Cтраница 2
На темп отбора нефти, кроме некоторых других факторов, влияют также конфигурация и размеры залежи. Это отношение может оказаться таким, при котором срок разработки залежи сильно растягивается в связи с консервацией центральной части залежи. Для этого кроме законтурного нагнетания можно осуществить внутриконтурное нагнетание - разрезать залежь рядами нагнетательных скважин на отдельные поля и тем самым значительно удлинить контур нефтеносности, а следовательно, и внешние ряды эксплуатационных скважин. [16]
Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицеллярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа ( нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем, что при перемещении раствора по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура. Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа - с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обусловливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. В связи с неблагоприятным влиянием солей на структуру раствора метод целесообразно применять для эксплуатационных объектов, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды. Температура пластов не должна превышать 70 - 90 С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАВ. [17]
Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Механизм процесса пока находится в стадии изучения. Имеющийся опыт позволяет рекомендовать применение известных мицеллярных растворов на залежах нефти в терригенных коллекторах перового типа ( не трещиноватых), сравнительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Это связано с тем, что при движении в резко неоднородном коллекторе и при контакте с карбонатным цементом может нарушиться структура раствора. Вязкость пластовой нефти не должна превышать 20 мПа - с, поскольку вязкость раствора и вытесняющего агента должны быть примерно такими же. Приготовление и закачка раствора большей вязкости связаны со значительными трудностями. В связи с резким снижением эффективности метода при контакте мицеллярных растворов с минерализованными пластовыми водами применять его целесообразно на месторождениях, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды или после предварительной закачки в пласт пресной воды. Температура пласта не должна превышать 70 - 90 С. [18]
Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Механизм процесса пока находится в стадии изучения. Имеющийся опыт позволяет рекомендовать применение известных мицеллярных растворов на залежах нефти в терригенных коллекторах норового типа ( не трещиноватых), сравнительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Это связано с тем, что при движении в резко неоднородном коллекторе и при контакте с карбонатным цементом может нарушиться структура раствора. Вязкость пластовой нефти не должна превышать 20 мПа - с, поскольку вязкость раствора и вытесняющего агента должны быть примерно такими же. Приготовление и закачка раствора большей вязкости связаны со значительными трудностями. В связи с резким снижением эффективности метода при контакте мицеллярных растворов с минерализованными пластовыми водами применять его целесообразно на месторождениях, разрабатываемых с внутриконтурным нагнетанием пресной воды или после предварительной закачки в пласт пресной воды. Температура пласта не должна превышать 70 - 90 С. [19]