Der Markt für chemisch verstärkte Ölrückgewinnung ist in den letzten Jahren gewachsen. Studien haben
festgestellt, dass die gemeinsame Verwendung von chemischen Mitteln wie Alkali und Polymeren eine synergetische Wirkung hat
Effekt bei der Steigerung der Ölförderung über zusätzliche Gewinnungen hinaus, die durch Wasserflutungen erreicht werden
Operationen. Die Mechanismen sind im Spiel, wenn es um die chemisch verstärkte Ölrückgewinnung geht
Änderung der Benetzbarkeit und Verringerung der Grenzflächenspannung zwischen der Ölsäurephase und der
wässrige Phase injiziert. Die optimale chemische Zusammensetzung ist wegen der Einzigartigkeit essentiell
Eigenschaften von Stauseen.
In dieser Arbeit werden zur Auswahl Fluid-Fluid- und Gesteinsfluid-Auswertungen im Labor durchgeführt
und optimieren Sie die chemische Lösung, die für weitere Pilotversuchsanwendungen in Betracht gezogen werden soll
9 TH Reservoir des Feldes Matzen nordöstlich von Wien, Österreich. Die Auswertung bestand aus
Messen der IFT-Reduktionswirkung von Alkali- und Alkali-Polymer-Lösungen und Analysieren der
Emulgiervorgang und die Stabilität der Emulsionen beim Zusammentreffen der chemischen Mittel
natürliche Säuren in den Ölproben. Spontane Imbibitionsversuche wurden durchgeführt
zur Analyse und Quantifizierung des Auftretens eines Benetzbarkeitsänderungsmechanismus. Schließlich werden einphasige Kernflutungsexperimente durchgeführt, um die Auswirkung der Polymerretention auf die zu analysieren
Kernpermeabilität und der zusätzliche Fließwiderstand bei Polymeren berücksichtigt werden
injizierte Flüssigkeiten.
In den Auswertungen werden zwei Ölsorten analysiert, eine Ölprobe aus dem 8 TH Reservoir und
ein weiterer aus dem 9. Stausee im Feld Matzen. Beide Ölsorten haben ähnliche TAN und
verseifbare Säuren. Die Chemikalien bestanden aus unterschiedlichen Konzentrationen von zwei verschiedenen Typen
von Alkalien, Natrium- und Kaliumcarbonat, zusammen mit festen Konzentrationen von zwei Arten von
HPAM-Polymere, bezeichnet als KA 5265 und SNF 3630S. 1900 und 1850 ppm von SNF 3630S und
KA 5265 wurden nacheinander in einigen angesetzten Lösungen eingesetzt.
Ein deutlicher Effekt der IFT-Reduktion wurde festgestellt, wenn ein alkalisches Mittel in der Analyse vorhanden war
chemische Lösungen. Das Vorhandensein eines Polymers verringerte jedoch die GFS geringfügig
Reduktionseffekt aufgrund der durch das Polymer bereitgestellten Stabilität. Die zusätzliche Stabilität war auch
in den Phasenverhaltensexperimenten der Verseifungs- und Emulgiervorgang aufgefallen
wurden bei allen alkalihaltigen Lösungen und der entstandenen Emulsionsmittelphase festgestellt
wurde stabilisiert, wenn Polymer auch in der wässrigen Phase vorhanden war. zu zusätzlich
Eine Ölrückgewinnung von 7 % und 33 % wurde für die 9. und 8. Ölprobe nacheinander aufgezeichnet
bei den spontanen Aufnahmetests. Der niedrige IFT-Mechanismus trug zum Anstieg des Ölpreises bei
Produktion.
Darüber hinaus wurden die Ergebnisse anhand des Kapillardiffusionskoeffizienten analysiert. Die Ergebnisse
zeigten, dass der Mechanismus der Veränderung der Benetzbarkeit keine Rolle bei der Erhöhung des Öls spielte
Produktion durch spontane Aufnahme für die 8 TH-Fälle. Jedoch für 9 TH-Fälle Benetzbarkeit
Die Änderung wurde durch eine Kombination aus einer Erhöhung des Diffusionskoeffizienten und einer Verringerung der IFT abgeleitet.
Die einphasigen Flutungsauswertungen ergaben eine Natriumkonzentration von 7500 ppm
Karbonat + 1850 ppm KA 5265 ergibt geringere Fließwiderstandsfaktoren und hat einen geringeren Polymeranteil
Rückhaltevermögen beim Durchströmen der porösen Medien.