К растворителям относятся:

1. углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые при P > 0,4 МПа и нормальных температурах находятся в жидком состоянии);

2. Газовый конденсат, бензин и пр.

Растворители закачиваются в виде оторочки, которая проталкивается сухим или жирным газом. На этапе закачки растворителя, в пласте образуется 3 зоны: растворителя, смешива­ния и нефти.

Смешивание растворителя происходит:

1. за счёт конвективного перемешивания частиц растворителя и нефти;

2. за счёт диффузионного проникновения молекул растворителя в нефть.

7.Физические основы применения тепло­вых методов для увеличения нефтеот­дачи нефтяных пластов.

См. также вопрос 4. В пласте теплопередача осуществляется двумя способами: конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счёт теплопроводности пористой среды). В результате этого в пласте формируется температурный фронт, который перемещается в направлении движения теплоносителя.

При закачке горячей воды, в пласте формируется 3 зоны:

1. зона горячей воды;

2. зона пластовой температуры;

3. зона вытеснения холодной водой.

При закачке водяного пара – 4:

1. зона пара (очень небольшая);

2. зона горячей воды;

3. зона пластовой температуры;

4. зона вытеснения холодной водой.

При помощи тепловых методов разработки добиваются увели­чения температуры и, следовательно, снижения вязкости флюидов. Объекты применения – залежи высоковязких нефтей и битумов. При увеличении температуры, вязкость снижается только до 6080 С, затем зависимость вязкости от температуры выполажи­вается.

При закачке пара проявляется так называемая дистилляция (разгонка нефти на фракции, в результате чего более лёгкие из них проникают в холодную зону способствуя уменьшению вязкости вытесняемой нефти).

Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты. Основные виды потерь можно классифицировать так:

1. потери в трубопроводах;

2. потери в стволе скважины;

3. потери через кровлю и подошву пласта.

8.Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на при­мере Ромашкинского месторождения.

Эксплуатация месторождения началась и успешно осуществля­ется с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнений.

Неоднородные по мощности и простиранию пласты горизонта Д₁ вскрыты единым фильтром в нагнетательных и эксплуатацион­ных скважинах. Вследствие более интенсивной выработки высоко­проницаемых пластов имеет место понижение температуры эксплуатируемых низкими темпами малопроницаемых пластов. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации часть парафина выпадет в пористой среде в виде твердой фазы и может значительно ухудшить фильтрационные свойства пласта. В связи с этим проведены термогидродинамические исследования для совершенствования системы разработки Ромашкинского месторождения. В ходе исследований установлено:

• на устье нагнетательных скважин температура закачиваемой поверхностной воды изменяется в течение года от 1 до 27°С при среднем ее значении 11⁰С;

• температура потока на забое нагнетательных скважин горизонта Д₁ в течение года в зависимости от их приемистости колеблется от 5 до 29°С. Средневзвешенная величина её составляет 14°С;

• продолжительность восстановления температуры охлажденного пласта до начального состояния существенно превышает про­должительности нагнетания воды в скважины.

При разработке месторождения изменение пластовой темпера­туры может быть вызвано прохождением фронта начала охлажде­ния (температурного фронта) и дроссельным процессом. В резуль­тате измерений в скважинах ряда площадей Ромашкинского месторождения получено, что величина коэффициента Джоуля-Томпсона равна минус 0,04-0,046 °С/ат.

Некоторыми исследователями предлагалось подогревать зака­чиваемую в пласты Ромашкинского месторождения воду с начала разработки. Результаты промысловых экспериментов на Ромаш­кинском месторождении по закачке горячей воды и расчеты показали, что для подогрева закачиваемой воды только до пласто­вой температуры необходимо было бы израсходовать топливо, по объему значительно превышающее потери нефти в охлажденных зонах. Таким образом, было показано, что с топливно-энергетиче­ской точки зрения заводнение на Ромашкинском месторождении является эффективным.

9.Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочета­нии с ПАВ и полимером.

Механизм повышения нефтеизвлечения при щелочном завод­нении основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью, водой и породой. В составе пластовой нефти имеются активные компоненты – органические кислоты. Их количество в разных нефтях разное. При контакте щёлочи с нефтью происходит взаимо­действие щёлочи с орг. кислотами с образованием ПАВ в пласте. Образовавшиеся вещ-ва снижают межфазн. натяжение на границе нефть-раствор и увеличивают смачиваемость породы водой. Чем больше кислот в нефти, тем сильнее снижается межфазное натяже­ние при воздействии щёлочи.

