУршакскогоместорождениясестественнойводоинефтенасыщенностьюпослевытесненияизнихнефтиводнымраствОрОмнеоноласмассовойдолейреагентаЗначенияКтКзгиКгтакжепоказываютнаизменениефизикомеханическихсвойствОстаточнойнефтиисвязаннойводыпослевоздействиянапластДводнымрастворомнеонолаПредлагаемыйспособвсравненииспрототипомболееэффективентаккакпозволяетсбольшейстепеньюточностигсворитьОбизменениистепениагрегативнойустойчивостиКОллоидныхчастицОстяточнойнефтиисвязаннойводыСприменениемопорныхустановленыинтервалычастотполоспоглощениярадиовОлнющиеразличнымвидамколлоиднычастиц

ÉнефтиисвязаннойводыиденыформулычисленныхкритериевизменениястепениихагрегативнойустойчивостиТакимобразомеслипопсо

ТаблицаЗна«аивероятнейшихвременрелаксациитхарактеризующихполосыпоглощениярадиоволнвспектракобразцовпесчаника

ДьнэкоторыхбылисмоделировэныпроцессывытеснениянефтиразличнымиагентамиприменительнокгеологофизическимусловиямпластаДУршакскогонефтяногоместорождения

Наимечоээнлектрическметро

Нпшлполосыпагпощерадиоволнтнс

тнстНс

нс

ОшО

ЗзО

Таблица

Значениянэигероятнейшихвременрелаксациихарактеризующихполосыпоглощениярадиоволнвспектракобразцовпесчаника

ПЛаотаДНаКОтарЫХЫЛИСМОдвямраеамнтхуррцЕССЫВЫтЕСНЕНИяНЕфтИрЭЗЛИЧНЫМИатвнтаМИПрИМЕНИтЕЛЬНОКГЕОЛОГОФИЗИЧЕСКИМусловиямпластаАряанскогонефтяногоместорождения

НомерполссымоглоНаимщениярадиоволнлектр

Таблица

Значениянаивероятмейшихвременрелаксациихарактеризующихполосыпоглощениярадиоволнвспектрахобразцовгорныхпородсестественнойводоинефтенасыщенностьюпослевытесненияизиихнефтиразличнымиагентами

УсловиевытеснениянефВытесняющийагентти

Вемяелаксациитнсглоенияаиоволн

я

Примефизиполны

Южно

НОГоМ

ПрименительнокгеологоДиетфизическимусловиямводапластаДУршакскогоВоди

Ш

ОлО

ш

О

и

ыйоастварне

Ф

е

л

раствор

Таблица

ЗначениямаивероятмейшихвременрелаксациихарактеризующихполосыпоглощениярадиоволнвспектрахобразцовпесчаниковпластовДДсискусственносозданнойпоОСТводоинефтенасыщенностьюмакоторыхбылисмоделированыпроцессывытеснениянефтиразличнымиагентамиприменительнокгеологофизическимусловиямпластаДУршакскогонефтяногоместорождения

емялаковиитнс

Горнаяпорода

Вытесняющийагентмерпполлосыпоглощениярадиоволн

я

я

л

ш

СухойпесчаникпластаДсхаУршакскогонефместорождения

Дистиллирвода

Водмый

ВФИКС

Дистиллированнаявода

Водныйраствор

ЛП

ОШС

СухойпесчаникпластаДсквТашлиярскойплошэДинефтяногоместорожденияекачественефтевытесняющегоагентабылаиспользованаокисленнаяотбемзиненнаяуршэкскаянеть

Ш

ОтотипуопределяетсякачественнолишьхарактеризменениястепениагрегативнойустойчивостиколлоидныхчастицуменьшаетсяилиувеличиваетсятопредлагаемыйспособпозволяетсбольшейточностьюоценитьвсоответствиисчисленнымикритериямивкакойстепенипроисходитэтоизменениеПрименениепредлагаемогоспособадаетвозможностьоценитьизменениефизикомеханическихсвойствостаточнойнефтиисвязаннойводыпослевоздействиянапластреагентамидляповышениянефтеотдачипластовповыситькультуруинаучнотехническийуровеньлабораторныхиспытаний

ФроловЮГКурсколлоиднойхимииХимия

РевизскийЮМухутдиноваАСАлмаевХРахретдиновНРазлутдинов

КСДиэлектрическиеисследованиядисперсныхсистемВНИИнефтеотдачвУфадеппоВНИИОЭНГе

Таблица

ЗначенияпараметровизменениястепениагрегатиннойустойчивостиКгОпределенныхпополосампоглощениярадиоволнвспектрахобраöîâпесчаникапластовДДсискусственносозданнойпоОСТнодоинефтенасыщенностьюнакоторыхбылисмоделированыпроцессывытеснениянефтиразличнымиагентамиприменителькгеологофизическимусловиямпластаДУршакскогонефтяногоместорождения

НомерполосыпоглощенияОационолн

я

СухостаДуршакскогонефтяногоместорождения

СухойпесчаникпластаДскв

ТашлиярскойплощадиРомдшкиискогонефтяногоместорождениявкачествеиефтанасыщающегоагентабылаиспользованаокисленнаяотбензиненнаяуршакскаянефть

ВодныйрастворЛП

Фомулаизобретения

СПОСОБОПРЕДЕЛЕНИЯИЗМЕНЕНИЯСТЕПЕНИАГРЕГАТИВНОЙУСТОЙЧИВОСТИКОЛЙОИДНЫХЧАСТИЦ

ОСТАТОЧНОЙНЕФТИИСВЯЗАННОЙ

ВОДЫНЕФТЕНОСНОГОПЛАСТАПОСЛЕ

ВОЗДЕЙСТВИЯНАНЕГОНЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИМИРЕАГЕНТАМИвключаощийпрокачкуоторочкихимическогореагентачерезмодельнефтеносногопластавоздействиенанееэлектромагнитнымизлучениемвдиапазонечастотэлектромагнитногополя—Гцопределениенаивероятнелшихвременрелаксацииполяризацииисуждениепополученнымданнымобизменениистепениагрегативнойустойчивостиколлоидныхчастицотличаюшийсятемчтосцельюповышенияэффективностиспособазасчетувеличенияточностивдиапазонечастот

°Гцустанавливаютповышениестепениагрегативнойустойчивостиколлоидныхчастицостаточнойнефтиисвязаннойводыпри—Кт—уменьшениестепениагрегативнойустойчивостиданныхчастицпри

оГцповышение

степениагрегатиннойустойчивостиколлоидиыхчастицОСтаточиОИнефтиисняэаииойводыпри—Кг

гдепараметризменениястепениагрегативнойустойчивостиколлоидныхистицОстаточнойнефтиисвязаннойнодыКопределяютпоформуле

Тгделиндекссоотнтстнчощийномеруполосыпоглощенля

Р—максимальноезначениеотносительИОГпогрешностиизмерениянаинероятиеишеговременирелаксацииполяризациидолиед

