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 


Ефективність - процес - витіснення - нафта

Ефективність процесу витіснення нафти з нафтовмісних пісків в проведених дослідах різко залежить від інтенсивності взаємодії витісняє агента з нафтою на фронті витіснення.

Ефективність процесу витіснення нафти водою з нафтоносних пластів залежить від їх геолого-фізичних властивостей, від властивостей води і нафти і умов вилучення.

Осредненние залежності тим -[IMAGE ]осредненние Залежно пов видобутку нафти Гн і обводнення нафтовіддачі г від відносного від-видобутої продукції Ьв від нафтовіддачі пластів т при різної в'язкості. Ефективність процесу витіснення нафти водою по промисловим даним виражається так званими характеристиками витіснення нафти водою.

Ефективність процесу витіснення нафти теплоносіями залежить від термодинамічних умов пласта, властивостей пластових рідин, пористого середовища, застосовуваної технології та інших факторів і може змінюватися в широких межах. На механізм витіснення нафти (рідини) істотно впливають поверхневі властивості системи нафту-вода-порода. З підвищенням температури зменшується товщина адсорбційного шару поверхнево-активних молекул нафти на поверхні порових каналів, внаслідок чого проникність пласта для нафти збільшується. Лабораторними дослідженнями встановлено, що капілярна просочення відбувається як при низьких, так і при високих температурах. У той же час з підвищенням температури капілярна просочення їх відбувається значно швидше.

Ефективність процесу витіснення нафти з неоднорідного пласта оцінюється за двома основними показниками - поточною нефтеотдаче і питомої витрати води.

На ефективність процесу витіснення нафти СО2 великий вплив робить вихідна нефтенасищенность. Чим більше нефтенасищенность пласта до початку застосування СО2 тим вище ефект, так як більша частина СО2 витрачається на корисне насичення, розширення і витіснення нафти.

Для підвищення ефективності процесу витіснення нафти, крім застосування більш ефективних методів впливу на пласт, необхідно сов ршенствовать управління процесом розробки нафтових родовищ при існуючих, широко поширених методах заводнення. Система управління процесом розробки нафтових родовищ відноситься до так званих великим системам управління, що характеризується великою кількістю і різноманітністю об'єктів управління, великою кількістю інформації та зв'язків, складністю самого процесу розробки, показники якого змінюються в часі.

Методика економічної оцінки ефективності процесу витіснення нафти розчинниками також ще не вирішена.

Які фактори впливають на ефективність процесу витіснення нафти з пористої середовища.

Дослідження впливу факторів на ефективність процесу витіснення нафти необхідно проводити за стадіями розробки.

Важливим фактором, що впливає на ефективність процесу витіснення нафти водними розчинами хімічних реагентів, є фазовий поведінку системи водний розчин хімреагентів - нафту. Тому в роботі вивчалося фазовий поведінку системи ПАР АФ9 - 12 Лігносульфонати Корбі - нафту.

Зміщуваність нафти і газу при різних тисках[15. Перечислим основные факторы, от которых зависит эффективность процесса вытеснения нефти растворителями.

