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
Приріст - коефіцієнт - витіснення
Приріст коефіцієнтів витіснення для окремих інтервалів зміни відносин К1 /К2 різний.
Приріст коефіцієнта витіснення за рахунок застосування міцелярного розчину після звичайного заводнення склав 11%; додатково було вилучено 22% від обсягу залишкової нафти. Основна кількість (до 70%) додатково видобутої нафти було вилучено при мінімальній обводнення рідини. Це вказує на формування вала нафти перед облямівкою міцелярного розчину.
Приріст коефіцієнта витіснення нафти залежить від концентрації застосовуваних хімічних продуктів і обсягів створюваних в пласті оторочек технологічних рідин. Зі збільшенням цих параметрів зростає значення залишкового опору для води і відбувається збільшення коефіцієнта витіснення нафти з низькопроникних пропластками.
Приріст коефіцієнта витіснення нафти, рівний 8 - Г1%, було отримано для всіх моделей карбонатного пласта і був відсутній при використанні суміші реагентів для витіснення нафти з моделей терригенного пласта. Приріст коефіцієнта витіснення за рахунок використання суміші при заводнении карбонатного колектора був отриманий за безводний період, що вказує на зниження міжфазного натягу на фронті витіснення.
Потім приріст коефіцієнта витіснення знижується і при обсягах закачування сухого газу більше 1 5 норовить обсягу коефіцієнт витіснення встановлюється на значеннях 094 - 095 і змінюється вже дуже незначно.
Зіставлення значень приросту коефіцієнта витіснення і залишкового фактора опору дозволяє оцінювати ступінь впливу на неоднорідний пласт.
Дані про приріст коефіцієнта витіснення в зоні кожної свердловини визначаються по рис. 326 і наведені нижче.
Заслуговує на увагу динаміка приросту коефіцієнта витіснення по відношенню до сумарної площі діаграми, обмеженою віссю безрозмірного часу т, кривої коефіцієнта витіснення (3 і кінцевою ординатою ткс. При витісненні розчином ПАР крива ((2) вже при прокачуванні 0 5 порового об'єму отримує по суті основне збільшення по відношенню до кривої р (1) на воді. Подальше збільшення становить, як правило, 1 - 2% навіть при прокачуванні 25 - 35 порових об'ємів розчину ПАР. Якщо розглядати зазначену динаміку на етапі прокачування до 3 - х порових обсягів (щоб наблизитися за цим показником до реальних пластовим умовам), то зроблений вище висновок повністю зберігає свою силу. Приріст коефіцієнта витіснення на розчині ПАР відбувається на початковому етапі, а далі (після прокачування 0 5 - 1 0 порового об'єму) його приріст незначно.
Порівняльна активність композицій хімреагентів. Причому, величина приросту коефіцієнта витіснення пластів групи Б в три рази перевищує значення Ар пластів групи А.
З цієї ж причини приріст коефіцієнта витіснення залежить від нефтенасищенності досліджуваного зразка до моменту початку закачування розчину.
Починаючи з певних концентрацій, приріст коефіцієнта витіснення не збільшується: в динаміці витіснення нафти розчинами різної концентрації є певні відмінності. Вони викликані зміною величини адсорбції ПАР в пласті.
Сформульований вище перший висновок про переважне прирості коефіцієнта витіснення на етапі прокачування перших трьох обсягів розчину НПАВ дозволяє, на нашу думку, грунтуючись на[3, 13], Припустити, що на цьому етапі відбувається переважна розподіл НПАВ в нафту.
Для карбонатних колекторів, навпаки, приріст коефіцієнта витіснення може бути досягнутий в будь-якому діапазоні зміни міжфазного натягу або швидкості фільтрації води. Більш висока чутливість карбонатних колекторів до зміни факторів, які чинять спротив регулювання (міжфазне натяг, швидкість фільтрації), обумовлена більшою неоднорідністю структури порового простору і гидрофобностью поверхні по порівняно з теригенними колекторами. Це підтверджується експериментальними дослідженнями, проведеними на зразках керна вапняків і пісковиків з певним ступенем неоднорідності структури порового простору за розміром порових каналів. Дослідження були проведені на 32 зразках карбонатних порід турнейских, намюрс-ких, башкирських, Верейський і каширских. Карбонати були представлені біоморфного, детрітовимі і мікрозерниста різницями, а теригенні породи - слабогліністимі пісковиками з домішкою алевролитов. Тип колектора в обох випадках порові.
Залежно сумарного коефіцієнта витіснення газу від відносного обсягу V витісняє газу при різних швидкостях газу.
Як видно з рис. 919 приріст коефіцієнта витіснення газу після прориву витісняє газу до виходу моделі (на графіку - в момент відхилення від прямолінійної залежності) супроводжується значним збільшенням відносного обсягу витісняє газу. Важливо відзначити те, що більш високі значення коефіцієнта витіснення для одних і тих же відносних обсягів закачування досягаються при більш низьких темпах відбору газу. Це означає, що при відносно малих швидкостях витіснення дифузний і конвективний перенос речовини в розглянутих гетерогенних середовищах дуже впливає на здобичі азоту (газоконденсатной системи) з пористих блоків.
