А   Б  В  Г  Д  Е  Є  Ж  З  І  Ї  Й  К  Л  М  Н  О  П  Р  С  Т  У  Ф  Х  Ц  Ч  Ш  Щ  Ю  Я 


Витісняє агент

Витісняють агенти закачують в такій послідовності. Спочатку в пласті створюють оторочку з вуглеводневої розчинника, загущенного полімером, потім оторочку водного розчину полімеру, після чого переміщають оторочку по пласту промисловий стічною водою.

Псевдотройная діаграма процесів витіснення нафти вуглеводневими газами. Витісняє агент складається переважно з метану з сухим газом з області BC MGi - Повне змішування між газом і нафтою не досягається.

Витісняє агент прорветься в свердловини раніше, ніж їх досягне плоский розрахунковий контур, і деякий час свердловини будуть давати спільно нафту і витісняє агент.

Схема установки для витіснення нафти з пористої середовища. Витісняє агентом служив піроконденсата з щільністю 789 кг /м3 і в'язкістю Д2119 мПа с, а витісняється рідиною - нафта з наступними параметрами.

Поздовжній геологічний профіль. | Залежність рс від i]/r o. Відсутня завдання витісняє агента. Режим течії рідини замкнуто-пружний. Відбувається природне виснаження пластової енергії.

До прориву витісняє агента, що наступив після введення в пласт 048 обсягів стисненого газу, було отримано 34% нафти, вважаючи на завантажену нафту.

Зниження рухливості витісняє агента благотворно впливає на динаміку і кінцеві показники зсуву оторочек.

Як витісняє агента знаходять застосування димові (вихлопні) гази.

Як витісняє агента на дослідній ділянці слабопроницаемих колекторів використовується високомінералізована вода щільністю 1180 - 1200 кг /м3 із загальною мінералізацією 250 - 300 г /л з нижчих горизонтів Д - П і Д-IV. Вода видобувається двома водозабірних свердловинами, обладнаними насосами УЕЦН-250. Все нагнітальні свердловини обладнані УЕЦН-80 або УЕЦН-130 на прийом яких подається вода з водозабірних свердловин під тиском до 5 0 МПа. Контроль за приемистостью здійснюється турбінними витратомірами.

Капілярний вбирання витісняє агента в нафто-насичену породу визначається, в основному, розривом плівки нафти на твердій поверхні.

Однак витрати витісняють агентів (при рівноцінних обсягах облямівки), а отже, і терміни розробки родовищ в цих дослідах істотно розрізняються.

Умовне зміна параметрів при циклічному фізико-хімічному впливі на пласт.
 Подальша подача витісняє агента забезпечує винос пластової продукції в видобувну свердловину. Повторення циклу при підвищеній в'язкості останніх порцій загущенного розчину забезпечує більш високі перепади тиску між зонами з хорошою і слабкою проникністю і відповідно, проникнення НВА і відтік рідини з більш віддалених або менш проникних ділянок зони зі слабкою проникністю. Цьому ж сприяють міжшарові перетоки в межах зони проникності що утворюються при попередніх циклах впливу на пласт.

Як витісняє агента, що збільшує нефтеотдачу, застосовують карбонізувалось воду-водний розчин вуглекислого газу. Вуглекислий газ добре розчиняється в нафті. При розчиненні СО2 у воді і в нафти зменшується поверхневий натяг на межі поділу фаз. За рахунок цього знижується залишкова нефтенасищенность і збільшується коефіцієнт витіснення. Розчинення СО2 у воді збільшує її в'язкість, розчинення СО2 в нафти знижує в'язкість нафти і збільшує фазову проникність. Цим досягається контроль за рухливістю фаз і тим самим, збільшення коефіцієнта охоплення.

Розрахунок динаміки закачування витісняє агента і необхідної кількості подачі зовнішньої води ведеться за колишніми формулами.

При повному використанні витісняє агента мається на увазі плавне поступове звуження площі нафтового покладу з заміщенням нафти в звільняє перовому просторі витісняє агентом: наступаючої водою, розширюється газом з газової шапки, або тим і іншим.

При підвищенні в'язкості витісняє агента в v разів відбувається зменшення коефіцієнта відмінності фізичних властивостей.

Оскільки процеси закачування витісняє агента (води) в пласт і припливу флюїду (нафти і води) з пласта протилежні за впливом на колектор, ми розглянемо окремо матеріали по нагнітальним і по видобувним свердловин. Як показник прояву деформацій будуть прийняті характер зміни продуктивності (дебіту) свердловин, обводнення продукції при різних величинах забійного і пластового тисків, а також колекторських характеристик пласта (Гідропром-водності проникності) за даними гідродинамічних досліджень при різних режимах нестаціонарних і усталених процесів фільтрації. З урахуванням характеру деформацій колекторів будуть оцінені оптимальні величини пластового і забійного тиску в свердловинах.

Для оцінки впливу витісняє агента на кінцеві результати витіснення зазвичай є достатнім визначення коефіцієнта витіснення, так як в результаті лабораторних досліджень його величина може бути отримана з достатнім ступенем точності для того чи іншого реагенту.

При недостатній прокачування витісняє агента буде завищена величина сторін - залишкової нефтенасищенності і занижений Кй - коефіцієнт витіснення; при недостатньому числі досліджень, оскільки неоднорідність одержуваних значень сторін досить велика, по Принаймні істотна, результат може бути ненадійним, середнє значення сторін може бути завищеним або заниженим; взагалі можливість визначення (Зої - залишкової нефтенасищенності по невеликій сукупності зразків породи нафтових пластів, коли треба визначати по великій сукупності таїть в собі велику небезпеку.

Перед основним фронтом витісняє агента є кілька оторочек того ж агента, міченого різними індикаторами.

при цьому процесі витісняє агентом є газ, що складається переважно з метану. Необхідна перехідна зона може утворитися за рахунок проміжних вуглеводнів, що містяться в пластової нафти. Ці вуглеводні можуть виділятися з нафти внаслідок їх зворотного випаровування; при відповідних температурах і тисках система нафту-газ переходить в однофазне стан.

Перший варіант передбачав закачування витісняє агента в свердловини, розташовані на периферійних ділянках поклади, що забезпечувало формування фронту витіснення від крильевих ділянок родовища до купольної частини. Другий варіант ґрунтувався на осередкової закачування витісняє агента (тобто групами свердловин) в купольної частини поклади, що дозволяло домогтися високої ефективності закачування, так як в цій області розташовані високодебітние свердловини з хорошою приемистостью і зосереджені основні запаси вуглеводневої сировини. Третій і четвертий варіанти передбачали закачування сухого газу в купольної частини поклади, як і у другому технологічному варіанті але сумарний річний відбір в обох варіантах обмежувався об'ємом закачування витісняє агента.

Нефтеотдача в неоднорідний -[IMAGE ]Додаткова нефтеотдача ном шарі. при доотмиве нафти, карбонизируют. Карбонізувалось вода в якості витісняє агента може виявитися досить ефективною не тільки при використанні її з самого початку розробки поклади, але і в разі коли родовище вже в якійсь мірі виснажене звичайним заводнением. З метою з'ясування ефективності до-відмивання нафти карбонізувалось водою були проведені спеціальні розрахунки. Отримані результати підтверджують можливість ефективного доот-промивали нафти карбонізувалось водою навіть з високообводнеі-них пластів.

При використанні в якості витісняє агента води видобуток її разом з нафтою в деяких, кількостях, як ми бачили, неминуча і необхідна. Швидкість просування води в насичені нафтою зони обмежена і залежить, крім інших факторів, від пластового тиску.

Вимоги, що пред'являються до витісняють агентам, і заходи безпеки застосування агентів складаються відповідно до РД по методам, а фізико-хімічні властивості їх беруться з ГОСТ і ТУ і наводяться окремо для кожного робочого агента.

Зазвичай, чим міцніше адсорбируется витісняє агент, тим повніше десорбція раніше адсорбованого компонента і тим менше необхідну витрату витісняє агента. Однак застосування міцніше адсорбируемого витісняє агента створює додаткову проблему подальшого видалення його з шару молекулярних сит перед повторним включенням адсорбера в процес.

Коефіцієнт охоплення продуктивних порід впливом витісняє агента (зазвичай закачиваемой води) являє собою відношення обсягу продуктивних нефтенасищенних порід, які відчувають вплив витісняє агента, до сумарного обсягу цих порід. Аналогічно - в розрізі кожної свердловини коефіцієнт впливу визначається як відношення потужності пластів, що піддаються впливу, до сумарної ефективної нефтенасищенной потужності.

Використання рідкого пропану в якості витісняє агента може виявитися успішним не тільки при експлуатації нізкопроніцаемих і обводнених пластів, але і при розробці водоплавних покладів, що дуже важливо, так як через необмеженого припливу підошовної води відбір нафти з них пов'язаний з великими труднощами.

Якщо з питань впливу температури витісняє агента і співвідношення вязкостей води і нафти на нефтеотдачу серед дослідників існує єдність думок, то за впливом на результати витіснення інших-регульованих параметрів заводнення в літературі опубліковано безліч суперечливих поглядів.

Істотна різниця в'язкості нафти і витісняє агента негативно діє на тлі неоднорідності.