—наивероятнейшиевременарелаксацииполяризациидлясоотнатстнующегодиапазоначастотэлектромагнитногополяндиэлектрическомспектремоделйнефтеносногопластапослегытеснеиияизнсенефтисоотнетстнеОиспьпуемымнефтанытесняюгцимраагентомиводойнс

Фвг

СоставительЕАдамова

ТехредîðãåíòàëКорректорАОбручар

РедакторПВолкова

ТиражПодписное

НПОПоискРоспатента

МоскваЖРаушскаянаб

Заказ

ПроизводственноиздательскийкомбинатПатентУжгородулГагарина

Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами 

www.findpatent.ru

Подготовка - модель - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Подготовка - модель

Cтраница 3

ВОСТ 39 - 070 - 76 приводится определение: Моделью пластовой нефти называется изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не менее 60 % нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому состоянию нефти в пластовых условиях. ПО ОСТ 39 - 070 - 78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к выбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.  [31]

Часто в экспериментах по вытеснению используют в качестве модели нефти бензин, керосин, различные масла и др. В ОСТ 39 - 070 - 76 приводится определение: Моделью пластовой нефти называется изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не менее 60 % нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому состоянию нефти в пластовых условиях. По ОСТ 39 - 070 - 78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к подбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.  [32]

Программа анализа MSC / NASTRAN начала разрабатываться в середине 60 - х годов, когда интерфейс пользователя сводился к выводу на печатающее устройство, на плоттер или на перфоратор, а ввод осуществлялся с перфокарт. С тех пор интерфейс программы не меняется, а для подготовки модели и обработки результатов расчета используются графические оболочки. Как правило, такие программы являются независимыми программными продуктами и ориентируются на одну программу анализа.  [33]

Если результаты сопоставления удовлетворительны, то модель принимается. Когда речь идет о неоднократном использовании на практике результатов вычислений, возникает задача подготовки модели к эксплуатации. Предположим, например, что целью моделирования является создание календарных планов производственной деятельности предприятия. Тогда эксплуатация модели включает в себя сбор и обработку информации, ввод обработанной информации в компьютер, расчеты на основе разработанных программ календарных планов и, наконец, выдачу результатов вычислений ( в удобном для пользователей виде) для их использования в сфере производственной деятельности.  [34]

Если результаты сопоставления удовлетворительны, то модель принимается. Когда речь идет о неоднократном использовании на практике результатов вычислений, то возникает задача подготовки модели к эксплуатации. Предположим, например, что целью моделирования является создание календарных планов производственной деятельности предприятия. Тогда эксплуатация модели включает сбор и обработку информации, ввод обработанной информации в ЭВМ, расчеты на основе разработанных программ календарных планов и, наконец, выдачу результатов вычислений ( в удобном для пользователей виде) для их использования в сфере производственной деятельности.  [35]

Подобного рода действия имитируют реальный объект, потому-то и само моделирование носит название имитационного. Подготовка модели требует специалистов высокой квалификации. Выполнение расчетов на ней весьма трудоемко из-за большого числа вычислительных операций. Проведение имитационного моделирования практически становится возможным лишь при использовании ЭВМ.  [36]

Существенным шагом в области совершенствования литейной технологии является создание поточных механизированных линий. Так, в сталефасонном цехе Урал-машзавода по проектам, разработанным ВПТИТяжмашем, создаются шесть поточно-механизированных линий, освоение которых по проектным расчетам позволит повысить производительность цеха в 2 5 - 3 раза. Для наиболее крупных отливок создаются комплексно-механизированные участки на базе 40-тонных встряхивающих столов. Изготовление крупных литейных форм на таком комплексно-механизированном участке происходит следующим образом. На трех подготовительных позициях параллельно выполняется комплекс технологических операций по подготовке моделей и полуформ к формовке.  [37]

Предварительные исследования по вытеснению нефти водой и растворами НПАВ были проведены методом центрифугирования на единичных цилиндрических образцах карбонатных пород ( длина 4 - 5 см, диаметр 2 8 см, коэффициент проницаемости для нефти 0 025 - 0 081 мкм2), отобранных из скв. При подготовке модели пластовой нефти использовали дегазированную нефть, которую разбавляли керосином до вязкости 12 95 мПа - с и плотности 863 кг / м3 при температуре 20 С.  [38]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Подготовка - модель - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Подготовка - модель

Cтраница 1

Подготовка модели к эксплуатации предусматривает разработку специального математического обеспечения, без которого невозможно практическое использование модели: должна быть создана гибкая система программ, обеспечивающая пользователям удобный контакт с компьютером и не требующая при ее эксплуатации высокой математической квалификации пользователей.  [1]

Подготовка модели заключается в проверке состояния и наличия отъемных частей, точности соединения частей, а также в очистке модели, нанесении пудры или керосина ( с целью устранения прилипания формовочной смеси) и в установке модели на место. В подготовку модели входит также расположение элементов литниковой системы, выпоров и прибылей. При шаблонной формовке подготовляется установка шпинделя, при формовке в почве - яма и постель, при формовке в стержнях - жакеты.  [3]

Подготовка обработанной модели для изготовления формы требует применения специальных покрытий ( смазок), которые, будучи достаточно тонкими для адекватного переноса деталей поверхности модели на форму, в то же время смогут предотвратить прилипание формы к модели. После шлифовки модели достаточно тонкой стеклянной шкуркой и полировки ее веществом для машинного полирования, она готова для парафинирования и / или нанесения покрытия из поливинилового спирта или какого-нибудь другого антиадгезионного вещества. При этом необходимо строго следовать всем рекомендациям изготовителя.  [4]

Подготовка моделей оборудования осуществляется по спецификации, дополняющим ее эскизам и чертежам. Модели оборудования поступают к проектировщику в виде моделей, полученных из моделетеки, моделей, собранных из отдельно изготовленных элементов, и моделей, изготовленных индивидуально.  [5]

При подготовке модели к опытам ее неравномерно насыщали жидкостью по длине. Для этого в модель сначала подавали смесь октан - пропан - метан ( 82 0; 16 0 и 2 0 % ( молярные доли)) при давлении выше давления начала ее конденсации. Затем через выходное сечение модели в нее подавали октан в объеме 0 1 порового объема модели и осуществляли попеременную закачку через входной и выходной торцы модели метана для перераспределения жидкости по длине модели.  [6]

При подготовке модели к опытам ее неравномерно насыщали жидкостью по длине.  [7]

Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петролейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.  [8]

Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петро-лейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.  [9]

Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петролейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.  [10]

АР большинство формальных ошибок выявляется на уровне подготовки модели, но все равно список возможных сообщений остается достаточно большим.  [11]

Выше было отмечено, что скаааяное о подготовке модели с относительными выходами, отвосвтся в к модеяв с параметрами - расходными коэффициентами. Действительно, структура последней моделв аналогична рассмотренным ранее структурам.  [12]

По ОСТ 39 - 070 - 78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазировонной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подхо /, к выбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.  [13]

По ОСТ 39 - 070 - 78 при подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к выбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.  [14]