Аналіз результатів розрахунків показує, що приріст коефіцієнта витіснення нафти Д (5 для того ж співвідношення вуглеводневого газу і СС2 залежить від залишкової нефтенасищен-ності пористого середовища. Дана залежність для газового співвідношення 1: 1 приведена на рис. 4.8. Причому із зростанням частки ССЬ в газовій суміші нахил кривої зменшується.
Залежність коефіцієнта витіснення нафти водою від проникності девонського пісковика Сергіївської нафтового родовища. Подальше збільшення проникності не позначається істотно на прирості коефіцієнта витіснення нафти водою.
згідно рівняння (412), для даної облямівки можна оцінити приріст коефіцієнта витіснення при різних значеннях залишкової нефтенасищенності пористого середовища. Порівняння інтенсивності доотмива (с) і кінцевого коефіцієнта витіснення () для однакового значення залишкової нефтенасищенності показує, що інтенсивність доотмива зростає з ростом змісту СС2 в газовій суміші.
Це особливо наочно видно з графіка 4.7 на якому показана залежність приросту коефіцієнта витіснення від обсягу закачування СО2 і його суміші з вуглеводневим газом. При невеликих обсягах закачування (до 0 2 - Уп) ефективності СО2 і його суміші з газом практично не розрізняються.
Ефективність впливу оцінюється за залишковим коефіцієнту опору пористого середовища при фільтрації води і по приросту коефіцієнта витіснення нафти з моделі пористого середовища. Перший з них дозволяє оцінити вплив технологічної рідини на фільтраційні характеристики, а другий - повноту витіснення нафти з моделі пласта.
Як видно з табл. 4.8 кращі результати отримані для пластів групи Б, причому приріст коефіцієнта витіснення нафти максимальний для композицій, що містять нейтралізований кислий гудрон.
На жаль, через недостатність кількості експериментів не представляється можливим простежити вплив розмірів оторочек хімреагентів на приріст коефіцієнта витіснення для неоднорідних пластів. За даними виконаних лабораторних дослідів вдається лише відзначити тенденцію зміни характеристик витіснення зі збільшенням розмірів оторочек. Важливе значення має при цьому використання буферних оторочек з розчинів полімерів.
Вихідними даними для проведення таких розрахунків служать результати лабораторних досліджень, отриманих при різних значеннях факторів, що впливають на приріст коефіцієнта витіснення. На стадії обґрунтування промислових дослідів за основний технологічний показник приймається приріст кінцевої нафтовіддачі в порівнянні з очікуваної за проектом розробки об'єкта.
Залежність приросту коефіцієнта витіснення нафти Afi від обсягу закачування витісняють агентів т. У - СО2. 2 - СО2 газ. Друга облямівка газової суміші в досвіді 3 розміром 0 2 У при утриманні ССЬ - 50% привела до приросту коефіцієнта витіснення на 805%, що також підтверджує висновок про більш високу ефективність нагнітання газової суміші в порівнянні з облямівкою водогазовой ПЕС.
Це є, ймовірно, поряд з несприятливим співвідношенням рухливості нафти і розчину ОП-10 однієї з причин відсутності для даної нафти приросту коефіцієнта витіснення.
Результати лабораторних досліджень процесів витіснення залишкової нафти з моделей неоднорідних пластів із застосуванням ПДС дозволяють оцінити вплив проникності-ної неоднорідності пласта і обсягу облямівки на приріст коефіцієнта витіснення.
Результати лабораторних досліджень процесів витіснення залишкової нафти з моделей неоднорідних пластів із застосуванням ПДС дозволяють оцінити вплив проніцаемостной неоднорідності пласта і обсягу облямівки на приріст коефіцієнта витіснення.
Коефіцієнт неоднорідності структури перового простору за розміром порових каналів зразків карбонатних порід в середньому в 1 7 рази вище, ніж у теригенних зразків, а приріст коефіцієнта витіснення, отриманий в результаті застосування суміші розчинів хімічних реагентів, в 2 2 рази більше також і для карбонатних зразків. ці дані підтверджують припущення про можливість більш ефективного застосування деяких фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі, наприклад, заводнення з ПАР і лужного заводнення при розробці карбонатних пластів в порівнянні з використанням цих методів при розробці теригенних пластів.
Приріст коефіцієнта витіснення склав 407%, що свідчить про достатню ефективність складу.
Результати досліджень свідчать про більш високу нефтеотмивающей здатності композиції розчинів ОП-10 і каустичної соди на гідрофобних моделях пласта. Приріст коефіцієнтів витіснення змінювався від 0 до 16 2% і залежав від залишкової нефтенасищенності і змісту ОП-10 у водному розчині /Міткою залежності між вмістом каустичної соди в розчині ОП-10 і приростом коефіцієнтів витіснення встановлено не було.
Приріст коефіцієнта витіснення нафти, рівний 8 - Г1%, було отримано для всіх моделей карбонатного пласта і був відсутній при використанні суміші реагентів для витіснення нафти з моделей терригенного пласта. Приріст коефіцієнта витіснення за рахунок використання суміші при заводнении карбонатного колектора був отриманий за безводний період, що вказує на зниження міжфазного натягу на фронті витіснення.
Фазова р - Г - діа-грами для багатокомпонентної вуглеводневої системи для визначення термодинамічних умов смешиваемости при закачуванні газу. З-критична точка. | огинають лінії критичних точок бінарних систем, що містять метан. Техніко-економічна оцінка доцільності впровадження методу робиться з урахуванням витрат на спорудження та експлуатацію спеціальних компресорних станцій, трубопровідних комунікацій, вартості закачується газу, втрат, пов'язаних з його тимчасової консервацією в пласті. Критерієм є приріст коефіцієнтів витіснення в порівнянні зі звичайним заводнением.
Для визначення доцільності описаного підходу були проведені спеціальні розрахунки. Передбачалося, що приріст коефіцієнта витіснення за рахунок ПАР, відповідний наведеним на рис. 17 фазовим проникність, досягається при 005% - ної концентрації розчину. З подальшим підвищенням концентрації цей приріст і значення фазової проникності для нафти не збільшуються.
Численні експериментальні дослідження, виконані в ТатНІПІнефть, показали, що застосування концентрованих розчинів ПАР в умовах первинного витіснення нафти з моделей теригенних порід істотно покращує процес витіснення нафти. Кілька більшого значення приросту коефіцієнта витіснення, що дорівнює 3 5 - 4%, було отримано при використанні моделей малопроникних пористих середовищ.
У дослідах встановлено, що при початковій нефтенаси-щенности пласта водні розчини ОП-10 в досліджуваному діапазоні концентрацій мають кращі нефтевитес-няющее властивостями, ніж стічна вода промислу. НПАВ з повністю нефтенасищенной пористого середовища приріст коефіцієнта витіснення найпомітніший. З ростом обводнення пористого середовища ефективність знижується. При поточній нефтенасищенності, рівною 45% від початкової, приріст коефіцієнта витіснення ще перевищує величину помилки лабораторного експерименту, а при меншій нефтенасищенності приріст коефіцієнта витіснення (1 5 - 2%) стає рівним величині помилки лабораторного експерименту.
При нагнітанні водної дисперсії - суміші масло - і водорозчинного НПАВ в обводнених нафтової пласт відбувається освіту поверхнево-активних композиційних систем змінного складу, що характеризуються різним рівноважним станом. У табл. 341 представлені результати моделювання нефтевитесненія, приріст коефіцієнта витіснення і додатковий видобуток нафти на 1 т витраченого НПАВ. Як видно з даних табл. 341 параметри технологічної ефективності запропонованих композицій близькі за величиною, що дає можливість підбирати їх по доступності компонентів і технічних засобів, для промисловий реалізації, а також з урахуванням досліджень на зразках керна - по фільтраційним параметрам, регулювати глибину впливу на пласт і тим самим охоплення його витісненням.
Характер зміни кривої фільтраційного опору зумовлює і величину приросту середнього коефіцієнта витіснення нафти з неоднорідного пласта. Після закачування 1 5 перового обсягу води після ПДС приріст коефіцієнта витіснення для пластів склав 2 4% проти 4 7% для пласта з маловязкой нафтою в аналогічних умовах. Поліпшення процесу витіснення при цьому відбувається за рахунок збільшення охоплення пласта впливом за рахунок активізації витіснення нафти з низькопроникних про-ПЛАСТКО.
При вирівнюванні концентрацій ПАР на вході і виході моделі пористого середовища приріст коефіцієнта витіснення не була отримана, хоча і спостерігалося деяке помутніння витісняється води через утворення водонефтя-ної емульсії.
При розробці і впровадженні нових технологій збільшення кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі пластів технологічну ефективність їх оцінюють на різних етапах. На першому етапі в якості основного показника ефективності нового методу приймають приріст коефіцієнта витіснення нафти в порівнянні з витісненням закачиваемой водою, застосовуваної в системі впливу на поклад. Крім того, експериментальні дослідження дозволяють приблизно оцінити вплив на приріст коефіцієнта витіснення таких факторів, як склад композиційних систем, концентрації реагентів у водних розчинах, розміри оторочек закачуваних розчинів хімреагентів або композицій. У лабораторних дослідах представляється можливим визначити і питома витрата хімічних реагентів на одиницю об'єму додатково витісненої нафти.
Стосовно площі діаграми від осі ординат до ординати, що відповідає закінчення кривої С /С0 в точці С /С0 1 площа, обмежена цією кривою і кінцевої ординатою, на порядок менше. Крива С /С0 знаходиться в межах прокачування розчину ПАР, коли по суті приросту коефіцієнта витіснення не відбувається.
Виконано великий обсяг експериментальних досліджень з вибору найбільш ефективних варіантів технології довитесненія залишкової нафти з використанням композиції ПАС. По кожному варіанту технології оцінені основні кількісні показники процесу: повний коефіцієнт витіснення нафти, приріст коефіцієнта витіснення, залишкова нефтенасищенность пористого середовища в кінці процесу витіснення.
Результати досліджень свідчать про більш високу нефтеотмивающей здатності композиції розчинів ОП-10 і каустичної соди на гідрофобних моделях пласта. Приріст коефіцієнтів витіснення змінювався від 0 до 16 2% і залежав від залишкової нефтенасищенності і змісту ОП-10 у водному розчині /Міткою залежності між вмістом каустичної соди в розчині ОП-10 і приростом коефіцієнтів витіснення встановлено не було.