За отриманими значеннями граничної частки витісняє агента визначають сумарний відбір нафти в частках рухливих запасів нафти (/ С3) і розрахунковий сумарний відбір рідини в частках рухливих запасів нафти (F) для періоду закачування газу і для всього періоду промислової розробки.

Закачування в пласт як витісняє агента пара або води з високою температурою забезпечує істотний прогрів пласта і переклад високов'язкої нафти в вільно поточну середу, роблячи можливою промислову розробку таких родовищ.

У разі застосування в якості витісняє агента розчину на нафтовій основі припиняється рух останнього вгору після зупинки продавкі так як різниця між питомою вагою глинистого розчину і розчину на нафтовій основі незначна.

Відомо, що чим вище в'язкість витісняє агента, тим вище і ефективніше витіснення.

На основі отриманої інформації під закачування витісняє агента вибирають ті свердловини, які дозволять досягти максимального поточного і сумарного видобутку нафти. У приконтурної області під закачування води будуть призначені свердловини, що потрапили в зони пониженою та нульовою нафтової товщини і підвищеної водяній товщини.

Аналогічно задають послідовність значень граничної частки витісняє агента (зазвичай витісняє води) в дебите видобувних свердловин (від нульових і низьких значень обводнення до середніх, високих і дуже високих, близьких до 1) і отримують послідовність значень нафтовіддачі. З точністю до постійного сомножителя це будуть значення коефіцієнта заводнення, який показує залежність нафтовіддачі пластів від граничної обводнення видобувних свердловин, від кратності прокачування витісняє води через нафтові пласти.

Схема трещиноватости колектора, зафіксована методом СЛ. При здійсненні даної технології спостерігаються прориви витісняє агента в видобувні свердловини.

З рис. 9 бачимо зміну витрати витісняє агента ДС-Na в функції часу.

Механізм розширення зони високої насиченості породи витісняє агентом і впровадження її в зону високої нефтенасищенності приблизно однаковий як в разі води, так і в разі газу. Різниця головним чином кількісна в зв'язку з різною в'язкістю води і газу.

При цьому між витісняється рідиною і витісняє агентом усувається межа розділу фаз.

Максимальна концентрація першого індикатора в відбирає витісняє агента спостерігається на самому початку, коли відбір агента гранично близький до нуля, тоді концентрація цього індикатора максимально велика. У всі наступні часи концентрація неухильно знижується. У цьому незручність першого індикатора - час його Появи в добувній свердловині не так пов'язано з середньою проникністю експлуатованих нафтових пластів і ефективністю спільної роботи нагнітальної і видобувної свердловини, скільки з проникністю самих високопроникних трубок струму, що йдуть від нагнітальної до добувної, частка яких мала і тому випадкова , відповідно також випадкова похибка визначення концентрації. Виходить, що за першим індикатором можна судити про швидкість і величиною переміщення фронту витісняє агента до добувної свердловині. Швидкий проскок першого індикатора зовсім не означає швидкий рух витісняє агента з експлуатаційного об'єкту.

Особливостями процесу експлуатації цієї поклади є нагнітання витісняють агентів в обсягах, достатніх, щоб досягти і перевищити початковий пластовий тиск і значне промивання ділянок поклади, що обслуговуються нагнітальними свердловинами.

Вище зазначалося, що зі збільшенням в'язкості витісняє агента нефтеотдача зростає. В'язкість піни може перевищувати в'язкість води в 5 - 10 разів. Крім того, наявність в піні поверхнево-активних речовин сприяє поліпшенню її нефтевимивающіх властивостей. Передбачається при цьому, що адсорбція поверхнево-активних речовин породою буде протікати менш активно, так як бульбашки піни контактують з породою тільки в окремих точках.

А - вагова і розрахункова граничні частки витісняє агента в дебите свердловини.

Схема трещиноватости колектора, зафіксована методом СЛ. При здійсненні даної технології - спостерігаються прориви витісняє агента в видобувні свердловини.

При закачуванні ТЖУ, одночасно з нагнітанням витісняє агента, хвиля підвищеного тиску, просуваючись від видобувних свердловин до нагнітальним, сприяє зміні напрямку фільтрації рідини в пласті а також сприяє підвищенню нафтовіддачі пластів.

З фізичних міркувань очевидно, що частка витісняє агента в видобутої продукції горизонтальної свердловини досягне 100% при нескінченній промиванні пласта.

Оцінимо коефіцієнт заміщення на момент Тобі прориву витісняє агента в ГС.

Положення кордону розділу між витісняє і витісняється агентами до моменту прориву витісняє флюїду в ГС. З фізичних міркувань очевидно, що частка витісняє агента в видобутої продукції горизонтальної свердловини досягне 100% при нескінченній промиванні пласта.