Следует отметить, что результаты лабораторных оценок эффективности процесса вытеснения нефти водными растворами различных поверхностно-активных веществ далеко не всегда совпадают с результатами полевых опытов. Это вполне естественно, так как в забое скважины температура достигает 120 - 150, а давление-нескольких сот атмосфер. Другой трудностью, возникающей при проведении лабораторных опытов, являются разные свойства искусственных субстратов и сырой нефти, применяемых в лаборатории, и естественных нефтеносных пород, в которых пробурена скважина. Еще одно затруднение, возникающее при применении поверхностноактивных веществ, связано с их значительной адсорбцией твердыми поверхностями, вследствие чего их применение может оказаться экономически невыгодным.
Полученные коэффициенты регрессии были использованы для сравнительной оценки эффективности процесса вытеснения нефти на исследованных объектах и сходных с ними по своему геологическому строению. Предлагается определять и использовать коэффициент эффективности, который характеризует степень использования объективных возможностей залежи в процессе вытеснения нефти.
Установлено, что с повышением температуры нагнетаемого в модель пласта теплоносителя эффективность процесса вытеснения нефти возрастает. В интервале температур от 28 до 100 С наблюдается наибольший прирост эффективности вытеснения нефти.
Поверхностное натяжение продуктов сульфирования. Из перечисленных факторов первый и третий всегда действуют в сторону повышения эффективности процесса вытеснения нефти. В зависимости от величины абсолютной проницаемости, количества взаимодействующих веществ для пород различного химического состава, может произойти закупорка поровых каналов.
Динамика обводнения продукции - важная характеристика разработки залежей, которая косвенно отражает эффективность процесса вытеснения нефти водой из пластов. В целом наблюдается тенденция уменьшения обводненности продукции залежей, геологическая характеристика которых благоприятствует получению большей нефтеотдачи.
Практический интерес представляют методы поддержания пластового давления, обеспечивающие не только повышение эффективности процесса вытеснения нефти и конденсата, но и одновременную их добычу. Параллельное осуществление процессов вытеснения нефти водой, а жирного газа сухим дает возможность одновременного и наиболее полного извлечения нефти и конденсата.
Частичное растворение газа в нефти, уменьшая ее вязкость, также способствует повышению эффективности процесса вытеснения нефти водой. В условиях трещиноватого пласта эти процессы будут идти эффективнее, так как растворимость газа и гравитационное перераспределение вытесняющего агента в нефти усиливаются: растворимость - вследствие увеличения поверхности контакта, а гравитационное перераспределение - за счет свободы потоков в открытых трещинах.
Для снижения адсорбции ПАА из полимерных растворов предложены добавки, введение которых повышает также эффективность процесса вытеснения нефти.
Сопоставление показателей разработки залежей нефти Ку-лешовского и Зольненского месторождений показывает, что при блоковой системе разработки эффективность процесса вытеснения нефти водой не хуже, чем при законтурном заводнении. Следовательно, опровергается существующее до настоящего времени мнение, что при внутриконтурном заводнении ( в частности, при блоковой системе разработки) условия для вытеснения нефти водой из продуктивного пласта менее благоприятны, чем при законтурном заводнении.
Для решения основных технологических проблем - установление и поддержание оптимальных отборов нефти с залежи и повышение эффективности процесса вытеснения нефти водой ( наиболее полный охват пласта заводнением и снижение добычи попутной воды) - применяются самые разнообразные методы и средства регулирования. Как известно, изменение системы воздействия оказывает существенное влияние на технологические и технико-экономические показатели и связано, как правило, с большими капитальными затратами.
Таким образом, форсированный отбор жидкости ( увеличение градиента давления в пласте) из неоднородных пластов на Арланском месторождении повышает эффективность процесса вытеснения нефти и способствует увеличению коэффициента использования запасов нефти.
Коэффициенты регрессии ( см. главу 5), выражающие степень влияния отдельных геолого-промысловых факторов на нефтеотдачу, могут быть использованы для сравнительной оценки эффективности процесса вытеснения нефти на исследованных объектах и сходных с ними по геологическому строению. При этом все факторы, действующие на нефтеотдачу, следует разделить на две группы: природные, отражающие объективные возможности залежи, и технологические, отражающие особенности систем и методов регулирования разработки. Из-за преобладающего влияния природных факторов на нефтеотдачу оценить влияние технологических факторов на нее затруднительно. В связи с этим можно предположить, что методические трудности, возникающие при изучении влияния технологических факторов на эффективность разработки, были бы значительно уменьшены, если бы при сопоставлении объектов разработки удалось каким-либо образом исключить суммарное влияние природных факторов.
Влияние концентращи ПАВ[система TRS-10-410 - изобутанол ( 5. 3 ]на міжфазну натяг і електрофоретична рухливість крапель нафти. Однак при розгляді поверхневого заряду на поверхні розділу сира нафта - розчин ПАР природа і величина зарядів на поверхні твердої фази стають вкрай важливими для визначення ефективності процесу витіснення нафти.