В структурной модели элементы независимы и соединяются между собой при подготовке модели к решению каждой конкретной задачи. Семейство решений представляется в виде диаграмм на экране электронного осциллографа.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Экспериментальные исследования фильтрационных свойств пласта при повторном насыщении нефтью промытых зон пласта

из "Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах"

Изменение направления потоков фильтрации на поздней стадии заводнения, вызванное уплотнением сетки скважин, циклическим нагнетанием воды, остановкой добывающих скважин и другими подобными причинами, приводит к внедрению нефти в зоны, уже промытые водой. [c.160] Гистерезис кривых ОФП для несмачивающей фазы проявляется сильнее, особенно при высоких значениях межфазного натяжения [244, 298]. Повышение температуры и снижение величины коэффициента межфазного натяжения приводят к уменьшению гистерезиса кривых ОФП [264]. [c.160] В процессе дренирования несмачивающая фаза (нефть) теряет свою подвижность при более низкой нефтенасыщенности, чем при впитывании. Смачивающая фаза (вода) при дренировании теряет подвижность при более высокой водонасыщенности, чем в процессе впитывания. [c.160] попадающая в промытую зону пласта вследствие изменения направления движения жидкости, если не фильтруется мощной сплошной оторочкой, то рассеивается в виде глобул разных размеров по порам. Попадание в промытую зону пласта мощных сплошных оторочек, а тем более потоков практически исключено. Вероятнее всего, нефть в промытую зону попадает уже с содержанием воды в потоке и по мере продвижения в промытой зоне все больше рассеивается, поскольку вследствие возрастания в нефтесодержащих зонах сопротивления фильтрации возникают параллельные и пересекающиеся малые потоки и струйки водонефтяных смесей и нефтесодержащих вод. В конечном счете, вся попавшая в промытую зону пласта нефть, разбившись на глобулы различных размеров, распределится по порам, как по ловушкам, прекратит свое движение почти полностью и существенно снизит проницаемость для воды. Такую картину можно ожидать при всех вариантах смачиваемости поверхности порового пространства промытой зоны, за исключением случаев явно и сильно гидрофобных пород, что в природе встречается не часто. [c.161] С целью изучения фильтрационных свойств пласта при вторичном попадании нефти в промытую зону пласта были проведены лабораторные эксперименты по определению и анализу кривых относительных фазовых проницаемостей при различных, сменяющих друг друга режимах дренирования и пропитки. [c.162] Схема экспериментальной установки по определению фазовых проницаемостей при совместной стационарной фильтрации приведена на рис. 5.1. [c.162] Она состоит из трех основных блоков. [c.162] Модель пласта. Для определения фазовых проницаемостей были использованы цилиндрические образцы с ненарушенной структурой Ново-Хазинской площади Арланского месторождения диаметром 28 мм и длиной не менее 30 мм. Из отдельных цилиндрических образцов с известными коллекторскими свойствами (табл. 5.1) собиралась модель пласта в металлический кернодержатель с гидрообжимом длиной 200 мм. [c.163] Модель пласта составлялась таким образом, чтобы по направлению течения флюидов каждый последующий образец имел меньшую проницаемость. Методика подготовки образцов к исследованиям проводится согласно требованиям ОСТ 39-161-83 (Нефть. Метод лабораторного определения абсолютной проницаемости нефти и газа и вмещающих их пород) и ОСТ 39-181-85 (Нефть. Метод лабораторного определения пористости углеводородосодержащих пород). [c.163] Модель нефти. Для определения фазовых проницаемостей возможно использование пластовых проб безводной нефти или ее модели. В связи с этим в качестве модели нефти использовалась дегазированная нефть (/7 = 0,826 г/см , // = 6,26 мПа-с) и изовискозная модель Ново-Хазинской площади Арланского месторождения р = 0,847 г/см , // = 8,4 мПа-с). [c.165] Подготовка нефти к исследованиям проводилась согласно ОСТ 39-235-88. [c.165] Методика проведения исследований при совместной стационарной фильтрации состоит из ряда подготовительных операций и цикла определения фазовых проницаемостей при различных соотношениях водной и нефтяной фазы. В подготовительные операции входит определение исходных коллекторских свойств модели пласта, определение средних значений составной модели, таких, как пористость, абсолютная проницаемость по газу. После определения исходных параметров модель пласта монтируется в схему экспериментальной установки (рис. 5.1.). Модель пласта вакууми-руется с одновременной закачкой воды, после прокачки через модель 2-3 объемов пор замеряется проницаемость для воды при 100 % водонасыщенности. [c.165] Следующим этапом определения фазовых проницаемостей является создание остаточной воды путем вытеснения ее нефтью. Прокачивается не менее трех объемов пор нефти и замеряется проницаемость для нефти при остаточной водонасыщенности при достижении стационарного режима фильтрации. [c.165] После определения проницаемости для нефти проводился комплекс исследований фазовых проницаемостей для нефти и воды на режиме пропитки, а потом на дренаже (модель 1). [c.165] Для модели 2 определение фазовых проницаемостей проводилось в иной последовательности сначала дренаж, потом пропитка, затем снова дренаж и пропитка. [c.165] Для каждого режима доля нефти (воды) в потоке последовательно уменьшается (увеличивается), а доля воды (нефти) возрастает (уменьшается) до 100 %. [c.165] Переход с одного режима на другой и определение проницаемости для нефти и воды проводили при достижении установившейся стационарной фильтрации. Достижение состояния установившейся фильтрации фиксировали по стабилизации показаний образцового манометра и расходных характеристик нефти и воды. [c.165]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Примеры обработки данных нестационарных исследований

из "Нелинейные и неравновесные эффекты в реологически сложных средах"

