Cтраница 2
Полимерное заводнение применяется для регулирования отношения подвиж-ностей нефтяной и вытесняющей фаз, повышения охвата пласта воздействием и создания благоприятных физико-химических условий для увеличения коэффициента вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, которая значительно слабее, чем в случае с ПАВ. [16]
На первой стадии до получения опыта применения технологии на конкретном объекте для отмыва можно рекомендовать в качестве базовых реагенты, используемые обычно для увеличения коэффициента вытеснения нефти т) выт. ПАВ неионо-генного типа - ОП-10, АФ9 - 10, АФ9 - 12 и др. Поскольку эти реагенты воздействуют в основном лишь на углеводородную часть загрязнителя, на первой стадии предлагается опытным путем подобрать. FeS и МП из ПЗП нагнетательных скважин Очевидно, при высоких значениях а существенный эффект обеспечивается в результате ввода только базового реагента ( без реагента-добавки), если он выбран удачно. [17]
Было установлено, что добавка к 0 01 % раствору АФ-12 реагентов ЛПЭ-1197 или ЛПЭ-1206 - аналогов ЛСФ-1 и ЛПЭ-11В, приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти в центробежном поле. Сравнительный анализ спектров поглощения видимой части спектражжж показал, что коэффициенты светопропускания нефти, вытесняемой раствором ПАВ и тем же раствором с добавкой ЛПЭ-11В, отличаются. В последнем случае меньшая величина коэффициента связана с доот-мывом пленочной нефти, содержащей больше асфальто-смолистых компонентов. [18]
Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования заводнением: циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков, повышение давления нагнетания и форсирование отборов жидкости, а также применение методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений. [19]
Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигают даже при использовании современных методов регулирования заводнением - циклического воздействия, изменения направления фильтрационных потоков, повышения давления нагнетания и форсирования отборов жидкости, а также при применении методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений. [20]
Ромашкинского месторождения Татарстана, Узенско-го месторождения Казахстана, Радаевского, Якушкинского, Козловского, Ново-Запруднинского месторождений Самарской области, Ольховского месторождения Пермской области. Показана возможность увеличения коэффициента вытеснения нефти на 5 - 16 пунктов при несмешивающемся вытеснении и до 23 пунктов при условиях, близких к смесимости нефти с двуокисью углерода. [21]
Было получено некоторое увеличение коэффициента вытеснения нефти. По-видимому, растворы НПАВ должны лучше вытеснять нефть из капилляров с малыми радиусами, которых больше в низкопроницаемых образцах породы. [22]
Имеются многочисленные лабораторные исследования по вытеснению нефти из кернов с помощью воды, обработанной ПАВ. Наиболее эффективными с точки зрения увеличения коэффициента вытеснения нефти являются неио-ногенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10. Наибольшее увеличение нефтеотдачи кернов имеет место при отсутствии погребенной воды. Эта величина получена путем исследования искусственных образцов пористой среды, насыщенных арланской нефтью и не содержащих погребенную воду. [23]
В сложившейся технико-экономической ситуации в разработке нефтяных месторождений в последнее время усилия ученых и производственников главным образом направлены на создание технологий, обеспечивающих улучшение конечной выработки запасов нефти за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием. Несколько ослаблено внимание к развитию методов увеличения коэффициента вытеснения нефти из пористой среды. [24]
Так, в частности, было показано, что адсорбированные породой асфальтены образуют пленки толщиной Ю 6 см, в результате стенки поровЫх каналов гидрофобизуются. Это приводит к снижению водопроницаемости и увеличению коэффициента вытеснения нефти водой. [25]
В целях повышения нефтеотмывающих способностей к закачиваемой воде добавляют химические реагенты. Добавка к воде активных веществ приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой за счет лучшего смачивания поверхности поровых каналов и проявления капиллярного впитывания в условиях микронеоднородной пористой среды. [26]
В соответствии с современными представлениями при вытеснении нефти водным раствором полимера достигается регулирование отношения подвижностей нефтяной и вытесняющей фаз. Повышается охват пласта воздействием, создаются благоприятные физико-химические условия для увеличения коэффициента вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, которая значительно слабее, чем в случае с ПАВ. [27]
Важнейшее направление повышения эффективности разработки нефтяных месторождений связано с применением новых методов вытеснения нефти из пласта для увеличения его нефтеотдачи. Увеличения коэффициента нефтеотдачи достигают при повышении охвата пласта воздействием, увеличении коэффициента вытеснения нефти, а также при переводе нефти в другое фазовое состояние. [28]
Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды. [29]
Прирост коэффициента вытеснения нефти зависит от концентрации применяемых химических продуктов и объемов создаваемых в пласте оторочек технологических жидкостей. С увеличением этих параметров возрастает значение остаточного сопротивления для воды и происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка. [30]