Вытесняющий агент

Cтраница 2

Последующая подача вытесняющего агента обеспечивает вынос пластовой продукции в добывающую скважину. Повторение цикла при повышенной вязкости последних порций загущенного раствора обеспечивает более высокие перепады давления между зонами с хорошей и слабой проницаемостью и, соответственно, проникновение НВА и отток жидкости из более удаленных или менее проницаемых участков зоны со слабой проницаемостью. Этому же способствуют межслойные перетоки в пределах зоны проницаемости, образующиеся при предыдущих циклах воздействия на пласт. [16]

В качестве вытесняющего агента, увеличивающего нефтеотдачу, применяют карбонизированную воду-водный раствор углекислого газа. Углекислый газ хорошо растворяется в нефти. При растворении СО2 в воде и в нефти уменьшается поверхностное натяжение на границе раздела фаз. За счет этого снижается остаточная нефтенасыщенность и увеличивается коэффициент вытеснения. Растворение СО2 в воде увеличивает ее вязкость, растворение СО2 в нефти снижает вязкость нефти и увеличивает фазовую проницаемость. Этим достигается контроль за подвижностью фаз и, тем самым, увеличение коэффициента охвата. [17]

Расчет динамики закачки вытесняющего агента и потребного количества подачи внешней воды ведется по прежним формулам. [18]

При полном использовании вытесняющего агента имеется в виду плавное постепенное сужение площади нефтяной залежи с замещением нефти в освобождаемом перовом пространстве вытесняющим агентом: наступающей водой, расширяющимся газом из газовой шапки, или тем и другим. [19]

При повышении вязкости вытесняющего агента в v раз происходит уменьшение коэффициента различия физических свойств. [20]

Поскольку процессы закачки вытесняющего агента ( воды) в пласт и притока флюида ( нефти и воды) из пласта противоположны по воздействию на коллектор, мы рассмотрим раздельно материалы по нагнетательным и по добывающим скважинам. В качестве показателя проявления деформаций будут приняты характер изменения продуктивности ( дебита) скважин, обводненности продукции при различных величинах забойного и пластового давлений, а также коллекторских характеристик пласта ( гидропро-водности, проницаемости) по данным гидродинамических исследований при различных режимах нестационарных и установившихся процессов фильтрации. С учетом характера деформаций коллекторов будут оценены оптимальные величины пластового и забойного давления в скважинах. [21]

Для оценки влияния вытесняющего агента на конечные результаты вытеснения обычно является достаточным определение коэффициента вытеснения, так как в результате лабораторных исследований его величина может быть получена с достаточной степенью точности для того или иного реагента. [22]

При недостаточной прокачке вытесняющего агента будет завышена величина рон - остаточной нефтенасыщенности и занижен Кй - коэффициент вытеснения; при недостаточном числе исследований, поскольку неоднородность получаемых значений рон достаточно велика, по крайней мере существенна, результат может быть ненадежным, среднее значение рон может быть завышенным или заниженным; вообще, возможность определения ( Зои - остаточной нефтенасыщенности по небольшой совокупности образцов породы нефтяных пластов, когда надо определять по большой совокупности, таит в себе большую опасность. [23]

Перед основным фронтом вытесняющего агента имеется несколько оторочек того же агента, меченного различными индикаторами. [24]

При этом процессе вытесняющим агентом является газ, состоящий преимущественно из метана. Необходимая переходная зона может образоваться за счет промежуточных углеводородов, содержащихся в пластовой нефти. Эти углеводороды могут выделяться из нефти вследствие их обратного испарения; при соответствующих температурах и давлениях система нефть-газ переходит в однофазное состояние. [25]

Первый вариант предусматривал закачку вытесняющего агента в скважины, расположенные на периферийных участках залежи, что обеспечивало формирование фронта вытеснения от крыльевых участков месторождения к купольной части. Второй вариант основывался на очаговой закачке вытесняющего агента ( т.е. группами скважин) в купольной части залежи, что позволяло добиться высокой эффективности закачки, так как в этой области расположены высокодебитные скважины с хорошей приемистостью и сосредоточены основные запасы углеводородного сырья. Третий и четвертый варианты предусматривали закачку сухого газа в купольной части залежи, как и во втором технологическом варианте, но суммарный годовой отбор в обоих вариантах ограничивался объемом закачки вытесняющего агента. [26]

Нефтеотдача в неоднород - [ IMAGE ] Дополнительная нефтеотдача ном пласте. при доотмыве нефти, карбонизиро. [27]

Карбонизированная вода в качестве вытесняющего агента может оказаться достаточно эффективной не только при использовании ее с самого начала разработки залежи, но и в случае, когда месторождение уже в какой-то степени истощено обычным заводнением. С целью выяснения эффективности до-отмыва нефти карбонизированной водой были проведены специальные расчеты. Полученные результаты подтверждают возможность эффективного доот-мыва нефти карбонизированной водой даже из высокообводнеи-ных пластов. [28]

При использовании в качестве вытесняющего агента воды добыча ее вместе с нефтью в некоторых, количествах, как мы видели, неизбежна и необходима. Скорость продвижения воды в насыщенные нефтью зоны ограничена и зависит, помимо прочих факторов, от пластового давления. [29]

Требования, предъявляемые к вытесняющим агентам, и меры безопасности применения агентов составляются в соответствии с РД по методам, а физико-химические свойства их берутся из ГОСТ и ТУ и приводятся раздельно для каждого рабочего агента. [30]

Страницы: 1 2 3 4