Длина модели 10,12 см, диаметр 3,0 см, пористость 0,19, проницаемость по воздуху 0,065 мкм по воде 0,026 мкм В опыте использовалась изовискозная модель нефти. Вязкость и плотность нефти при температуре пласта 102 °С равны 3,0-10 Па-с и 0,825 г/см соответственно. [c.70] В качестве вытесняющего агента использовалась вода из системы поддержания пластового давления. Вязкость и плотность воды при 102 °С равны 0,379-10 Па-с и 0,970 г/см соответственно. [c.70] При фильтрации нефти через водонасыщенную модель пласта была достигнута остаточная водонасыщенность 39,8 %. Проницаемость по нефти при связанной воде составила 0,033 мкм . [c.70] По данным стационарной фильтрации нефти при связанной воде и воды при остаточной нефти оценены значения =0,014, / 2 = 0,508, -Уд = 0,398. Расчеты сводятся к организации методом структурной минимизации среднего риска конкуренции между различными моделями вида (2.22), отличающимися комбинациями ненулевых параметров гид при фиксированном значении т. Функционал эмпирического риска определяется по формуле (2.21), причем величина У2 принимается равной объему нефти, вытесненной в водный период (У2 =0,755 см ), а величина Ар -предельному значению перепада давления (Ар =0,058 МПа). [c.72] Минимум функционала (2.21) определяется методом последовательного спуска, причем минимизация по каждому из искомых параметров проводится методом золотого сечения. [c.72] Решение обратной задачи позволяет оценить и параметр неравновесности т. В данном случае он равен 0,17 и соизмерим с безразмерным временем безводной нефтеотдачи в = 0,25. Результаты расчетов представлены на рис. 2.5. [c.72] Приведены экспериментальные зависимости перепада давления Ар в) и безразмерного объема вытесненной нефти У2 в), отмеченные крестиками. Сплошной чертой представлены расчетные кривые, соответствующие найденным ОФП и т. Значительное отличие теоретической кривой перепада давления, рассчитанной без учета неравновесных эффектов, подтверждает необходимость учета этих явлений при решении обратных задач определения функций ОФП. [c.72] По данным эксперимента определены значения =0,013, 2 =0,359, =0,687, 0 =0,455. [c.73] Для пласта БС5 7 получено Д =0,046 =1,51 А2 =0,508 Л/ 2=1 90. Для пласта АСп получено Aj =0,050 N =1,6, А2 = 0,359 N2 = 1,50. [c.74] Заметное различие в ОФП воды для пласта БСб-7 можно объяснить тем, что в методике [177] не учитываются неравновесные эффекты. [c.74] Таким образом, нами построен устойчивый алгоритм решения обратной задачи идентификации неравновесных фазовых проницаемостей по результатам замеров количества вытесняемой жидкости и перепада давления на выходе испытываемых образцов пористых сред. [c.74] С использованием этого алгоритма создан программный комплекс по обработке данных лабораторных исследований фильтрационных характеристик пористых сред. [c.74]

Вернуться к основной статье

chem21.info

5 - Стр 2

Рис. 5.1. Пресс-формадля изготовления искусственных образцов песчаника

30-40мин. Максимальная нагрузка выдерживается 15-

20 мин. Затем в течение 30L 40 мин постепенно уменьшают нагрузку до нуля.

Пресс-формувынимаютиз-подпресса. Винты крышки отвинчивают. Осторожно снимают крышку. На торце образца со стороны крышки ставят номер образца. Затем с помощью пуансона образец песчаника извлекают из корпуса прессформы. При извлечении образца изпресс-формынеобходимо соблюдать осторожность в связи с возможностью его разрушения.

Спрессованные образцы сначала сушат при комнатной температуре в течение 3-4сут, затем загружают в сушильный шкаф, в котором образцы сушатся 8 ч при температуре

100-105°С.

Термическая обработка производится с целью спекания

262

частиц глины и кварцевого песка для придания механической прочности образцам. Технология термической обработки заимствована на заводах, где изготовляются запальные свечи и керамика. На этих заводах термическая обработка изделий проводится в тоннельных печах с максимальной температурой 1300 -1350°С. Получить такую температуру в муфельных электрических лабораторных печах не представляется возможным. Поэтому для термической обработки образцов в лабораторных условиях рекомендуется пользоваться высокотемпературной электропечью, используемой для проверки термопар. В качестве нагревательных элементов в таких печах применяются специальные керамические, так называемые селитовые стержни. При отсутствии печей серийного

Рис. 5.2. Высокотемпературная печь для термической обработки искусственных образцов пористой среды:

1 – труба внутренняя;2 – стержень селитовый;3 – изоляционная засыпка;4 – кожух печи;5 – труба внешняя;6 – защитный кожух

263

выпуска можно изготовить такую печь путем некоторой реконструкции обычной муфельной печи. На рис. 5.2 показана схема высокотемпературной нагревательной печи, где электрическими нагревательными элементами являются селитовые стержни.

Высушенные образцы загружают в печь. Печь включается в сеть через автотрансформатор. С помощью автотрансформатора температура в печи постепенно повышается до максимальной 1300-1350°С. Время повышения температуры 4- 6 ч. Затем с помощью автотрансформатора и отключения печи температуру постепенно понижают до окружающей. Регистрацию температуры можно производить с помощью хро-мель-алюмелевойтермопары и потенциометра. После термической обработки торцы образцов стачивают так, чтобы длина образца соответствовала длине резиновой манжеты кернодержателя.

При изготовлении образцов необходимо тщательно следить за их нумерацией, а все данные о составе смеси, количестве цементирующего вещества, нагрузке при прессовании и т.д. необходимо заносить в специальный журнал.

Готовые образцы тщательно осматривают. При обнаружении трещин образцы бракуют и изготавливают новые. После определения воздухопроницаемости образцов строят зависимость проницаемости от содержания маршаллита. При наличии большого разрыва в проницаемости следует изготовить дополнительные образцы, в которых процентное содержание маршаллита будет не обязательно кратным десяти.

5.3. ПОДГОТОВКА МОДЕЛИ НЕФТИ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

При изучении процессов вытеснения нефти водой и другими вытесняющими агентами в лабораторных условиях, результаты которых можно было бы перенести непосредственно на реальный пласт, необходимо учитывать все факторы, определяющие величину коэффициентов вытеснения и охвата пласта воздействием вытесняющим агентом.

Полнота извлечения нефти зависит от целого ряда характеристик: от характеристики модели пористой среды, от скорости вытеснения, поверхностного натяжения на границах фаз, разности их плотностей, структуры порового пространства, угла смачивания твердой фазы, содержания и свойств связанной воды, а также химического состава нефти и вы-

264

тесняющих ее жидкостей и др. Исследованиями последних лет установлено, что на полноту извлечения запасов нефти существенно влияют структурно-механическиесвойства нефтей, проявляющиеся при малых градиентах пластового давле-

ния [81, 123, 125].

В теории моделирования пластовых процессов предлагаются безразмерные параметры, учитывающие влияние только первых трех факторов. Для учета структурных особенностей порового пространства и его смачивающей характеристики рекомендуется в экспериментальных исследованиях пользоваться реальными пористыми средами. Однако использование образцов реальной нефтесодержащей породы в качестве моделей пористой среды в лабораторных опытах связано с большими трудностями. Дело в том, что реальные горные породы содержат в себе различные примеси, которые так же, как цементирующие материалы, при экстрагировании образца либо выносятся из порового пространства, либо растворяются. Наряду с изменениями структуры порового пространства изменяется также смачивающая характеристика твердой фазы.

Из-заотсутствия количественных характеристик, которые бы позволили учесть влияние химического состава нефти и вытесняющей жидкости, в теории моделирования вообще отсутствует соответствующий параметр подобия. Это связано с трудностью учета влияния на процесс вытеснения нефти из пористой среды и на конечный коэффициент вытеснения ряда свойств нефтей, проявляющихся одновременно.

Часто в экспериментах по вытеснению используют в качестве модели нефти бензин, керосин, различные масла и др. В ОСТ 39-070–76приводится определение: «Моделью пластовой нефти называется изовискозная углеводородная жидкость, содержащая не менее 60 % нефти, фазовое состояние которой соответствует фазовому состоянию нефти в пластовых условиях». По ОСТ39-070–78при подготовке модели пластовой нефти из дегазированной нефти в качестве растворителя рекомендуется использовать петролейный эфир, бензин, керосин. Многочисленные исследования показывают, что такой упрощенный подход к подбору модели пластовой нефти существенно отдаляет от реальных пластовых условий.