У процесі витіснення нафти поверхнево-активні речовини впливають на такі взаємопов'язані фактори: міжфазне натяг на кордоні нафту - вода і поверхневий натяг на межі вода - порода і нафту - порода, обумовлене їх адсорбцією на цих поверхнях розділу фаз. Крім того, дія поверхнево-активних речовин проявляється в зміні виборчого змочування поверхні породи водою і нафтою, розрив і відмиванні з поверхні порід плівки нафти, стабілізації дисперсії нафти в воді, прирості коефіцієнтів витіснення нафти водною фазою при примусовому витісненні і при капілярної просочення, в підвищенні відносних фазових проникностей пористих середовищ.
Залежно сумарного коефіцієнта витіснення газу від відносного обсягу витісняє газу при різних швидкостях газу, м /с. | Залежність відно - шення обсягів витісняється і витісняє газу від швидке - д. Та газу. На рис. 2.6 показані залежності сумарного (повного) коефіцієнта витіснення газу від відносного обсягу витісняє газу при різних швидкостях газу в моделі. Як видно з рис. 2.6 приріст коефіцієнта витіснення газу після прориву витісняє газу до виходу з моделі (на графіку в момент відключення від лінійної залежності) супроводжується значним збільшенням відносного обсягу витісняє газу. Характерно, що більш високі значення коефіцієнта витіснення газу для одних і тих же відносних обсягів витісняє газу досягаються при більш низьких його швидкостях.
При розробці і впровадженні нових технологій збільшення кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі пластів технологічну ефективність їх оцінюють на різних етапах. На першому етапі в якості основного показника ефективності нового методу приймають приріст коефіцієнта витіснення нафти в порівнянні з витісненням закачиваемой водою, застосовуваної в системі впливу на поклад. Крім того, експериментальні дослідження дозволяють приблизно оцінити вплив на приріст коефіцієнта витіснення таких факторів, як склад композиційних систем, концентрації реагентів у водних розчинах, розміри оторочек закачуваних розчинів хімреагентів або композицій. У лабораторних дослідах представляється можливим визначити і питома витрата хімічних реагентів на одиницю об'єму додатково витісненої нафти.
У ряді робіт[14, 15]оцінюється вплив літологічних особливостей колектора на ефективність застосування хімічних реагентів. Так, для карбонатних колекторів відзначено більш інтенсивне збільшення коефіцієнта витіснення нафти, ніж для теригенних. Показано, що в карбонатних колекторах, на відміну від теригенних, приріст коефіцієнта витіснення може бути досягнутий в будь-якому діапазоні зміни міжфазного натягу або швидкості фільтрації води. Це обумовлено більшою неоднорідністю порового простору і гидрофобностью поверхні карбонатних колекторів, що дозволяє вважати застосування деяких фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі (заводнення з ПАР, лужне заводнення) більш ефективним, ніж при розробці теригенних пластів.
Необхідність правильного моделювання в лабораторних умовах фізико-хімічних методів збільшення нафтовіддачі викликана не тільки наукової значимістю, а й, головним чином, великою практичною актуальністю, так як саме на базі лабораторних досліджень створюються технологічні схеми і проводяться дослідно-промислові роботи по застосуванню сучасних методів збільшення нафтовіддачі . Неправильні висновки на стадії лабораторного моделювання можуть або дискредитувати високоефективний метод, або, навпаки, викликати невиправдано великі матеріальні витрати при впровадженні в промислових масштабах малоефективного способу збільшення нафтовіддачі. При цьому слід підкреслити, що мова йде не тільки про величину приросту коефіцієнта витіснення.
При закачуванні в пласт розчину ПАР відбувається не змішується витіснення нафти. Фазова проникність для розчину в залежності від властивостей ПАР, нафти і породи може бути як вище, так і нижче фазової проникності для води. У неоднорідних пластах помітний вплив на процес витіснення можуть надати гравітаційні, капілярні і дифузійні сили. Саме прирости коефіцієнта витіснення і адсорбції є факторами, що визначають ефективність методу.
Залежність коефіцієнта витіснення Г в нафти прісною водою (7 і облямівкою 1% - ного розчину ал-кілсульфоната (2 з карбонатних порід Баклановский родовища від відносного обсягу прокачаної рідини VIV. Оскільки зміст алкилсульфонатов в прісній воді досить висока, розчин реагенту вводили в зразки у вигляді облямівки (025 порового об'єму), а потім закачували прісну воду. При використанні облямівки 1% - ного розчину алкилсульфонатов для витіснення нафти з карбонатних порід досягається значний приріст коефіцієнта витіснення - до 12% в порівнянні з прісною водою. Причому збільшення коефіцієнта витіснення на відміну від неіоногенних ПАР відбувається в основному за безводний період (рис. 60), що ще більше підвищує ефективність застосування даного ПАР. Слід зазначити, що величина приросту коефіцієнта витіснення знижується зі збільшенням проникності порід, що, мабуть, пов'язано з особливостями зміни неоднорідності структури порового простору і смачиваемости поверхні карбонатних колекторів порового типу для порід різної проникності. При використанні розчину алкилсульфонатов для витіснення нафти з теригенних порід отриманий невеликий приріст коефіцієнта витіснення тільки за моделями пласта з низькою проникністю.
