Cтраница 2
Волокнисто-дисперсная система воздействия реализуется путем последовательно чередующейся закачки в пласт через нагнетательные скважины оторочки ( от 700 до 1 800 м3) водных суспензий древесной муки и глинопорошка. В результате воздействия компонентов оторочки в пласте образуется набухающая, стойкая к размыву водой система, способствующая повышению фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон. Это приводит к подключению в активную разработку ранее слабодренируемых и неохваченных воздействием зон пласта. [16]
Опытные работы на Ильмовском месторождении по чередующейся закачке воды и нефти, добываемой из залежи бобриковского горизонта, проводятся с середины 1981 года. Физическая основа метода заключается в том, что в пласте создается последовательное чередование зон с высокой и низкой подвижностью флюида. В результате этого повышается фильтрационное сопротивление на высокопроницаемых участках и увеличивается охват заводнением пласта. Лабораторные исследования, выполненные под руководством Глумова И. Ф., показали возможность увеличения нефтеотдачи на 5 - 6 % по сравнению с обычным заводнением. [17]
Однако за много прошедших лет дело до чередующейся закачки воды и нефти не дошло, потому что не удалось начальное и самое простое - обычное заводнение и поддержание пластового давления. Глубина залегания верхних нефтяных пластов относительно небольшая, до 1000 м, поэтому самыми обычными часто применяемыми насосами для нагнетания воды легко осуществляется гидроразрыв и часто проводимыми солянокислотными обработками легко нарушается герметичность нагнетательных, и закачиваемая вода поступает не в нефтяные пласты с высоковязкой нефтью, а в водяные пласты с маловязкой водой. [18]
Сущность технологии применения кислотосодержащих составов заключается в чередующейся закачке в продуктивные пласты через нагнетательные скважины, в зависимости от геологического строения и состояния разработки, различных по составу и свойствам оторочек растворов и суспензий химреагентов и материалов. Подвижность оторочек способствует перемещению нефти в эти слои и интервалы из низкопроницаемых и не охваченных заводнением. Оторочками растворов и суспензий химреагентов являются: раствор высококонцентрированной глинокислоты; ПАВ солянокислотный раствор; раствор высококонцентрированной соляной кислоты; раствор высококонцентрированной глинокислоты с ПАВ и борной кислотой; глинистая суспензия в растворе КМЦ; глинистая суспензия в растворе ПАВ; торфяная суспензия в концентрированном растворе соляной кислоты; водный раствор ПАВ с лигносульфонатом; раствор высоко концентрированной соляной кислоты с лигносульфонатом и ПАВ; раствор ПАВ, эмультала, ГКЖ-11, органического растворителя и воды; глинистая суспензия КМЦ и ПАВ; раствор КМЦ, лигносульфоната и бихромата; раствор полиакриламида, лигносульфоната и бихромата. [19]
Следующее усложнение состоит в том, что применяется чередующаяся закачка воды и некоторой ( обычно небольшой) части добытой высоковязкой нефти; причем пока чередованием воды и нефти охвачена только зона нагнетательной скважины. [20]
Таким образом, здесь было показано, что чередующаяся закачка воды и нефти может обладать большой эффективностью даже на поздней стадии разработки месторождения высоковязкой нефти. [21]
Даны необходимые формулы для расчета эффективности последовательной, а также чередующейся закачки газа и воды в нефтяные пласты; даны достаточно простые и мобильные уравнения для расчета динамики технологических показателей столь сложного процесса, позволяющие проектировать промышленное применение этого процесса на нефтяных залежах. [22]
Когда газ достигает поверхности, давление может быть уменьшено путем чередующейся закачки бурового раствора и выпуска газа. Этот метод известен как глушение с устья. [23]
Для увеличения текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи пластов осуществляют чередующуюся закачку воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. Такую закачку производят в нагнетательных скважинах, от которых закачанная вода уже прорвалась в окружающие добывающие скважины. Благодаря закачке в нефтяные пласты поочередно с водой порций высоковязкой нефти резко уменьшается соотношение подвижностей вытесняющего агента, и увеличиваются дебиты нефти добывающих скважин и конечная нефтеотдача пластов. [24]
Известен способ вытеснения нефти из нефтеводонасы-щенного пласта, заключающийся в чередующейся закачке в пласт оторочек щелочно-силикатного раствора и раствора, содержащего ионы поливалентных металлов. [25]
Использование технологии основано на способности химреагентов активно, а при чередующейся закачке оторочек селективно воздействовать на прослои и интервалы пласта, на породообразующие минералы и насыщающие поровое пространство пород флюиды, образовывать вязкие и стойкие эмульсии, создавать разность электрических потенциалов между промытыми и непромытыми кислотосодержащими составами интервалами продуктивного пласта, увеличивать проницаемость низкопроницаемых прослоев пласта и другое. [26]
Далее в рамках этих вариантов в соответствии с новой технологией применяется чередующаяся закачка воды и небольшой части добытой высоковязкой нефти. Расчеты вариантов представлены в табл. 2.12. По приведенным в табл. 2.12 результатам видно, что лучшим вариантом разработки рассматриваемого нефтяного месторождения является вариант 3.2.1. Нефтеотдача пластов по сравнению с вариантом 3.2 оказывается выше в 0 7287 / 0 5872 1 2410 1 24 раза, а по сравнению с вариантом 1 в 0 7287 / 0 4699 1 5508 1 55 раза. [27]
При применении ПАА наиболее эффективной является технология, при которой производится чередующаяся закачка рас-гвора ПАА и кислоты порциями. [28]
Влажное внутрипластовое горение, как правило, целесообразно осуществлять при последовательно чередующейся закачке в пласт воздуха и воды, причем периоды закачки воздуха обычно продолжительнее периодов закачки воды. [29]
Отмеченный эффект нестационарности или применения замкнуто-упругого режима фильтрации более полно реализуется при чередующейся закачке порций воды и небольших порций добытой высоковязкой нефти. При этом, кроме эффекта нестационарности, проявляет себя эффект повышения вязкости вытесняющего агента. [30]