Сочетание - закачка
Cтраница 1
Сочетание закачки в пласт воды с газом, который смачивает породу пласта в меньшей степени, чем вода и нефть, приводит к более полному отмыву нефти. При этом газ преимущественно вытесняет нефть из крупных пор. Последующая закачка воды приводит к пропитке более мелких каналов и вытеснению из них нефти в более крупные. Газ, находившийся в этих крупных каналах, как наиболее несмачивающаяся фаза, остается в виде рассеянных капель у сужений крупных пор, занимая то место, где находилась бы нефть при отсутствии газа. В итоге вода более полно вытесняет нефть из крупных пор. [1]
Таким образом, сочетание закачки композиции нейтрализованного кислого гудрона и полиглицерина с хлористым кальцием и ЛПЭ-11 позволяет увеличить как коэффициент вытеснения, так и коэффициент охвата. [2]
В случае осуществления в пласте режима несмешивающегося вытеснения при сочетании закачки дымовых газов с водой возникает дополнительный эффект, который до сих пор не учитывался. Закачиваемая в пласт вода растворяет диоксид углерода, содержащийся в дымовых газах. Таким образом в пласте реализуется сочетание вытеснения нефти карбонизированной водой и водно-азотной смесью. Поступление в пласт достаточного количества диоксида углерода и воды, чтобы С02 достиг линии отбора, должно, вообще говоря, привести к увеличению как коэффициента вытеснения, так и коэффициента охвата. Степень этого увеличения должна быть установлена при помощи лабораторных экспериментов. Если она окажется достаточно велика, то это будет означать, что дымовые газы могут эффективно применяться при вытеснении нефтей большей вязкости, чем азот. [3]
Перед рассмотрением механизма, приводящего к увеличению добычи нефти при сочетании закачки в пласт газа и воды, следует напомнить некоторые представления о влиянии смачиваемости породы пласта на процесс вытеснения. [4]
Общий недостаток всех видов газового воздействия на пласт - малый коэффициент охвата вследствие крайне неблагоприятного соотношения подвижностей газовой и нефтяной фаз. Сочетание закачки в пласт газа и воды приводит к уменьшению неоднородности фильтрационного потока, во-первых, из-за более высокой вязкости воды по сравнению с газом, во-вторых, из-за образования в пласте зон трехфазной фильтрации, обладающих повышенным фильтрационным сопротивлением. С другой стороны, массообмен между газовой и нефтяной фазами, приводящий к увеличению подвижности нефтяной фазы при растворении в ней газовых компонентов, а также переход отдельных фракций нефти в газовую фазу обеспечивают повышение эффективности водогазового воздействия по сравнению с обычным заводнением. [5]
Разработаны методы интенсификации нефтедобычи с помощью 0 05 % - ного водного раствора ПАВ. Сочетание закачки ПАВ с другими методами - закачкой двуокиси углерода, отработанной серной кислоты, применением парогенераторов - может резко увеличить извлечение нефти из недр земли. [6]
С повышением минерализации воды ( особенно соли кальция) усугубляется опасность солеотложения в пласте и в промысловом оборудовании при нагнетании в пласт диоксида углерода. Отрицательное влияние этого эффекта уменьшается при сочетании закачки С02 с пресными и слабоминерализованными водами. [7]
Более того, как видно из рис. 3.15, мржет случиться, что закачка С02 с начала разработки в такие пласты может привести к меньшему коэффициенту нефтеотдачи, чем при обычном заводнении. В таких случаях необходимо применять специальные методы - сочетание закачки С02 с закачкой загустителей, пенообразователей и т.п. Нагнетание диоксида углерода в заводненные пласты с технологической точки зрения менее рискованна и, по-видимому, в абсолютном большинстве случаев обеспечит определенный прирост нефтеотдачи. [8]
При разработке залежей высокосмолистых нефтей с аномально вязкими свойствами заводнением даже с применением химических реагентов трудно достичь высокого коэффициента нефтеотдачи. На таких месторождениях приемлемые величины нефтеотдачи достигаются при сочетании закачки в пласт теплоносителей ( пар, горячая вода) с добавками к ним щелочей, то есть термощелочное воздействие на пласты. [9]