Приріст коефіцієнта витіснення за рахунок застосування міцелярного розчину після звичайного заводнення склав 11%; додатково було вилучено 22% від обсягу залишкової нафти. Основна кількість (до 70%) додатково видобутої нафти було вилучено при мінімальній обводнення рідини. Це вказує на формування вала нафти перед облямівкою міцелярного розчину.
Приріст коефіцієнта витіснення нафти залежить від концентрації застосовуваних хімічних продуктів і обсягів створюваних в пласті оторочек технологічних рідин. Зі збільшенням цих параметрів зростає значення залишкового опору для води і відбувається збільшення коефіцієнта витіснення нафти з низькопроникних пропластками.
Приріст коефіцієнта витіснення нафти, рівний 8 - Г1%, було отримано для всіх моделей карбонатного пласта і був відсутній при використанні суміші реагентів для витіснення нафти з моделей терригенного пласта. Приріст коефіцієнта витіснення за рахунок використання суміші при заводнении карбонатного колектора був отриманий за безводний період, що вказує на зниження міжфазного натягу на фронті витіснення.
Потім приріст коефіцієнта витіснення знижується і при обсягах закачування сухого газу більше 1 5 норовить обсягу коефіцієнт витіснення встановлюється на значеннях 094 - 095 і змінюється вже дуже незначно.
Зіставлення значень приросту коефіцієнта витіснення і залишкового фактора опору дозволяє оцінювати ступінь впливу на неоднорідний пласт.
Дані про приріст коефіцієнта витіснення в зоні кожної свердловини визначаються по рис. 326 і наведені нижче.
Заслуговує на увагу динаміка приросту коефіцієнта витіснення по відношенню до сумарної площі діаграми, обмеженою віссю безрозмірного часу т, кривої коефіцієнта витіснення (3 і кінцевою ординатою ткс. При витісненні розчином ПАР крива ((2) вже при прокачуванні 0 5 порового об'єму отримує по суті основне збільшення по відношенню до кривої р (1) на воді. Подальше збільшення становить, як правило, 1 - 2% навіть при прокачуванні 25 - 35 порових об'ємів розчину ПАР. Якщо розглядати зазначену динаміку на етапі прокачування до 3 - х порових обсягів (щоб наблизитися за цим показником до реальних пластовим умовам), то зроблений вище висновок повністю зберігає свою силу. Приріст коефіцієнта витіснення на розчині ПАР відбувається на початковому етапі, а далі (після прокачування 0 5 - 1 0 порового об'єму) його приріст незначно.
Порівняльна активність композицій хімреагентів. Причому, величина приросту коефіцієнта витіснення пластів групи Б в три рази перевищує значення Ар пластів групи А.
З цієї ж причини приріст коефіцієнта витіснення залежить від нефтенасищенності досліджуваного зразка до моменту початку закачування розчину.
Починаючи з певних концентрацій, приріст коефіцієнта витіснення не збільшується: в динаміці витіснення нафти розчинами різної концентрації є певні відмінності. Вони викликані зміною величини адсорбції ПАР в пласті.
Сформульований вище перший висновок про переважне прирості коефіцієнта витіснення на етапі прокачування перших трьох обсягів розчину НПАВ дозволяє, на нашу думку, грунтуючись на[3, 13], Припустити, що на цьому етапі відбувається переважна розподіл НПАВ в нафту.
Для карбонатних колекторів, навпаки, приріст коефіцієнта витіснення може бути досягнутий в будь-якому діапазоні зміни міжфазного натягу або швидкості фільтрації води. Більш висока чутливість карбонатних колекторів до зміни факторів, які чинять спротив регулювання (міжфазне натяг, швидкість фільтрації), обумовлена більшою неоднорідністю структури порового простору і гидрофобностью поверхні по порівняно з теригенними колекторами. Це підтверджується експериментальними дослідженнями, проведеними на зразках керна вапняків і пісковиків з певним ступенем неоднорідності структури порового простору за розміром порових каналів. Дослідження були проведені на 32 зразках карбонатних порід турнейских, намюрс-ких, башкирських, Верейський і каширских. Карбонати були представлені біоморфного, детрітовимі і мікрозерниста різницями, а теригенні породи - слабогліністимі пісковиками з домішкою алевролитов. Тип колектора в обох випадках порові.
Залежно сумарного коефіцієнта витіснення газу від відносного обсягу V витісняє газу при різних швидкостях газу.
Як видно з рис. 919 приріст коефіцієнта витіснення газу після прориву витісняє газу до виходу моделі (на графіку - в момент відхилення від прямолінійної залежності) супроводжується значним збільшенням відносного обсягу витісняє газу. Важливо відзначити те, що більш високі значення коефіцієнта витіснення для одних і тих же відносних обсягів закачування досягаються при більш низьких темпах відбору газу. Це означає, що при відносно малих швидкостях витіснення дифузний і конвективний перенос речовини в розглянутих гетерогенних середовищах дуже впливає на здобичі азоту (газоконденсатной системи) з пористих блоків.