Для приготовления щелочных растворов применяются сл. реа­генты:

Для приготовления щелочных растворов можно использовать:

- каустическую соду (едкий натр)- NaOH;

- кальцинированную соду Na₂CO₃;

- силикат натрия (жидкое стекло) Na₄SiO₄;

- гидрат окиси аммония (аммиак) NH₄OH;

- тринатрифосфат Na₃PO₄.

Применение щелочных растворов яв-ся самым эффективным методом уменьшения угла смачивания породы водой, т.е. гидрофи­лизации пористой среды (на контакте нефть-вода угол с 60–70 может снизиться до 10–20). При применении метода также увели­чивается коэф-т вытеснения и отн. фаз. проницаемость нефти.

В результате реакции щёлочи с минеральной пластовой водой происходит внутрипоровое осадкообразование. Данный эффект можно использовать для блокирования высокопроницаемых каналов.

Как и ПАВ и полимеры, щелочь также адсорбируется на поверхности зерен породы. При этом количество адсорбирующейся щелочи различно для разных пород.

Раствор щелочи закачивают в виде оторочки, которая затем проталкивается водой.

Для проведения испыта­ний технологии выбран участок бобриковского горизонта Нурлатского месторождения с нагнетательной и с 7-ю добывающими скв.

Средний коэффициент пористости 23%, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 144,4 мПа-с Участок вве­ден в разработку в 1976 году.

Первый этап промыслового эксперимента. За этот период в пласт закачано 6 тыс.м' водного раствора смеси 30 т кальциниро­ванной соды Са₂СО₃ и 4 т поверхностно-активного вещества АФ9-12. В растворе средняя концентрация кальцинирован­ной соды составила 0.5%. ПАВ-0,06%. После двухмесячной выдержки в пласт последовательно закачали 4 тыс.м³ водного раствора полимера и 500 м³ пре­сной воды

Второй этап промысловых испытаний. За этот период в пласт закачали 30 т щелочи (кальцинированной соды) в сме­си с 4 т ПАВ АФ9-12 в виде водного раствора объемом 4 тыс.м3. Концентрация химреагентов в растворе составила; щелочи-0,75%, ПАВ-0,1%.

На втором этапе, наряду с растворами химреагентов, в пласт закачали пресную воду в объеме 500 м³ и 1500 м³ со­ответственно до и после закачки щелочного раствора.

Результаты испытаний технологии

Перед началом испытаний скважины участка давали практически безводную нефть с обводненностью не более 5-7%. Скважины имеют низкий дебит в пределах 0,9-1,5 т/сут, Отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости составило 1,25.

За период проведения опытно-промышленных работ по закачке растворов химреагентов на щелочной основе наблю­дается увеличение дебитов трех скважин. Уровни жидкости повысились в скв.42 на 260 м и по скв. 1749 на 314 м, что свидетельствует о потенциальной воз­можности дополнительного увеличения их дебитов.

Абсолютный прирост добычи нефти за период с 07.92 г. по 10 93 г. по сравнению с уровнем добычи перед промысло­вым экспериментом составляет 1794 т. На одну тонну зака­чанной щелочи это составляет 29,9 т нефти,

Таким образом, в результате ОПР получен положитель­ный технологический эффект Об этом свидетельствует:

• увеличение дебитов скв.;

• повышение уровня жидкости в скв.;

• снижение удельного расхода закачанной воды для под­держания пластового давления;

• увеличение отборов нефти по участку.

10.Осн. задачи и классификация методов контр. за РНМ. Геолого-промысловаы методы и лаб. исследования.

Нефтяные месторождения представляют собой послойно- и зонально-неоднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, за степенью отмыва пластов, за техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи.

Решение перечисленных задач осуществляется путём проведе­ния исследований комплексом промыслово-гидродинамических исследований, лабораторных измерений и промыслово-геофизиче­ских исследований.

Геолого-промысловые методы и лаб. исследования

Добывающие скважины:

• замер дебита жидкости и газа;

• определение обводнённости;

• отбор глубинных и поверхностных проб нефти;

• анализ проб нефти и воды;

• замер буферного и затрубного давления.

Нагнетательные скважины:

• определение приёмистости;

• отбор и анализ проб воды;

• контроль за температурой закачиваемой воды.