Вода, так же как воздух и газы горения, легче проникает в зоны повышенной проницаемости пласта ( по площади и разрезу), сближая во времени подвижности флюидов в частях с повышенной и пониженной проницаемостью пласта. Преимущества процесса влажного внутрипластового горения по сравнению с сухим в данном случае аналогичны преимуществам практикующегося сочетания закачки в пласты газа высокого давления с периодической закачкой воды по сравнению с закачкой только газа высокого давления с целью увеличения нефтеотдачи слабопроницаемых пластов. [10]
Комплекс технологий разрабатывается так, чтобы обеспеч. Применение комплекса технолст выравнивает значения текущей и конечной нефтеотдачи по п щади залежи, исключает выработку заводнением отдельных л кодоступных участков. Это приводит к улучшению показате. При необходимости может 6i предусмотрено сочетание закачки химреагентов с осуществ нием переноса фронта нагнетания воды, организацией оча закачки в отдельные добывающие скважины, выделением зон мостоятельной разработки. Гели, устойчивые к размыву, по чаются при взаимодействии силиката натрия с непрореагиров шей серной кислотой. Образование фильтрующихся осадков; тигается за счет взаимодействия раствора лигносульфонатг отработанной серной кислотой. Улучшение фильтрационных рактеристик пласта осуществляется, например, за счет дв окиси углерода, образующейся при закачке содово-сульфат смеси. [11]
С ростом проницаемости пласта, во многих случаях увеличивается диапазон ее изменения в объеме коллектора. В связи с этим закачку газа высокого давления рекомендуется осуществлять, в первую очередь, в малопроницаемых коллекторах. Оторочки обогащенного газа или С02 в таких коллекторах следует продвигать более дешевым газом - метаном или азотом. Нижний предел проницаемости пластов, в которых возможно сочетание закачки углеводородных газов или диоксида углерода с водой, оценен примерно в 0 005 мкм2, в основном, по техническим причинам, обусловленным отсутствием или недостаточной приемистостью скважин по воде. Следует иметь в виду, что нефтесодержащий пласт должен иметь надежно изолирующие покрышки, предотвращающие возможность утечки флюидов при повышении в нем давления. [12]
В настоящее время рассматривается возможность сочетания циклической закачки С02 и пара. По сравнению с закачкой пара пропитка диоксидом углерода имеет следующие недостатки. Из-за невысокой скорости растворения С02 в нефти часть этого агента может мигрировать в верхние части пласта. Большая часть диоксида углерода добывается затем вместе с нефтью, в то время как при пропитке паром теплота аккумулируется в породе и расходуется на нагрев нефти еще долгое время после извлечения непосредственно контактировавшей с паром нефти. С другой стороны, пар экстрагирует легкие компоненты нефти и в цикле добыче, сопровождающемся снижением температуры, вязкость нефти увеличивается до значений, больших начальной, кроме того из-за конденсации пара происходит падение давления как в период пропитки, так и в период добычи нефти. Сочетание закачки пара и диоксида углерода позволяет избежать недостатков как того, так и другого метода. Рассматривается возможность применения этого комбинированного метода для добычи битума вязкостью Ю5 мПа с и плотностью 1000 кг / и3 при пластовой температуре 16 С. [13]
Кроме того, быстрое продвижение воды в высокопроницаемом пропластке уменьшает время эксплуатации залежи на этапе поддержания давления. Это хорошо видно из рис. 7.5, на котором представлено распределение линий равной водонасыщенности в пласте при закачке оторочки газа. Показатели процесса вытеснения газоконденсатной смеси из пластов, в разрезе которых имеется высокопроницаемый пропласток, в некоторой степени улучшаются при сочетании закачки оторочки газа с небольшой, предварительно нагнетаемой порцией воды. [15]
Страницы: 1 2