В работах В.М. Лютина с соавторами показано, что экспериментальные данные, полученные при исследовании фильтрации дистиллятов нефти, не могут быть распространены на реальные нефти. Принципиальное отличие системы нефть -водаот системы дистиллят-водазаключается в

265

образовании нефтями на границе с водой твердообразных пленок, физические свойства которых значительно влияют на закономерности вытеснения.

В работах Ш.К. Гиматудинова замечено снижение фильтрационных характеристик пород при движении в них дегазированной нефти. В результате окисления, изменения состава некоторых соединений и охлаждения появляются компоненты, несвойственные естественным нефтям. По рекомендациям Ш.К. Гиматудинова эксперименты по вытеснению следует проводить с естественными нефтями, хранившимися непродолжительное время при температурах не ниже 18 °С, или рекомбинированными моделями нефти.

В исследованиях И.Л. Мархасина показано, что введение в

нефть растворителей (керосина, в небольших количествах петролейного эфира) приводит к увеличению величины адсорбции асфальтенов. Большое влияние на адсорбцию оказывает добавка петролейного эфира к нефти с меньшим содержанием асфальтенов, очевидно, адсорбция породы различного количества асфальтенов приводит не только к гидрофобизации пород, но и к изменению структурно-механическихсвойств нефтей.

Усиление адсорбции асфальтенов может привести к замедлению процессов вытеснения нефти, а если оно сопровождается гидрофобизацией поверхности поровых каналов, то к уменьшению коэффициента вытеснения.

Исходя из своих исследований, И.Л. Мархасин приходит к выводу о том, что для получения достоверных результатов следует использовать только пластовую или в крайнем случае дегазированную без контакта с воздухом нефть.

Г.В. Рудаков установил связь между смачиваемостью, полярностью нефти и полнотой вытеснения нефти водой. Полярность нефтей косвенно связана с их способностью к мицеллообразованию и зависит от состава и их газонасыщенности. Отмечается, что нефти с малой полярностью практически не реагируют на улучшенный, в смысле вымывающей способности, тип воды. В противоположность этому для вытеснения полярных нефтей тип воды является весьма существенным. Как показывают исследования, полярность нефтей изменяется в широких пределах. В этом смысле при фи- зико-химическоммоделировании процесса нефтеотдачи должны соблюдаться основные количественные молекулярные и термодинамические характеристики пластовых флюидов, растворителей и т.д. Степень гидрофобности коллектора, полярность нефтей и содержание высокомолекулярных компо-

266

нентов, являясь взаимосвязанными, должны контролировать нефтеотдачу. Следует отметить очевидное влияние этих факторов на нефтеотдачу.

Исследованиями ряда авторов установлено [81, 123, 125 и др.], что нефти многих месторождений обладают аномалиями вязкости, и это оказывает существенное влияние на процессы фильтрации и нефтеотдачу. Коэффициент конечной нефтеотдачи по месторождениям неньютоновских нефтей более чем в 2 раза меньше соответствующего коэффициента для нефтей, не проявляющих аномалии вязкости. На процессы вытеснения таких нефтей из пористой среды существенно влияет градиент давления вытеснения. Кроме того, показано, что уменьшение коэффициента проницаемости породы приводит к усилению влияния аномалий вязкости нефтей на процесс фильтрации и вытеснения из пористой среды.

Приведенный краткий обзор работ различных авторов показывает, что наилучшим способом воспроизведения в опытах физико-химическихсвойств нефтей является использование проб пластовой нефти, поднятых из скважин с сохранением ее природных свойств. При этом, однако, чрезвычайно осложняется проведение экспериментов в связи с необходимостью применения аппаратуры высокого давления. Кроме того, на поздней стадии разработки практически не представляется возможным извлечь из пласта безводную нефть с помощью пробоотборников. Поэтому подавляющая часть опытов проводится при атмосферном давлении. В экспериментах, проводимых в атмосферных условиях, предпочитают использовать дегазированную нефть с добавлением различных растворителей.

Как было показано выше, при подготовке изовискозных моделей нефти в качестве растворителей рекомендуется использовать петролейный эфир, керосин, бензин и некоторые другие индивидуальные углеводородные жидкости.

В работе М.М. Кабирова и Г.А. Шамаева [164] приведены результаты экспериментальных исследований по изучению влияния добавления керосина, петролейного эфира, изооктана на реологические и фильтрационные свойства исходной арланской нефти при малых градиентах давления. Показано, что добавление в дегазированную нефть некоторых растворителей существенно влияет на структурно-механическиесвойства нефтей. Дегазированная арланская нефть с ярко выраженными неньютоновскими свойствами после добавления растворителей становится ньютоновской жидкостью.

267

Таким образом, если процессы фильтрации и вытеснения проводятся при градиентах давления, меньших градиентов давления предельного разрушения структуры в нефти, то не следует пользоваться изовискозными моделями нефти. Применение изовискозных моделей нефти допустимо лишь в тех случаях, когда заранее известно, что в условиях экспериментов структурно-механическиесвойства нефтей не проявляются.

Работы по подготовке нефти к лабораторным экспериментам выполняются в следующей последовательности:

модель нефти перед испытанием необходимо профильтровать через образец пористой среды, аналогичной испытуемой, и использовать ее только в тех случаях, когда проницаемость для нее сравнима с проницаемостью при фильтрации изовискозной углеводородной жидкости;

модель нефти следует хранить в герметичных светонепроницаемых сосудах при температуре не ниже температуры начала кристаллизации парафина;

при подготовке модели нефти для исключения выпадения асфальтенов керосин следует подавать по стеклянной трубке небольшими порциями;

проба нефти для испытаний отбирается с помощью глубинных пробоотборников или на устье скважины. Допускается отбор нефти из скважин с обводненной продукцией. Отбор проб должен производиться в летнее время по методике, исключающей контакт нефти с воздухом, без охлаждения ниже температуры начала кристаллизации парафина;

подготовку нефти, включающую стабилизацию, обезвоживание и очистку от механических примесей, следует производить непосредственно перед опытом. Стабилизацию нефти следует проводить путем выдержки нефти в герметичном контейнере при температуре 65-70°С и перемешивании в течение2-3ч;

после стабилизации нефть необходимо профильтровать через пористую среду или фильтр;

для отделения воды и очистки от механических примесей следует использовать метод центрифугирования.

В том случае, если вязкость образца нефти превышает вязкость пластовой нефти, образец следует разбавить прямогонным керосином до 30 % от объема. Разбавление керосином должно проводиться после обезвоживания перед стабилизированием нагреванием.

При некотором содержании асфальтенов и смол нефти обладают аномалиями вязкости. Эффективная вязкость таких

268

нефтей в зависимости от градиента давления может оказаться на порядок больше обычной, определяемой стандартными методами. Поэтому при моделировании необходимо добиться сохранения аномально вязкостных свойств.

