Cтраница 3
Хотя, бывает, преувеличивают и говорят: закачка полимеров, когда фактически в закачке 99 9 % воды и только 0 1 % полимеров. [31]
К этой же группе относятся методы снижения проницаемости породы для - воды закачкой раствора ПАА в сочетании с реагентами, образующими осадок при смешении. В этом случае ПАА вследствие адсорбции связывает частицы осадка ( суспензии) между собой и со стенками пор. Снижение проницаемости и закупорка пор могут быть достигнуты также путем закачки полимера с активатором. [32]
Сопоставление показателей разработки центральной части нефтяной оторочки и полосы, прилегающей к барьеру, дало основание считать, что закачка полимера гасит гетерогенную неустойчивость вытеснения. Спустя два месяца было зафиксировано значительное повышение дебитов и снижение обводненности нефти по скв. Остальные эксплуатационные скважины на закачку полимера реагировали слабо. [33]
Здесь с самого начала закачивали 0 025 % - ный раствор пушера, причем общий его объем составил 8 % объема пор участка. Это подтверждает известное положение, что при закачке полимера в локально обводненный пласт достигается меньший эффект. [34]
Изоляционные работы с использованием полиакриламида проводят достаточно широко и на промыслах США. Технология обработки эксплуатационных скважин аналогична предложенной нами. Из этих работ следует, что данный способ ограничения водопритока в обводнившихся скважинах высокоэффективен. В работах [80, 94] дан анализ результатов изоляционных работ закачкой полимера в пласт на площади Бимис Шатс ( США), где было осуществлено более 100 обработок. Практически по всем скважинам резко сократился приток воды, а добыча нефти возросла. Коэффициент успешности обработок на этой площади близок к единице. [35]
Опыт разработки залежи Крейн показывает, насколько эффективным может быть оперативное изменение системы воздействия на нефтегазокон-денсатныс пласты. Здесь применили уникальную технологию добычи нефти, но особенно важно то, что к ней пришли в результате систематических наблюдений за состоянием оторочки при различных способах воздействия на пласт. Загущение воды полимером с целью создания устойчивого барьера между нефтяной и газовой зонами само по себе является крупным достижением в области совершенствования барьерного заводнения. Это мероприятие, к тому же, позволило установить, что в местных условиях закачка полимера значительно улучшает коэффициент охвата. Распространение полимерного заводнения на всю нефтенасыщенную зону весьма благоприятно сказалось на нефтеотдаче. В то же время следует отметить, что не удалось остановить движение оторочки регулированием дебитов путем форсированного отбора нефти. [36]
Опыт разработки залежи Крейн показывает, насколько эффективным может быть оперативное изменение системы воздействия на нефтегазо-конденсатные пласты. Здесь была применена уникальная технология добычи нефти, но особенно важно то, что к ней пришли в результате систематических наблюдений за состоянием оторочки при различных способах воздействия на пласт. Загущение воды полимером с целью создания устойчивого барьера между нефтяной и газовой зонами само по себе является крупным достижением в области совершенствования барьерного заводнения. Это мероприятие, к тому же, позволило установить, что в местных условиях закачка полимера значительно улучшает коэффициент охвата. Распространение полимерного заводнения на всю нефтенасыщенную зону весьма благоприятно сказалось на нефтеотдаче. В то же время следует отметить, что не удалось остановить движение оторочки регулированием де-битов путем форсированного отбора нефти. [37]
Существует несколько механизмов адсорбции ПАВ. Механизм адсорбции зависит от содержания соединений металлов на поверхности перового пространства коллекторов, наличия двухвалентных ионов, способности ПАВ диффундировать в глубокие поры. Для того чтобы свести адсорбцию ПАВ к минимуму, следует знать механизм адсорбции и тогда действовать в направлении либо введения защитных агентов ( адсорбируются вместо полезных ПАВ), либо изменения динамики закачки ПАВ. С другой стороны, адсорбция химреагента может иметь положительный характер, например, в случае закачки полимеров для загущения фронта вытесняющей воды. При необратимой адсорбции полимерного вещества эффективное сечение пор, через которое движется вода, уменьшается, чем создается повышенное сопротивление движению воды. [38]
Существует несколько механизмов адсорбции ПАВ. Механизм адсорбции зависит от содержания соединений металлов на поверхности порового пространства коллекторов, наличия двухвалентных ионов, способности ПАВ диффундировать в глубокие поры. Для того чтобы свести адсорбцию ПАВ к минимуму, следует знать механизм адсорбции и тогда действовать в направлении либо введения защитных агентов ( адсорбируются вместо полезных ПАВ), либо изменения динамики закачки ПАВ. С другой стороны, адсорбция химреагента может иметь положительный характер, например, в случае закачки полимеров для загущения фронта вытесняющей воды. При необратимой адсорбции полимерного вещества эффективное сечение пор, через которое движется вода, уменьшается, чем создается повышенное сопротивление движению воды. [39]
