Вопрос 17,18. Технология процесса разработки и методы контроля за ним при закачке гелеобразующих составов в пласт. Вус, гос, ос.

Основной реагент полиакриламид. Различают несколько модификаций:

СПС- сшитая полимерная система, применяется высоко и низко молекулярный полимер, в качестве сшывателя применяется ацетат хрома ПАА+АХ или и хлоркалиевыекварцы ПАА+ ХКК. За счет сшивателей стабилизируют полимер.

ВУС- ВязкоУпругиеСоставы. В Основе присутствуют высокомолекулярные полимеры. ПАА-0.6-3%.

Применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах.

ПАПС-ПоверхностноАктивныеПолимерныеСистемы, смесь ПАА и ПАВ. Направлен на увеличения коэфицента охвата заводнением и увеличения коэфицента вытеснения.

ГОС-ГелеОбразующиеСистемы, направлены на загущения воды и увеличения коэфицента охвата пласта.

БГС- БольшеобъемнаяГелеваяСистема, применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах и увеличения охвата пластов за счет загущения закачиваемой воды.

При вытяснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей воды и нефти. Для уменьшения этого отношения и как следствие увеличения нефтеотдачи, используются водные растворы полимеров. В качестве полимера чаще всего используют полиакриламид(ПАА). Молекулы полимера продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. Фильтрация водного раствора полимеров происходит так, что с увеличением градиента давления скорость его фильтрации возрастает медленнее по сравнения со скоростью фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и при том с каждым приращением градиента давления возрастает на все меньшую величину называется дилантной. Вязкость закачиваемого раствора ПАА доводят до 5-6 вязкостей воды. Механизм вытеснения нефти раствором ПАА похож на вытеснения с использованием ПАВ, но имеет абсолютно другую природу.

Водный раствор ПАА также применяют с целью регулирования движения жидкости по пропласткам. При закачке дилантной жидкости в пласт, она уходит в высокопроницаемые пропластки, снижая тем самым скорость движения воды в данных пропластках. Далее повышают давление нагнетания, тем увеличивая скорость вытеснения нефти водой из менее проницаемых пропластков.

Вопрос 19. Методы интенсификации разработки нефтяных месторождений.

Разработка любого нефтяного месторождения ведется до момента потери рентабельности от дальнейшей добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти направлены на сокращение срока разработки месторождения и как результат на повышение его рентабельности. Многие методы интенсификации разработки одновременно являются и МУН, например ГРП и др.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

химические

механические

*тепловые

физические

К первой группе относятся кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

Ко второй относятся ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

К тепловым методам относятся горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

К физическим- обработка ПАВ, вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей. Гидродинамические предпосылки заключаются в создании повышенных депрессий на пласт по фонду обводненных скважин, что способствует дововлечение в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различияв строении коллекторов, условий насыщения и вязкостных соотношенй по нефти и воде.

Другое направление интенсификации добычи нефти, направлено на повышение фонда скважин- сгущение сетки скважин.

Все современные системы разработки основаны на заводнении. Заводнение – самый распространенный метод интенсификации. Большинство месторождений России эксплуатируется с применением заводнения. Задача заводнения- вытеснение нефти из порового пространства пласта, и поддержание необходимого пластового давления, тем самым обеспечивая необходимый уровень добычи нефти.

При добычи вязких нефтей испльзуются тепловые методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи(ВДОГ, закчи горячей воды, пара).

20.Обоснование коэффициентов вытеснения и коэффициентов охвата при проектировании систем раз-ки нефтяных месторождений.

Как уже отмечалось, в России нефтяные месторождения разрабатывают в основном с искусственным воздействием на пласт. При нагнетании в пласт воды (или другого рабочего агента) вытеснение нефти к забоям добывающих скважин и дренирование залежи в целом происходит практически только за счет энергии закачки. В этих условиях особо важное значение приобретает оценка степени охвата продуктивного объема процессом вытеснения нефти. Охваченной процессом вытеснения считают ту часть эксплуатационного объекта, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижения пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов.

Коэффициент вытеснения -это отношение кол-ва нефти вытесненной из пласта при длительной интенсивной промывке к начальному кол-ву нефти в этом же объеме пласта , зависит от св-в вытесняющего агента.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Коэффициент вытеснения, в процессе разработки с применением заводнения, зависит от:

Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

Скорости вытеснения нефти водой

Коэффициент охвата -это отношение объема породы, из которой вытесняется нефть ; ко всему объму породы. явл-ся более трудно обосновываемым .Он может уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами. Он зависит от:

Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

Параметров системы разработки месторождения

Использования наклоннонаправленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

Давления на забоях скважин, применения методов воздействия на ПЗП и совершенства вскрытия пластов

Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки или без изменения системы разработки