Кроме того, необходимо учитывать влияние градиента давления вытеснения на коэффициент вытеснения. Необходимо поставить специальные исследования по изысканию добавок, позволяющих сохранить аномально вязкостные свойства нефтей.

При подготовке нефти ОСТ [120] рекомендует в случае определения коэффициента вытеснения нефти водой разбавление поверхностных проб нефти петролейным эфиром, керосином и другими растворителями для доведения вязкости и плотности до значений пластовых. Когда используются растворы химреагентов, такое разбавление может привести к ошибкам, так как ведет к снижению концентрации активных компонентов нефти, особенно для высоковязких нефтей, а это меняет характер действия реагентов и может изменить сам результат применения растворов реагентов. К этому тесно примыкает и вопрос предварительной фильтрации нефти через образец с целью удаления из нефти высокомолекулярных (наиболее активных) ассоциатов, отрицательно влияющих на постоянство фильтрационных характеристик модели.

Однако действие реагентов на эти ассоциаты, возможно, играет значительную роль. Для подготовки нефти с целью придания ей однородной структуры следует изучить ультразвуковую обработку, а при разбавлении необходимо хотя бы измерять межфазное натяжение как функцию степени разбавления. Для контроля выхода активных соединений нефти при фильтрации через образец следует измерить межфазное натяжение на границе нефть L раствор химреагента до и после фильтрации.

В связи с тем, что опыты по вытеснению следует проводить при пластовой температуре, необходимо иметь зависимость вязкости модели нефти от температуры, так как вязкость существенно зависит от температуры, а коэффициент вытеснения – от вязкости.

Условия приближенного лабораторного моделирования определяются известными критериями π1 и π2 [63], в которые входит величина межфазного натяжения. Необходимо решить вопрос, как повлияет на условия моделирования резкое снижение межфазного натяжения. Опыты, как и в случае вытеснения нефти водой, нужно проводить непрерывно. Ли-

269

нейные скорости фильтрации воды и растворов реагентов необходимо выбирать близкими между собой и к реальным пластовым значениям.

5.4. МОДЕЛИРОВАНИЕ СВЯЗАННОЙ ВОДЫ

Моделирование связанной (остаточной) воды в моделях пористых сред является обязательным в опытах по вытеснению нефти химреагентами, на основе которых планируется получение констант и зависимостей, используемых в технологических расчетах по проектированию системы разработки залежи или отдельного участка.

Связанная вода по минерализации должна быть близка к пластовой. В случае использования образцов естественных кернов моделирование связанной воды следует производить методом капиллярной вытяжки для каждого образца составной модели.

При использовании в опытах насыпных и искусственно сцементированных моделей создание остаточной воды в пористой среде достигается замещением воды нефтью или керосином. Содержание остаточной воды в модели пласта определяется по материальному балансу.

Количество остаточной воды устанавливается с учетом коллекторских свойств каждого образца по соответствующим зависимостям содержания остаточной воды от пористости и проницаемости пористой среды. При решении этой задачи можно пользоваться формулой, предложенной В.М. Березиным с соавторами

lgσсв =-0,032m+1,74,

(5.5)

где σсв -насыщенностьпористой среды связанной водой;m – пористость породы.

Если в опытах по вытеснению используются образцы из естественных кернов, то связанную воду можно создавать методом капиллярной вытяжки, предложенным в БашНИПИнефти.

В соответствии с этой методикой для капиллярной вытяжки для впитывания воды используется зубной порошок, высушенный и равномерно увлажненный дистиллированной водой. Насыщенные водой образцы обвертывают одним слоем фильтровальной бумаги, намоченной в пластовой воде, и помещают в эксикатор. Продолжительность выдержки выбирают, исходя из опыта и периодически взвешивая образцы породы.

270

Пластовую воду или модель пластовой воды необходимо тщательно перемешать в сосуде хранения и перед заливкой в контейнеры профильтровать через фильтровальную бумагу.

Для первичного вытеснения нефти, продвижения оторочек композиции на основе ПАВ и буферных растворов химреагентов используют сточную воду, отобранную из трубопроводов, идущих от кустовых насосных станций (КНС) к водонагнетательным скважинам. Перед использованием сточную воду следует профильтровать через фильтровальную бумагу. Допускается использование вместо сточной воды ее модели, составленной с учетом общей минерализации и содержания основных солей по результатам шестикомпонентного анализа.

Это требование имеет важное значение при моделировании сточной воды для пористых сред, предназначенных для изучения процессов вытеснения нефти водными растворами химреагентов. При этом особенно важно правильное моделирование остаточной воды по количеству и содержанию в ней, прежде всего, двухвалентных ионов Са2+ и Mg2+, которые активно взаимодействуют с NaOH, ПАВ и другими составляющими пластовой системы.

Вязкость и плотность пластовой и сточной вод, а также их моделей определяют при комнатной и пластовой температурах.

5.5. ПОДГОТОВКА МОДЕЛЕЙ ПЛАСТОВ К ЭКСПЕРИМЕНТУ ПО НЕФТЕВЫТЕСНЕНИЮ

Подготовка и проведение экспериментальных исследований по вытеснению нефти из моделей пористых сред требует применения различных технических средств. В ходе выполнения наших экспериментов были использованы следующие установки:

1)установка для определения воздухопроницаемости пористой среды стандартная;

2)установка для насыщения моделей пористых сред жидкостями под давлением;

3)установка для определения проницаемости пористой

среды по керосину при заданных перепадах давления. Насыщение моделей пористых сред керосином производи-

лось на установке, представленной на рис. 5.3.

Модели пористой среды после обжима под необходимым давлением насыщаются керосином. Процесс насыщения пористой среды керосином состоит из следующих операций:

