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Study on Relation between Hydrodynamic Feature Size of HPAM and Pore Size of Reservoir Rock in Daqing OilfieldEstudio sobre la relación entre el tamaño de la característica hidrodinámica de la HPAM y el tamaño de los poros de la roca del yacimiento en el campo petrolífero de Daqing

Resumen

El mecanismo de flujo del fluido inyectado se estudió mediante experimentos de desplazamiento del núcleo a presión constante en el documento. Se asume bajo la condición del gradiente de presión constante en la formación profunda basado en la característica de la distribución del gradiente de presión entre los pozos de inyección y producción y la movilidad de los diferentes sistemas de polímeros en el yacimiento profundo. Además, se analizó cuantitativamente la tasa de flujo de la corriente constante y se midió el gradiente de presión de flujo crítico de diferentes parámetros de inyección de soluciones de polímeros en diferentes núcleos de permeabilidad. El resultado mostró que el tamaño de la característica hidrodinámica del polímero aumenta con el incremento del peso molecular. Si la concentración de las soluciones de polímero se superpone más allá de la concentración crítica, entonces las cadenas moleculares se enredan y causan el aumento de su tamaño hidrodinámico. El tamaño de la característica hidrodinámica del polímero disminuye a medida que aumenta la salinidad del agua de dilución. Cuando el radio medio del poro central y de la garganta era de 5 a 10 veces el tamaño de la característica hidrodinámica del sistema polimérico, la solución polimérica tenía una mejor compatibilidad con la estructura microscópica de los poros del yacimiento. La estimación de la movilidad de las soluciones poliméricas en el medio poroso puede utilizarse para orientar el plan de desplazamiento del polímero y seleccionar los parámetros óptimos de inyección.

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