Аналіз результатів розрахунків показує, що приріст коефіцієнта витіснення нафти Д (5 для того ж співвідношення вуглеводневого газу і СС2 залежить від залишкової нефтенасищен-ності пористого середовища. Дана залежність для газового співвідношення 1: 1 приведена на рис. 4.8. Причому із зростанням частки ССЬ в газовій суміші нахил кривої зменшується.
Залежність коефіцієнта витіснення нафти водою від проникності девонського пісковика Сергіївської нафтового родовища. Подальше збільшення проникності не позначається істотно на прирості коефіцієнта витіснення нафти водою.
згідно рівняння (412), для даної облямівки можна оцінити приріст коефіцієнта витіснення при різних значеннях залишкової нефтенасищенності пористого середовища. Порівняння інтенсивності доотмива (с) і кінцевого коефіцієнта витіснення () для однакового значення залишкової нефтенасищенності показує, що інтенсивність доотмива зростає з ростом змісту СС2 в газовій суміші.
Це особливо наочно видно з графіка 4.7 на якому показана залежність приросту коефіцієнта витіснення від обсягу закачування СО2 і його суміші з вуглеводневим газом. При невеликих обсягах закачування (до 0 2 - Уп) ефективності СО2 і його суміші з газом практично не розрізняються.
Ефективність впливу оцінюється за залишковим коефіцієнту опору пористого середовища при фільтрації води і по приросту коефіцієнта витіснення нафти з моделі пористого середовища. Перший з них дозволяє оцінити вплив технологічної рідини на фільтраційні характеристики, а другий - повноту витіснення нафти з моделі пласта.
Як видно з табл. 4.8 кращі результати отримані для пластів групи Б, причому приріст коефіцієнта витіснення нафти максимальний для композицій, що містять нейтралізований кислий гудрон.
На жаль, через недостатність кількості експериментів не представляється можливим простежити вплив розмірів оторочек хімреагентів на приріст коефіцієнта витіснення для неоднорідних пластів. За даними виконаних лабораторних дослідів вдається лише відзначити тенденцію зміни характеристик витіснення зі збільшенням розмірів оторочек. Важливе значення має при цьому використання буферних оторочек з розчинів полімерів.
Вихідними даними для проведення таких розрахунків служать результати лабораторних досліджень, отриманих при різних значеннях факторів, що впливають на приріст коефіцієнта витіснення. На стадії обґрунтування промислових дослідів за основний технологічний показник приймається приріст кінцевої нафтовіддачі в порівнянні з очікуваної за проектом розробки об'єкта.
Залежність приросту коефіцієнта витіснення нафти Afi від обсягу закачування витісняють агентів т. У - СО2. 2 - СО2 газ. Друга облямівка газової суміші в досвіді 3 розміром 0 2 У при утриманні ССЬ - 50% привела до приросту коефіцієнта витіснення на 805%, що також підтверджує висновок про більш високу ефективність нагнітання газової суміші в порівнянні з облямівкою водогазовой ПЕС.
Це є, ймовірно, поряд з несприятливим співвідношенням рухливості нафти і розчину ОП-10 однієї з причин відсутності для даної нафти приросту коефіцієнта витіснення.
Результати лабораторних досліджень процесів витіснення залишкової нафти з моделей неоднорідних пластів із застосуванням ПДС дозволяють оцінити вплив проникності-ної неоднорідності пласта і обсягу облямівки на приріст коефіцієнта витіснення.
Результати лабораторних досліджень процесів витіснення залишкової нафти з моделей неоднорідних пластів із застосуванням ПДС дозволяють оцінити вплив проніцаемостной неоднорідності пласта і обсягу облямівки на приріст коефіцієнта витіснення.
Коефіцієнт неоднорідності структури перового простору за розміром порових каналів зразків карбонатних порід в середньому в 1 7 рази вище, ніж у теригенних зразків, а приріст коефіцієнта витіснення, отриманий в результаті застосування суміші розчинів хімічних реагентів, в 2 2 рази більше також і для карбонатних зразків. ці дані підтверджують припущення про можливість більш ефективного застосування деяких фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі, наприклад, заводнення з ПАР і лужного заводнення при розробці карбонатних пластів в порівнянні з використанням цих методів при розробці теригенних пластів.
Приріст коефіцієнта витіснення склав 407%, що свідчить про достатню ефективність складу.
Результати досліджень свідчать про більш високу нефтеотмивающей здатності композиції розчинів ОП-10 і каустичної соди на гідрофобних моделях пласта. Приріст коефіцієнтів витіснення змінювався від 0 до 16 2% і залежав від залишкової нефтенасищенності і змісту ОП-10 у водному розчині /Міткою залежності між вмістом каустичної соди в розчині ОП-10 і приростом коефіцієнтів витіснення встановлено не було.
Приріст коефіцієнта витіснення нафти, рівний 8 - Г1%, було отримано для всіх моделей карбонатного пласта і був відсутній при використанні суміші реагентів для витіснення нафти з моделей терригенного пласта. Приріст коефіцієнта витіснення за рахунок використання суміші при заводнении карбонатного колектора був отриманий за безводний період, що вказує на зниження міжфазного натягу на фронті витіснення.