ГД-методы

Добывающие скважины:

• исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности и коэф-та продуктивности;

• замер P_пл (Н_ст), Р_заб (Н_дин);

• дебитометрия, влагометрия;

• определение Т_пл;

• снятие индикаторных диаграмм.

Нагнетательные скважины:

• исследования при уст. и неуст. режиме фильтрации;

• определение кривой падения давления;

• замеры Р_пл, Р_буф, Т_пл;

• расходометрия.

Промыслово-геофизические методы

Выделяются 3 направления:

1. решение технических задач:

• выделение интервалов заколонной циркуляции и мест наруше­ния герметичности колонны методом термометрии, закачки радиоактивных изотопов.

2. контроль за вытеснением:

• за продвижением контуров нефтеносности и подъёмом ВНК методами электрометрии, радиометрии;

• контроль охвата пластов вытеснением (закачка радиоактивных изотопов, термометрия и др.);

• контроль за движением жидкости в пласте (определение К_сп, закачка меченых жидкостей и др.).

3. контроль за заводнением:

• закачка ж-тей с различными индикаторами;

• радиохимические методы.

11.Осн. задачи и способы регулирования РНМ. Классификация методов регули­рования РНМ. Регулир-е без изменения и путём частичного изменения запроек­тированной системы разработки.

На основе анализа РНМ и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным Совокупность этих мероприятий и является регулиро­ванием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с небольшим частичным изменением системы разработки.

Регулирование процесса разработки – это целенаправленное управление движением жидкости в пласте в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянное её совер­шенствование с учётом:

• изменения представления о геологическом строении объекта;

• путём установления оптимального режима работы скважин;

• использование новейших научно-технических достижений для изучения ТЭП разработки;

• за счёт сокращения добычи попутной воды и закачки агента;

• создание условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной нефтеотдачи.

Классификация методов регулирования

1. регулирование через пробуренные скв. без изменения запроекти­рованной системы разработки.

• увеличение гидродинамического совершенства скважин (дост­рел, ОПЗ, ГРП);

• ограничение притока попутной воды;

• выравнивание притока жидкости или расхода воды;

• изменение режимов работы скважин;

• бурение дублёров;

• одновременно-раздельная эксплуатация и закачка.

2. регулирование путём частичного изменения системы разработки

• оптимизация размеров экспл. объектов;

• оптимизация размещения и плотности сеток скважин;

• совершенствование системы заводнения;

• применение горизонтальных технологий.

12.Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.

Оказывает большое влияние на межфазное натяжение и соот­ношение вязкостей нефти и воды. При вязкости нефти в пласте, уменьшается зона охвата. Следовательно, уменьшается и КИН. Чтобы того избежать применяют полимерные системы.

Полимер яв-ся загустителем воды (вязкость полимера > вязко­сти воды). Концентрация полимера – от нескольких сотых до нескольких десятых процента. После загущения полимером вязкость может увеличиться в 3–4 раза. Полимеры закачивают в виде оторочки, т.к. вытеснение чистым полимером невыгодно. После оторочки остаётся «загущённая» вода – это так нзв остаточный фактор сопротивления. При закачке полимерных растворов увеличивается давление нагнетания, поэтому в низкопроницаемые скважины полимер не закачивают. Полимер содержит C, H, N.

Факторы, которые нужно учитывать:

• полимер может разрушиться (деструкция);

• деструкция уменьшает молекулярную массу полимера и загущаю­щую способность;

• полимеры обладают высокой молеклярной массой (до 10⁶ углеродных единиц).

Полимерный раствор мало эффективен в высокопроницаемых пластах, а эффективен в слоисто-неоднородных.

На практике широко применяется сочетание полимеров с дру­гими хим. реагентами (например ПАВ). Они усиливают свойства друг друга. Применяется также сочетание полимеров с растворами с вязкоупругим составом, который получают на основе гидролизо­ванного полихлорида и солей хрома. После закачки, молекулы хрома «сшивают» макромолекулы между собой. В результате образуются дополнительное сопротивление (фактор сопротивления доходит до 60–4000, а остаточный фактор сопротивления до 1000). Закачивается сначала вязкоупругий состав, затем концентрирован­ный полимер, затем вода.

Сегодня применяется полимерный агент сшивания СПС. В ка­честве сшивателя макромолекул применяют ионы поливалентных металлов, например, ацетат хрома. В результате сшивки макромо­лекул полимера, образуется 3-хмерная структура, каркасом которой служит полимерная цепь, связанная сшивателем. Такие агрегаты называются студнями/гелями.

Опыт применения.