271

studfiles.net

полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти - патент РФ 2061855

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти содержит следующие компоненты, мас. %: полидиметилдиаллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 - 1,0; глина 0,01 - 10,0; вода - остальное. 4 табл. Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к полимерно-дисперсным составам для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов. Известен состав на основе полиакриламида (ПАА) и сточной воды для ограничения водопритока в добывающие скважины [1] Недостатком состава является низкая эффективность для высокопроницаемых пластов. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является полимерно-дисперсный состав (ПДС) на основе ПАА и глинистой суспензии [2] (прототип). Недостатком известного состава является недостаточно высокая эффективность, связанная с повышенной сорбируемостью ПАА на пластовой породе и высокой скоростью осаждения глинистых частиц, флокулированных ПАА, в пористой среде, что ограничивает глубину проникновения состава в пласт. Кроме того, ПАА характеризуется низкой термоокислительной стабильностью, что также снижает эффективность применения известного состава на месторождениях с повышенной температурой пласта. Цель изобретения заключается в повышении эффективности полимерно-дисперсного состава за счет уменьшения степени адсорбции полимера на пластовой породе и оптимизации скорости осаждения полимерно-дисперсных частиц, а также в расширении температурного диапазона применения. Поставленная цель достигается тем, что в качестве полимера состав содержит полидиметилдиалламмоний хлорид (ВПК-402) или полиминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламиновый хлорид (ВПК-500) при следующем соотношении компонентов, мас. Полидиметиллиламмоний хлорид или полиаминосульфон или поли-N,N-диметил-N-(2 гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01 10,0 Глина 0,01 10,0 Вода Остальное. При содержании компонентов в составе выше верхнего предела снижается эффективность вследствие потери селективности действия на высокопроницаемый пласт, а при содержании компонентов ниже нижнего предела состав не эффективен из-за недостаточного водоизолирующего действия. В качестве полимера, флокулирующего глинистую суспензию, в составе применяются поликатиониты: полидиметилдиаллиламмоний хлорид (ВПК-402) или полиаминосульфон или поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500). Указанные полимеры производятся промышленностью и являются доступными реагентами. Известно их применение в качестве биостойких загустителей воды для повышения нефтеоотдачи пластов (Авт. св. СССР NN 1445297, 1446980,1438304). Полимер ВПК-402 (водорастворимый полиэлектролит катионный) имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855105 у. е. и представляет собой высокомолекулярное вещество линейно-циклического строения со структурной формулой элементарной ячейки:полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855 Полимер полиаминосульфон имеет молекулярную массу в пределах (1,5 oC 3,5)полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855 Полимер поли-N, N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид (ВПК-500) имеет молекулярную массу (1,2 oC 3,0)полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855105 у. е. и следующую структурную формулу элементарной ячейки:полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855 Эффективность применения ПДС для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения притока воды в скважины связана не только с водоизоляционными (водоэкранирующими) свойствами составов, но и глубиной проникновения в пласт. Это особенно важно на поздних стадиях разработки нефтяного месторождения, когда в продуктивном пласте образуются большие промытые зоны и дальнейшее повышение нефтеотдачи пласта возможно только путем снижения проницаемости промытых зон, причем не только в призабойных зонах скважин, но и в удаленных от скважин зонах. Механизм водоизолирующего воздействия полимерно-дисперсными составами на промытые зоны пласта заключается в том, что закаченный ПДС заполняет наиболее высокопроницаемые обводненные участки пласта. При этом часть макромолекул полимера адсорбируется на стенках пор. Твердые частицы глинистой суспензии благодаря флокулирующим свойствам полимера связываются между собой и с породой пласта. Таким образом в пластовых условиях образуется стойкая к размыву полимерно-дисперсная система, препятствующая фильтрации воды. Отсюда следует, что глубина проникновения полимерно-дисперсных частиц в пласт и соответственно эффективность состава определяется прежде всего сорбционной способностью полимера флокулянта на породе пласта и скоростью осаждения (седиментации) флокулированных полимер-дисперсных частиц в составе. Известные составы на основе ПАА и глинистых суспензий характеризуются повышенной скоростью седиментации полимерно-дисперсных частиц, в особенности при повышенной температуре. Кроме того, ПАА обладает высокой адсорбционной способностью на породе пласта, что ограничивает подвижность закачиваемой в пласт полимерно-дисперсной системы. В результате этого водоизоляция достигается в основном в призабойной зоне скважин, где содержание остаточной нефти как правило низкое, поскольку извлекается при эксплуатации скважин в первую очередь. Применение в ПДС поликатионитов согласно предложенному техническому решению позволяет образовать дисперсные частицы оптимального размера, скорость осаждения которых значительно выше скорости осаждения частиц из исходного глинистого раствора, не содержащего полимер, но существенно ниже по сравнению с составом на основе ПАА. Предложенные поликатиониты характеризуются более низкой по сравнению с ПАА сорбционной способностью на породе пласта, что способствует более глубокому проникновению ПДС в пласт и следовательно повышает эффективность действия состава. Техническое осуществление предложенного решения выгодно отличается от прототипа малой трудоемкостью, поскольку не требует специального оборудования и энергетических затрат для растворения порошкообразного ПАА, а заключается только в разбавлении любой водой жидких водорастворимых товарных полимерных концентратов до требуемой концентрации. Для экспериментальной проверки преимуществ предложенного технического решения в сопоставимых условиях были проведены опыты по определению величины адсорбции полимеров на дезинтегрированной породе (пример 1, таблица 1), изучена динамика (скорость) осаждения полимерно-глинистых частиц из составов, отличающихся полимерным компонентом и температурой среды (пример 2, таблица 2), исследовано влияние температуры на фазовое состояние ПДС (пример 3, таблица 3), оценка эффективности ПДС по регулированию проницаемости в процессе фильтрации на моделях спаренных несообщающихся неоднородных водонасыщенных пластов (пример 4, таблица 4). Пример 1. Образец нефтеносного песчаника Арланского месторождения (пласт CП) без остаточной нефти подвергают дезинтегрированию так, чтобы размеры песчинок сохранились в естественном виде, не подвергаясь дополнительному измельчению. Дезинтегрированный песчаник для удаления солей многократно промывают дистиллированной водой и сушат. В колбу объемом 100 мл, содержащую 30 г 0,1 раствора полимера ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10 г дезинтегрированного песчаника, тщательно перемешивают и устанавливают на электростряхиватель для дальнейшего перемешивания. Процесс адсорбции полимера из раствора осуществляют в течение трех суток для достижения полного равновесия. После завершения процесса адсорбции песок отделяют от раствора с помощью центрифуги. Концентрацию полимера в растворе до и после адсорбции определяют по заранее построенному графику зависимости вязкости от концентрации (Воюцкий С. С. Курс коллоидной химии. М. "Химия". 