Фазова р - Г - діа-грами для багатокомпонентної вуглеводневої системи для визначення термодинамічних умов смешиваемости при закачуванні газу. З-критична точка. | огинають лінії критичних точок бінарних систем, що містять метан. Техніко-економічна оцінка доцільності впровадження методу робиться з урахуванням витрат на спорудження та експлуатацію спеціальних компресорних станцій, трубопровідних комунікацій, вартості закачується газу, втрат, пов'язаних з його тимчасової консервацією в пласті. Критерієм є приріст коефіцієнтів витіснення в порівнянні зі звичайним заводнением.
Для визначення доцільності описаного підходу були проведені спеціальні розрахунки. Передбачалося, що приріст коефіцієнта витіснення за рахунок ПАР, відповідний наведеним на рис. 17 фазовим проникність, досягається при 005% - ної концентрації розчину. З подальшим підвищенням концентрації цей приріст і значення фазової проникності для нафти не збільшуються.
Численні експериментальні дослідження, виконані в ТатНІПІнефть, показали, що застосування концентрованих розчинів ПАР в умовах первинного витіснення нафти з моделей теригенних порід істотно покращує процес витіснення нафти. Кілька більшого значення приросту коефіцієнта витіснення, що дорівнює 3 5 - 4%, було отримано при використанні моделей малопроникних пористих середовищ.
У дослідах встановлено, що при початковій нефтенаси-щенности пласта водні розчини ОП-10 в досліджуваному діапазоні концентрацій мають кращі нефтевитес-няющее властивостями, ніж стічна вода промислу. НПАВ з повністю нефтенасищенной пористого середовища приріст коефіцієнта витіснення найпомітніший. З ростом обводнення пористого середовища ефективність знижується. При поточній нефтенасищенності, рівною 45% від початкової, приріст коефіцієнта витіснення ще перевищує величину помилки лабораторного експерименту, а при меншій нефтенасищенності приріст коефіцієнта витіснення (1 5 - 2%) стає рівним величині помилки лабораторного експерименту.
При нагнітанні водної дисперсії - суміші масло - і водорозчинного НПАВ в обводнених нафтової пласт відбувається освіту поверхнево-активних композиційних систем змінного складу, що характеризуються різним рівноважним станом. У табл. 341 представлені результати моделювання нефтевитесненія, приріст коефіцієнта витіснення і додатковий видобуток нафти на 1 т витраченого НПАВ. Як видно з даних табл. 341 параметри технологічної ефективності запропонованих композицій близькі за величиною, що дає можливість підбирати їх по доступності компонентів і технічних засобів, для промисловий реалізації, а також з урахуванням досліджень на зразках керна - по фільтраційним параметрам, регулювати глибину впливу на пласт і тим самим охоплення його витісненням.
Характер зміни кривої фільтраційного опору зумовлює і величину приросту середнього коефіцієнта витіснення нафти з неоднорідного пласта. Після закачування 1 5 перового обсягу води після ПДС приріст коефіцієнта витіснення для пластів склав 2 4% проти 4 7% для пласта з маловязкой нафтою в аналогічних умовах. Поліпшення процесу витіснення при цьому відбувається за рахунок збільшення охоплення пласта впливом за рахунок активізації витіснення нафти з низькопроникних про-ПЛАСТКО.
При вирівнюванні концентрацій ПАР на вході і виході моделі пористого середовища приріст коефіцієнта витіснення не була отримана, хоча і спостерігалося деяке помутніння витісняється води через утворення водонефтя-ної емульсії.
При розробці і впровадженні нових технологій збільшення кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі пластів технологічну ефективність їх оцінюють на різних етапах. На першому етапі в якості основного показника ефективності нового методу приймають приріст коефіцієнта витіснення нафти в порівнянні з витісненням закачиваемой водою, застосовуваної в системі впливу на поклад. Крім того, експериментальні дослідження дозволяють приблизно оцінити вплив на приріст коефіцієнта витіснення таких факторів, як склад композиційних систем, концентрації реагентів у водних розчинах, розміри оторочек закачуваних розчинів хімреагентів або композицій. У лабораторних дослідах представляється можливим визначити і питома витрата хімічних реагентів на одиницю об'єму додатково витісненої нафти.
Стосовно площі діаграми від осі ординат до ординати, що відповідає закінчення кривої С /С0 в точці С /С0 1 площа, обмежена цією кривою і кінцевої ординатою, на порядок менше. Крива С /С0 знаходиться в межах прокачування розчину ПАР, коли по суті приросту коефіцієнта витіснення не відбувається.
Виконано великий обсяг експериментальних досліджень з вибору найбільш ефективних варіантів технології довитесненія залишкової нафти з використанням композиції ПАС. По кожному варіанту технології оцінені основні кількісні показники процесу: повний коефіцієнт витіснення нафти, приріст коефіцієнта витіснення, залишкова нефтенасищенность пористого середовища в кінці процесу витіснення.
Результати досліджень свідчать про більш високу нефтеотмивающей здатності композиції розчинів ОП-10 і каустичної соди на гідрофобних моделях пласта. Приріст коефіцієнтів витіснення змінювався від 0 до 16 2% і залежав від залишкової нефтенасищенності і змісту ОП-10 у водному розчині /Міткою залежності між вмістом каустичної соди в розчині ОП-10 і приростом коефіцієнтів витіснення встановлено не було.