Вивчення поверхневого заряду системи сира нафта - водна фаза наводить на думку про те, що природа і величина зарядів на поверхні твердого тіла - важливий фактор ефективності процесу витіснення нафти. Вагнер і Лич[192, 193]показали, що звернення смачиваемости поверхні пористого тіла (перехід від гидрофобной поверхні до гидрофильной) при заводнении призводить до підвищення видобутку нафти. Знову ж правильним вибором ПАР можна селективно змінити крайовий кут змочування нафтою поверхні твердого тіла і створити таким чином більш сприятливі умови для витіснення нафти. Мелроуз і Бранднер[198], А також Морроу[196]прийшли до висновку, що для оптимального вилучення залишилася нафти з застосуванням ПАР при заводнении гірська порода повинна бути гідрофільній. Це додатково підтверджує висновки, зроблені нами в розділі 1 про вплив смачиваемости на ефективність витіснення нафти з пласта. Щоб витягти більшу кількість нафти і зменшити залишок нафти до величини, близької до нуля, потрібно капілярний число на 4 порядки вище зазначеного. Це може бути досягнуто практично лише зменшенням міжфазного натягу на межі поділу. Проведене дослідження водних розчинів нафтових сульфонатов показує, що такі низькі значення міжфазного натягу можуть бути отримані при відносно малих концентраціях ПАР. 
Таким чином, обмінні явища (адсорбція, взаємна розчинність, взаємодія зі скелетом пористого середовища та інші фізико-хімічні явища масообміну) можуть приводити до суттєвого ускладнення математичної моделі через необхідність обліку капілярного і фазового гистерезиса, нелінійності закону фільтрації і зміни рухливості флюїдів. Ускладнення математичної моделі ускладнює дослідження ефективності процесу витіснення нафти і вимагає додаткової інформації. В різних пластових умовах вплив обмінних явищ на процес витіснення нафти може бути більш-менш істотним. Природно, що облік обмінних явищ там, де вони несуттєві, призводить лише до непотрібних ускладнень при аналізі процесу на основі математичної моделі.

Виходячи з умови необхідності скорочення часу перебування міцелярних розчинів в контакті з мінералізованою пластовою водою, породою пласта і тривалості періоду від початку процесу до прояву ефекту в видобувних свердловинах, слід прагнути до максимально можливих темпів розробки заводнених пластів із застосуванням міцелярних розчинів. Так як роль капілярних сил в ефективності процесу витіснення нафти мицеллярная розчином практично зведена до нуля, а витіснення розчину буфером рухливості можна вважати стійким, обмеження на темп розробки з боку ефективності процесу не накладаються.

У книзі узагальнені матеріали досліджень, проведених в основному за кордоном, щодо застосування міцелярних розчинів для збільшення нафтовіддачі заводнених пластів. Дана коротка характеристика розчинів, показано вплив на ефективність процесу витіснення нафти основних компонентів розчинів і умов їх застосування.

Швидкість руху водонефтяного контакту за рахунок гідростатичного тиску піддається регулюванню. Крім того, до числа регульованих факторів, що визначають ефективність процесу витіснення нафти, відносяться також в'язкість і поверхневий натяг нагнітається води на гра-ниці з нафтою і деякі інші.

У нафтовій промисловості поверхнево-активні речовини широко застосовуються при різних технологічних процесах буріння і видобутку нафти. Численними дослідженнями (БашНИПИнефть) встановлено, що добавка ПАР в нагнітається воду значно підвищує ефективність процесу витіснення нафти водою в порівнянні зі звичайним заводнением. Тому при заводнении пластів широко використовують закачування водних розчинів ПАР.

