Cтраница 3
В случае закачки сточной или пластовой воды фактор остаточного сопротивления может исчезнуть, что сильно снизит эффектив-нось закачки раствора полимера в пласт. [31]
В главе 2 нами подробно описаны технологии полимерного воздействия на пласт во всех модификациях. Было показано, что с целью более эффективного использования полимеров в различных геолого-физических условиях разработан метод воздействия на пласт сшитыми полимерами, позволяющими создать в пласте любые заранее заданные уровни фактора и остаточного фактора сопротивлений, которые практически невозможно достичь при закачке раствора полимера. Область эффективного применения СПС значительно шире, чем при закачке растворов полимеров. [32]
Эффективность процесса резко снижается при убыли ПАВ из мицел-лярного раствора. Так, при Т0 0 8 прирост нефтеотдачи снижается с 20 0 до 4 97 при J & щ 0 9 и с 11 2 до 4 68 при jB № ( У), т.е. приближается к эффективности только за счет закачки раствора полимера. Это объясняется снижением охвата пласта мщеллярным раствором и уменьшением доли пласта, где имел место доотмыв нефти мицеллярным раствором. [33]
Закачка растворов полимеров с предоторочкой пресной воды осуществлена в Татарии на залежах бобриковского горизонта Ромаш-кинского месторождения, на Соколкино-Сарапалинском, Ново-Елховском и Сабанчинском месторождениях. На всех опытных участках получены положительные результаты. Обычно после 4 - 8 месяцев закачки раствора полимера наблюдается снижение или стабилизация обводненности продукции добывающих скважин, а среднесуточные дебиты увеличиваются. [34]
Закачка водных растворов полимера с предоторочкой пресной воды осуществлена в Татарии на залежах бобриковского горизонта Ромашкинского месторождения, на Соколкино-Сарапалинском, Ново-Елховском и Сабанчинском месторождениях. На всех опытных участках получены положительные результаты. Обычно после 4 - 8 месяцев закачки раствора полимера наблюдается снижение или стабилизация обводненности продукции добывающих скважин, а среднесуточные дебиты увеличиваются. Оцененный по характеристикам вытеснения технологический эффект составил 900 - 1300 т ( в среднем 950 т) на 1 тонну закачанного в пласт полимера. [35]
В ряде компрессорных скважин для предотвращения образования эмульсии в колонне подъемных труб закачивают деэмульга-тор. Выбранные скважины были оборудованы дополнительными дозаторными насосами для закачки растворов полимера. [36]
В главе 2 нами подробно описаны технологии полимерного воздействия на пласт во всех модификациях. Было показано, что с целью более эффективного использования полимеров в различных геолого-физических условиях разработан метод воздействия на пласт сшитыми полимерами, позволяющими создать в пласте любые заранее заданные уровни фактора и остаточного фактора сопротивлений, которые практически невозможно достичь при закачке раствора полимера. Область эффективного применения СПС значительно шире, чем при закачке растворов полимеров. [37]
Ее начальный участок имеет линейный характер. После начала закачки раствора полимера наблюдается отклонение от линейной зависимости. В результате закачки загущенной воды обводненность продукции скважин снизилась и в течение двух лет сохранялась на уровне 18 - 22 %, затем обводненность стала увеличиваться, но темп ее роста был значительно меньшим, чем до закачки раствора полимера. [38]
На момент достижения 98 % - ной обводненности увеличение нефтеотдачи достигает 5 6 %, а при доотмыве с 90 % - ной обводненностью - 4 8 % от начальных балансовых запасов нефти. При вытеснении оторочкой раствора примерно на 5 % увеличивается безводная нефтеотдача. До момента т 0 85 доля нефти в продукции достаточно велика. Как и для месторождений с повышенной вязкостью нефти, закачка растворов полимеров в начальной стадии разработки заметно снижает темп заводнения вследствие уменьшения приемистости нагнетательных скважин. [39]
Главная сложность заключается в регулировании скорости процесса сшивки макромолекул полимера. При смешении раствора полимера и сдаь-ватадя зачастую сшивка происходит очень быстро и глубоко, в результате чего уже до закачки системы в пласт образуется прочный гель, который можно использовать для обработки призабойной зоны скважины, но нельзя закачать в достаточно большом объеме на значительные расстояния в пласт в силу его очень высокой вязкости и плохой фильт-руемости. Поэтому система полимеркяпиватвдъ, способ ее приготовления и технология закачки должны быть такими, чтобы процесс сшивки протекал спустя некоторое время после закачки системы, т.е. непосредственно в пласте на значительном расстоянии от нагнетательной скважины. При этом может возрастать фактор сопротивления ( ФС) и обязательно увеличиваться ОФС по сравнению с теми, которые имели место при закачке раствора полимера без сшивающего агента. [40]
Последнее важное обстоятельство, на которое следует обратить внимание при закачке растворов полимеров, - это давление закачки их в пласт. Все это в конечном счете может привести к резкому затуханию фильтрации раствора полимера в водонасыщенную часть пласта, прорыву экранирующей пленки ( зоны) и последующей фильтрации раствора в нефтенасыщенную часть. При закачке растворов в пласт этот процесс может быть зафиксирован как резкое падение давления на устье скважин, несоизмеримое с изменением противодавления столба жидкости на забой. В этих случаях ( особенно при невысоких дебитах скважин по нефти) необходимо приостановить закачку раствора полимера в пласт или резко снизить ее скорость. Опыты на искусственных кернах ( сцементированных песчаниках) и на насыпных грунтах высокой проницаемости ( 8 - 10 мкм2) показали, что после длительного перерыва в фильтрации ( от 2 до 24 ч) наблюдается кратковременное увеличение скорости течения растворов полимеров в пористой среде, связанное, очевидно, с релаксационными процессами. [41]
Путем проведения многовариантных расчетов были установлены некоторые закономерности, часть из которых хорошо согласуется с экспериментальными данными при физическом моделировании процесса. Однако, как будет показано ниже, модель не всегда адекватно отражает физику процесса. Главный недостаток модели ( также как и в модели Леви Б. И.) - расчеты показывают значительное запаздывание реакции добывающих скважин на мероприятия по закачке полимерных композиций. Так, расчеты, проведенные с использованием этой модели, применительно к условиям Сосновского месторождения показали, что добывающие скважины среагировали на закачку раствора полимера только через несколько лет после начала процесса, в то время как реально это произошло через два месяца. [42]