У процесі витіснення нафти поверхнево-активні речовини впливають на такі взаємопов'язані фактори: міжфазне натяг на кордоні нафту - вода і поверхневий натяг на межі вода - порода і нафту - порода, обумовлене їх адсорбцією на цих поверхнях розділу фаз. Крім того, дія поверхнево-активних речовин проявляється в зміні виборчого змочування поверхні породи водою і нафтою, розрив і відмиванні з поверхні порід плівки нафти, стабілізації дисперсії нафти в воді, прирості коефіцієнтів витіснення нафти водною фазою при примусовому витісненні і при капілярної просочення, в підвищенні відносних фазових проникностей пористих середовищ.
Залежно сумарного коефіцієнта витіснення газу від відносного обсягу витісняє газу при різних швидкостях газу, м /с. | Залежність відно - шення обсягів витісняється і витісняє газу від швидке - д. Та газу. На рис. 2.6 показані залежності сумарного (повного) коефіцієнта витіснення газу від відносного обсягу витісняє газу при різних швидкостях газу в моделі. Як видно з рис. 2.6 приріст коефіцієнта витіснення газу після прориву витісняє газу до виходу з моделі (на графіку в момент відключення від лінійної залежності) супроводжується значним збільшенням відносного обсягу витісняє газу. Характерно, що більш високі значення коефіцієнта витіснення газу для одних і тих же відносних обсягів витісняє газу досягаються при більш низьких його швидкостях.
При розробці і впровадженні нових технологій збільшення кінцевого коефіцієнта нафтовіддачі пластів технологічну ефективність їх оцінюють на різних етапах. На першому етапі в якості основного показника ефективності нового методу приймають приріст коефіцієнта витіснення нафти в порівнянні з витісненням закачиваемой водою, застосовуваної в системі впливу на поклад. Крім того, експериментальні дослідження дозволяють приблизно оцінити вплив на приріст коефіцієнта витіснення таких факторів, як склад композиційних систем, концентрації реагентів у водних розчинах, розміри оторочек закачуваних розчинів хімреагентів або композицій. У лабораторних дослідах представляється можливим визначити і питома витрата хімічних реагентів на одиницю об'єму додатково витісненої нафти.
У ряді робіт[14, 15]оцінюється вплив літологічних особливостей колектора на ефективність застосування хімічних реагентів. Так, для карбонатних колекторів відзначено більш інтенсивне збільшення коефіцієнта витіснення нафти, ніж для теригенних. Показано, що в карбонатних колекторах, на відміну від теригенних, приріст коефіцієнта витіснення може бути досягнутий в будь-якому діапазоні зміни міжфазного натягу або швидкості фільтрації води. Це обумовлено більшою неоднорідністю порового простору і гидрофобностью поверхні карбонатних колекторів, що дозволяє вважати застосування деяких фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі (заводнення з ПАР, лужне заводнення) більш ефективним, ніж при розробці теригенних пластів.
Необхідність правильного моделювання в лабораторних умовах фізико-хімічних методів збільшення нафтовіддачі викликана не тільки наукової значимістю, а й, головним чином, великою практичною актуальністю, так як саме на базі лабораторних досліджень створюються технологічні схеми і проводяться дослідно-промислові роботи по застосуванню сучасних методів збільшення нафтовіддачі . Неправильні висновки на стадії лабораторного моделювання можуть або дискредитувати високоефективний метод, або, навпаки, викликати невиправдано великі матеріальні витрати при впровадженні в промислових масштабах малоефективного способу збільшення нафтовіддачі. При цьому слід підкреслити, що мова йде не тільки про величину приросту коефіцієнта витіснення.
При закачуванні в пласт розчину ПАР відбувається не змішується витіснення нафти. Фазова проникність для розчину в залежності від властивостей ПАР, нафти і породи може бути як вище, так і нижче фазової проникності для води. У неоднорідних пластах помітний вплив на процес витіснення можуть надати гравітаційні, капілярні і дифузійні сили. Саме прирости коефіцієнта витіснення і адсорбції є факторами, що визначають ефективність методу.
Залежність коефіцієнта витіснення Г в нафти прісною водою (7 і облямівкою 1% - ного розчину ал-кілсульфоната (2 з карбонатних порід Баклановский родовища від відносного обсягу прокачаної рідини VIV. Оскільки зміст алкилсульфонатов в прісній воді досить висока, розчин реагенту вводили в зразки у вигляді облямівки (025 порового об'єму), а потім закачували прісну воду. При використанні облямівки 1% - ного розчину алкилсульфонатов для витіснення нафти з карбонатних порід досягається значний приріст коефіцієнта витіснення - до 12% в порівнянні з прісною водою. Причому збільшення коефіцієнта витіснення на відміну від неіоногенних ПАР відбувається в основному за безводний період (рис. 60), що ще більше підвищує ефективність застосування даного ПАР. Слід зазначити, що величина приросту коефіцієнта витіснення знижується зі збільшенням проникності порід, що, мабуть, пов'язано з особливостями зміни неоднорідності структури порового простору і смачиваемости поверхні карбонатних колекторів порового типу для порід різної проникності. При використанні розчину алкилсульфонатов для витіснення нафти з теригенних порід отриманий невеликий приріст коефіцієнта витіснення тільки за моделями пласта з низькою проникністю.