1976, 512 с.). Расчет количества адсорбированного полимера производят по формуле:полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855 где А количество адсорбированного полимера, мг/г; C1 и C2 концентрация раствора полимера до и после адсорбции, мг/см3; V объем раствора полимера, см3; P навеска песка, г. Для 0,5 растворов полимеров ВПК-402, полиаминосульфона, ВПК-500 получено значение адсорбции соответственно 0,06, 0,16, 0,12 мг/г, тогда как для 0,05 раствора ПАА, т. е. в 10 раз меньшей концентрации, адсорбция составляет 0,41 мг/с. Результаты аналогичных опытов для других концентраций полимеров в заявляемых пределах приведены в таблице 1, из которой следует, что адсорбция политионитов ВПК-402, полиминосульфона и ВПК-500 на дезинтегрированном песчанике значительно ниже, чем адсорбция полиакриламида. Пример 2. Готовят 100 мл раствора, содержащего 0,1 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 0,1 бентонитовой глины, тщательно перемешивают, после чего стаканчик помещают на столик, установленный на аналитических весах, причем в стаканчик опускают пластинку площадью 1 см2, прикрепленную к коромыслу весов. По увеличению массы пластинки определяют скорость осаждения полимерно-глинистой суспензии. За 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0; 6,0; 7,0; 8,0; 9,0 и 10,0 мин осадилась 0,25; 0,47; 0,086, 0,144; 0,161; 0,172; 0,177; 0,179; 0,180; 0,180 г соответственно. После завершения процесса осаждения пластинку освобождают от осадка промыванием в том же растворе, состав тщательно перемешивают до однородного состояния, переносят в герметично закрывающуюся колбу вместимостью 100 мл и подвергают термообработке в лабораторном автоклаве при температуре 100 - 105oC (избыточное давление водяных паров до 0,7 кгс/см2) в течение 4 часов. После охлаждения состава до комнатной температуры еще раз определяют скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц по описанной выше методике. Результаты опытов по осаждению различных полимерно-дисперсных составов до и после термообработки приведены в табл. 2. Из табл. 2 следует, что при одинаковой концентрации компонентов скорость осаждения полимерно-дисперсных частиц, флокулированных ВПК-402, значительно больше скорости осаждения исходного глинистого раствора, но существенно меньше скорости осаждения частиц, флокулированных ПАА. Термообработка составов практически не влияет на динамику осаждения частиц в случае глинистой суспензии и состава, включающего в качестве флокулента ВПК-402. Осаждение частиц, флокулированных ПАА, под влиянием термообработки несколько ускоряется. Пример 3. Влияние температуры на фазовое состояние полимерно-дисперсных систем в составах изучено путем воздействия температуры в условиях лабораторного автоклава. Готовят 30 мл раствора, содержащего 1,0 ВПК-402 в пресной воде, добавляют 10,0 бентонитовой глины, тщательно перемешивают и наливают в медицинский флакончик емкостью 30 мл. После закрытия резиновой пробкой и герметичного закупоривания алюминиевым колпачком с помощью приспособления для обжима колпачков ПОК-1 помещают в лабораторный автоклав и выдерживают 6 часов при температуре 105oС (избыточное давление водяных паров 0,7 кгс/см2). После выдерживания содержимое флакончиков тщательно перемешивают в течение не менее 10 минут путем интенсивного встряхивания до однородного состояния и оставляют в покое до осаждения. По увеличению объема выпавшего за 24 часа осадка на дно флакончика и мутности раствора над осадком оценивают фазовое состояние системы. Параллельно проводят опыт без добавки полимера. В таблице 3 приведены данные по фазовому состоянию составов для различных концентраций глины и полимеров. Как видно из табл. 3, в результате термообработки и отстоя фазовое состояние составов отличается. Предлагаемый состав более технологичен, поскольку благодаря термостойкости состава водная фаза содержит глино-полимерный гель. Состав с ПАА характеризуется прозрачным водным слоем, и гелеобразное состояние характерно только для осадка. Пример 4. Насыпанную песчаную модель спаренных несообщающихся неоднородных пластов с проницаемостью 1,55 и 0,14 мкм2, длиной 1,18 м и диаметром 36 мм насыщают водой до стабилизации дебитов, соответствующих проницаемостям. После этого при комнатной температуре (20oС) закачивают попеременно три оторочки суспензии бентонита (0,05 поровых объема модели) и раствора полимера ВПК-402 (0,05 поровых объема) с концентрациями 0,1 и 0,05 соответственно. Затем продолжают закачку воды также до стабилизации дебитов и определяют безразмерный параметр распределения фильтрующейся воды по спаренной модели полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти, патент № 2061855, где Qв, Qн количество жидкости, профильтрованное в единицу времени через высокопроницаемый и низкопроницаемый пласт соответственно. Параметр распределения после закачки состава (суммарный поровый объем 0,05 х 6 0,3) составляет 4,2 при исходной величине для воды равной 10,1. В результате обработки составом проницаемость высокопроницаемой модели снизилась в 10,1 4,2 2,4 раза. Результаты аналогичных опытов по испытанию различных составов приведены в табл. 4. Пример 5. Эксперимент по вытеснению нефти из насыпной модели спаренных несообщающихся неоднородных пластов (длина модели 1,0 м, диаметр 30 мм), проводится для условий Ромашкинского месторождения (30oС, минирализованная вода, изовискозная модель нефти). В качестве пористой среды используют промытый молотый кварцевый песок. Проницаемость высокопроницаемого пласта равна 3,36 мкм2, а низкопроницаемость 0,14 мкм2, соотношение проницаемостей равно 24,0. Пласты предварительно насыщают изовискозной моделью нефти Ромашкинского месторождения. Начальная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 74,0 и 69,8 соответственно. Первоначально нефть из обоих пластов вытесняют минерализованной водой до достижения 100 обводненности продукции. При этом остаточная нефтенасыщенность высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов равна 15,0 и 60,8 соответственно, коэффициент вытеснения нефти соответственно по пластам 79,74 и 12,70 Далее осуществляют закачку 20 от общего порового объема полимерно-дисперсной системы, состоящей из 0,1 ВПК-402 и 1,0 глинопорошка Альметьевского завода. После закачки ПДС вытеснения нефти продолжают минерализованной водой снова до достижения 100 обводненности продукции. После применения ПДС и вытеснения водой остаточная нефтенасыщенность пластов снизилась до 14,8 и 32,3 а коэффициент вытеснения нефти повысился до 80,6 и 53,70 соответственно для высокопроницаемого и низкопроницаемого пластов. Прирост коэффициента вытеснения нефти в результате применения ПДС составил 0,32 для высокопроницаемого пласта и 41,00 для низкопроницаемого пласта. Прирост коэффициента нефтеотдачи по спаренной модели равен 17,70 Результаты аналогичных опытов по вытеснению нефти при применении ПДС на основе различных концентраций полимеров ВПК-402 и глинистой суспензии приведены в табл. 5. Таким образом, в примерах 1, 2 и табл. 1, 2 показано, что преимущество предлагаемых составов по сравнению с известным заключается в снижении степени адсорбции полимеров в породе пласта и оптимизации динамики осаждения полимерно-дисперсных частиц. Это позволяет более селективно изолировать высокопроницаемые водонасыщенные зоны пласта (пример 4, табл. 4) и в конечном счете приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти из продуктивного пласта. При этом оптимальный средний размер дисперсных частиц, который зависит от проницаемости высокообводненных зон пласта, может быть регулирован путем изменения концентрации поликатионитов и глинопорошка в предлагаемых пределах. Кроме того, как видно из примера 3 и табл. 3, предлагаемый состав более устойчив к воздействию температуры с точки зрения фазового состояния системы. Источники информации: 1. Рахимкулов Р. Ш. Нефтяное хозяйство. 1982. N 1, с. 51 54. 2. Авторское свидетельство N 1710708, E 21 B 43/22, 1992. ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3 ТТТ4

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти из неоднородных по проницаемости пластов, содержащий водорастворимый полимер, глину и воду, отличающийся тем, что в качестве полимера он содержит полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид при следующем соотношении компонентов, мас. Полидиметилдиаллиламмоний хлорид, или полиаминосульфон, или поли-N,N-диметил-N-(2-гидрокси)-пропиламмоний хлорид 0,01-1,0 Глина 0,01-10,0 Вода Остальное

www.freepatent.ru