Ефективність заводнення, що застосовується як вторинний метод, зазвичай нижче, ніж при здійсненні його з самого початку розробки. Це пояснюється тим, що при розробці родовища спочатку на режимі розчиненого газу в'язкість нафти в пластових умовах зростає, а ефективність процесу витіснення нафти водою багато в чому залежить від співвідношення в'язкості нафти і води.

У практиці експлуатації свердловин для цих цілей застосовуються в основному неіоногенні ПАР. Вони мають кращу розчинність в мінералізованих водах без утворення опадів. При цьому ефективність процесу витіснення нафти водою має практично такі ж показники, що і в разі застосування неіоногенних ПАР.

У роботі[147]досліджена принципова можливість підвищення ефективності заводнення насамперед шляхом зміни темпу закачування води. Було встановлено, що на ефективність процесу витіснення нафти водою з однорідних горизонтальних пластів великої потужності сильно впливає темп закачування води, збільшення якого призводить до більш рівномірного просування фронту витіснення. У міру зростання швидкості просування фронту витіснення збільшується довжина його стабілізованою зони, зменшується його загальна протяжність і, отже, збільшується коефіцієнт охоплення. Тому для горизонтального пласта великої потужності, в якому відбувається значне гравітаційне розділення рідин, існує оптимальний темп закачування води, що забезпечує максимальну нефтеотдачу.

До 1970 р розглядається регулювання обводнення видобувається рідини проводилося стихійно в силу вже зазначених особливостей роботи насосних свердловин. У 1970 р інститутом Гіпровостокнефть це явище було вивчено і була встановлена висока ефективність його в справі обмеження видобутку попутної пластової води. Одночасно було проведено дослідження впливу подібного ведення розробки поклади на ефективність процесу витіснення нафти водою в пористої середовищі.

Зміна обсягу сирої нафти родовища Західного Техасу, насиченою С02 в залежності від тиску при Г51 7 С. При зниженні тиску в зразку, після того як витіснення нафти СО2 і карбонізувалось водою повністю закінчено, витягується додатково 6 - 15% нафти від первісного змісту її в зразку. Якщо для проштовхування облямівки С02 застосовують карбонізувалось воду, то в період подальшого зниження тиску коефіцієнт нефтевитесненія виявляється більше, ніж при проштовхуванні облямівки водою без газу. Зміст в оторочке невеликої кількості С02 (до 15 об.%) Або висока газонасиченості порід не знижують ефективність процесу витіснення нафти С02 і карбонізувалось водою.

Розглянуто вплив градієнта тиску на фільтрацію і витіснення нафт з неньвтоновскіиі властивостями в неоднорідних пластах при заводнении. Узагальнено результати лабораторних і промислових експериментів з вивчення наслідків зміни градієнта тиску в пласті. Наведено промислові методи досліджень аномально-в'язких властивостей нафт при пластових умовах. Вказані деякі шляхи підвищення ефективності процесу витіснення нафт з неньютоновсюші властивостями.

Експлуатація нагнітальних свердловин, як правило, відбувається при одночасній закачування води в усі розкриті інтервали нафтового пласта. Відмінність фільтраційних параметрів окремих проплив-стков (пористість, проникність, насиченість по нафті і воді і ін.) Призводить до нерівномірного охопленням товщини пласта впливом заводнення. Оцінка рівня участі окремих прошарків в приемистости свердловин проводиться за допомогою стандартних гідродинамічних і геофізичних методів досліджень свердловин. За результатами цих досліджень отримують кількісні значення проникності окремих прошарків. Ці відомості дозволяють виконати оцінку участі кожного пропластками в сумарною приемистости свердловини. Однак для визначення рівня впливу окремих факторів на ефективність процесів витіснення нафти водою з об'єкта цих даних недостатньо. Рішення такого завдання можливе шляхом застосування статистичних методів аналізу спільної роботи пластів для обраної схеми системи заводнення. У роботі[46]наведено приклад статистичного аналізу ефективності експлуатації нагнітальних свердловин, що розкрила кілька продуктивних прошарків різної проникності, з використанням непараметричних критеріїв і діагностичних коефіцієнтів.