Закачка - карбонизированная вода
Cтраница 3
Разработка нефтяных месторождений Западной Сибири на современном этапе характеризуется высокими темпами добычи нефти и вовлечением в эксплуатацию месторождений с применением новых методов увеличения нефтеизвлечения, интенсификации добычи, подготовки и транспорта нефти, воды и попутного нефтяного газа. К таким методам относятся: закачка карбонизированной воды, жидкого диоксида углерода, серной и других кислот, оксида-та, кислотных пен, горячей воды, пара, вод поверхностных горизонтов, мицеллярных и щелочных растворов, растворов ПАВ; тепловое воздействие на пласт; обработка призабойной зоны и оборудования большим арсеналом химических реагентов для предотвращения соле - и парафиноотложений и улучшения эксплуатационных характеристик скважин и др. В настоящее время ведущим способом интенсификации добычи нефти является разработка нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Основной объем нефти в Западной Сибири добывают с применением заводнения нефтяных пластов речной, озерной, сточной и минерализованной водами различных эксплуатационных горизонтов. [31]
Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления ( превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной воды и ССЪ - необходимы очень большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах также вызывает большие технические трудности и требует специальных капитальных вложений. [32]
Отмеченные характерные особенности вариантов сохраняются и в случае применения рассматриваемых методов не с начала разработки, а на более поздней стадии - - при доотмыве нефти. Здесь также наибольший технологический эффект дает закачка карбонизированной воды, а наименьший - горячей воды. [33]
Таким образом, при фильтрации карбонизированной воды в пласте может иметь место неравновесный процесс уменьшения приемистости скважин. С целью повышения приемистости рекомендуется проводить закачку карбонизированной воды циклически с периодическими остановками, достаточными для возвращения жидкости в исходное или квазиравновесное состояние. [34]
Таким образом, при фильтрации карбонизированной воды в пласте может иметь место неравновесный процесс уменьшения приемистости скважин. С целью повышения приемистости рекомендуется проводить закачку карбонизированной воды циклически с периодическими остановками, достаточными для возвращения жидкости в исходное или квазиравновесное состояние. [35]
 |
Зависимость дополнительной нефтеотдачи т, приходящейся на один объем пор закачанной воды, от количества V прокачанной воды. [36] |
Эти данные представлены на рис. 47; кривые 1, 2, 3, 4 соответствуют степени карбонизации воды 1 0; 2 4; 4 0 и 5 3 % СО2, а кривая 5 показывает. Как видно, увеличение темпа доотмыва нефти начинается-после закачки карбонизированной воды в количестве, равном объему порового пространства. [37]
На примере Арланского месторождения проанализирована техичко-экономическая эффективность закачки водных растворов поверхностно-активных веществ, полимеров, карбонизированной и горячей воды. Из числа рассмотренных методов наибольший технологический эффект может быть достигнут при закачке карбонизированной воды и растворов ПАВ. [38]
Приемистость нагнетательных скважин увеличивалась на 50 - 80 %, темп обводнения оставался устойчивым и после перехода с закачки карбонизированной воды на обычную. [39]
По технологии применения методов также должны быть приняты два-три варианта. При вытеснении нефти двуокисью углерода необходимо принимать для рассмотрения три варианта: закачка оторочки СО2 объемом 15 % от объема пор пласта, закачка чередующихся малых ( 1 - 3 % от объема пор) оторочек СО2 и воды и закачка карбонизированной воды. Могут рассматриваться варианты разрарботки также и по характеристике используемых технических средств при реализации методов. [40]
Метод повышения нефтеотдачи с использованием диоксида углерода действительно характеризуется большими объемами подачи реагента в пласт. Например, при технологии закачки карбонизированной воды темп подачи реагента, например часовой или суточный его расход, в расчете на 100 % - ный реагент примерно в 60 - 200 раз выше, чем, допустим, при закачке растворов поверхностно-активных веществ или полимерных растворов. [41]
Как показывают исследования, объем растворителей при закачке должен составлять от 5 до 15 % объема пласта между линиями нагнетания и отбора. Для закачки газа требуются очень мощные компрессорные установки высокого давления ( превышающие пластовое), что приводит к большим удельным расходам энергии на единицу добытой нефти по сравнению, например, с закачкой воды. Для реализации перспективного метода - закачки карбонизированной воды и СО2 - необходимы очень большие количества углекислого газа, получение которого в нужных количествах также вызывает большие технические трудности и требует специальных капитальных вложений. [42]
 |
Зависимость нефтеотдачи однородного пласта г от объема относительной закачки воды Упор при вытеснении нефти водой и оторочками СС2 разного размера. [43] |
С уменьшением этого отношения уменьшается вязкостная неустойчивость продвижения СО2 ( он более равномерно распределяется по пласту), уменьшается вероятность преждевременного прорыва СО2 по высокопроницаемым слоям в нагнетательные скважины и в результате увеличивается коэффициент охвата. При некоторых соотношениях воды и СО2 коэффициент охвата может быть выше, чем при обычном заводнении или при нагнетании карбонизированной воды. Вместе с тем при малом соотношении объемов газа и воды процесс по эффективности приближается к закачке карбонизированной воды. [44]
Большинство опубликованных данных о результатах лабораторных и теоретических ( на математических моделях) исследований свидетельствует об устойчивом увеличении нефтеотдачи при воздействии углекислого газа на модель нефтяного пласта. Увеличение нефтеотдачи в лабораторных условиях наблюдается также при капиллярной пропитке пористой среды карбонизированной водой. Из рис. 95 следует, что наибольший эффект получается, если COj закачивают в пласт на ранней стадии разработки, хотя закачка карбонизированной воды приводит к существенному доотмыву остаточной нефти. [45]
Страницы: 1 2 3 4