Кроме того, было показано, что закачку раствора полимера целесообразно проводить на ранней стадии разработки залежей. В работах [69, 81, 103] приведен анализ влияния на эффективность процесса таких параметров, как водонефтяное отношение перед началом закачки загущенной воды и количество израсходованного полимера. Для анализа были использованы данные по 34 опытным участкам. Закачка полимера на ранней стадии разработки ( ВНО 0 02 - 2 0) позволила дополнительно добыть от 1000 до 3000 м3 нефти на 1 т полимера, а на поздней стадии от 0 до 1000 м3 нефти на 1 т полимера. Для эффективного применения загустителей на более поздней стадии разработки: требуется больший расход полимеров. [40]
Сопоставление показателей разработки центральной части нефтяной оторочки и полосы, прилегающей к барьеру, дало основание считать, что закачка полимера гасит гетерогенную неустойчивость вытеснения. В связи с этим было принято решение закачать в центральные нагнетательные скважины порции полимерного раствора повышенной концентрации, чтобы блокировать промытые водой зоны пласта. Спустя два месяца было зафиксировано значительное повышение дебитов и снижение обводненности нефти по скв. Остальные эксплуатационные скважины на закачку полимера реагировали слабо. [41]
Третью группу объектов, выделенных с помощью метода главных компонент, составляют площади Ромашкинского месторождения Татарстана, а также некоторые месторождения Прикамской группы, основным базисным нефтеносным объектом которых являются отложения терригенного девона. Объекты характеризуются сложным неоднородным строением и маловязкими нефтями. Залежи Ромашкинского месторождения находятся на поздней стадии разработки, что обусловливает падение добычи нефти. В связи с этим по мере выработки запасов резко возрастает необходимость применения МУН для извлечения остаточных запасов из заводненных пластов. Как видно из табл. 23, для геолого-физических условий залежей терригенного девона Татарстана уже в настоящее время имеются достаточно эффективные методы увеличения нефтеотдачи - гидродинамические, закачка полимеров и полимеро-дисперсных систем, эфира целлюлозы, микробиологические методы воздействия. Одним из наиболее высокоэффективных методов применительно к геологическим условиям Ромашкинского месторождения является нестационарное заводнение, повышающее коэффициент нефтеизвлечения на 3 - 10 пунктов. [42]
Опытами доказано, что наилучшие условия для вытеснения нефти создаются тогда, когда вязкость вытесняющегося раствора превышает вязкость вытесняемой жидкости. Однако при этом сильно повышается давление нагнетания, что приводит к неприятным последствиям. Самые плохие условия получаются, тогда, когда вытеснение осуществляется ньютоновской жидкостью, вязкость которой ниже вязкости вытесняемой фазы, как. При этом с самого начала закачки образуются языки обводнения, которые увеличиваются по мере закачки. Полное вытеснение наступает только при прокачке жидкости в количестве 10 объемов пор, тогда как при заводнении неньютоновской жидкостью с [ г 0 13 П требуется закачать жидкости в количестве 1 2 объема пор, а при закачке полимеров - соответственно 1 8 объема пор. [43]
Промысловые испытания полимера ВО-160, как реагента против солеотложения в лифтовых трубах, были проведены в скв. Трубы этой скважины, 80 % продукции которой составляет пластовая вода щелочного типа с соленостью по Боне 1 8, периодически забивались соединениями солей. В первые дни закачки были отобраны и исследованы пробы воды. Согласно результатам исследований ( рис. 91), соленость В и плотность у воды при закачке полимера больше, чем до закачки, что свидетельствует о более полном выносе солей из лифтовых труб. [44]
Анализ промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой позволяет утверждать, что закачиваемая вода в большинстве случаев полностью поглощается вскрытыми интервалами фильтра скважин. Вместе с тем, не все интервалы фильтра полностью принимают воду. Основная часть воды поглощается наиболее проницаемыми пластами нижних интервалов VII горизонта, меньшая часть воды - серединой и незначительная - верхними интервалами. Такая картина наблюдается в основном при давлении нагнетания 20 МПа. При изменении давления нагнетания происходит перераспределение приемистости отдельных пропласт-ков. Так, при уменьшении давления с 20 до 6 МПа приемистость малопроницаемых пропластков снижается до нуля. Уменьшается и суммарная приемистость скважин. Для выравнивания профиля приемистости в проекте разработки ( 1978 г.) рекомендована добавка в нагнетаемую воду полимеров. Опытные работы по применению водо - и нефтерастворимых полимеров проводят с конца 1979 г., и в течение последующих пяти лет закачка полимеров эффективно осуществлена в десяти скважинах. [45]