4)Как определяется коэффициент текущей компенсации?

Коэффициент текущей компенсации

- отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора н следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления (для обычных пластовых температур и давлений bв = 1,01); Qн - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды; Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Обычно коэффициент k = 1,1 - 1,15.

5) Какие различают основные виды тепловых методов воздействия на залежь нефти? Какие зоны формируются при внутрипластовом горении?

Тепловые методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет к загустению нефти или к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Эти особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода или пар, проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт являются методами увеличения нефтеотдачи пластов.

Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Закачка в пласт горячих теплоносителей.

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, а третий имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта.

Наилучшими теплоносителями среди технически возможных являются вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией, т.е. теплосодержанием на единицу массы. Теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления.

При закачке горячей воды в пласте формируются две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона – зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона – зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой. При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон.

1. Выгоревшая зона со следами несгоревшй нефти или кокса, в которой закаченный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне, после прохождения фронта горения.

2. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300-500 ^оС. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции.

3. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.

4. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как углекислый газ СО₂, окись углерода СО и азот N₂.

5. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента – нефть, воду и газы.

6. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной.

7. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой.