Повышение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды (стр. 1 из 3). Коэффициент вытеснения нефти это


БТ 5 семестр / Разработка НГМ_заочники / Учебное пособие / Раздел 5

5.РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

5.1. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 – 10 МПа, а в ряде случаев – 15 – 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды – различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при малых его значениях зависимость близка к линейной (рис. 38), но при некотором перепаде давления, расходначинает резко увеличиваться.

Рис.38.Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

Это происходит по той причине, что при перепаде давления в призабойной зоне скважины раскрываются трещины, и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени,— количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а— дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени :

. (5.1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени:

. (5.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды:

. (5.3)

Текущую нефтеотдачупри разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимостиотилиот(– поровый объем пласта;– геологические запасы нефти). Типичная зависимость, получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 110-3 – 510-3 МПа·с), с приме-нением заводнения показана на рис. 39.

Рис.39. Зависимость текущей нефтеотдачи от . Нефтеотдача:– безводная;– конечная

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют следующей формулой:

. (5.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 40.

Текущая обводненность продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

; . (5.5)

На рис. 40 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от .Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением.

Рис.40. Зависимость текущей нефтеотдачи и обводненности продукции от :

1–текущая нефтеотдача ;

2–текущая обводненность

Соответственно коэффициентом охвата пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 41). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х=О) и добывающей галереей (x=), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте:

. (5.6)

Охваченные заводнением запасы равны следующей сумме запасов:

. (5.7)

По определению

. (5.8)

Рис.41. Схема заводнения слоистого пласта

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 41, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние , в пласт 3 — на расстояние, а в пласт 4 — на расстояние, то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить, а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 —и. Суммарные первоначальные запасыв заводненной области пласта определяют по формуле

, (5.9)

тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

, (5.I0)

где – коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта;– коэффициент заводнения.

Вусловиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытесненияна коэффициент охвата, зависимость их отпоказана на рис. 42,

Рис.42 . Зависимость иот

откуда видно, что возрастает с увеличением, аостается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Если же определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (5.10), то их зависимости отпри неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 43.

Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения(кривая 2 на рис. 43) в соответствии с его определением будет

Рис.43. Зависимость от

непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициентыив общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, чтокоэффициент вытеснения в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью (водой), зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемости и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении зависит главным образом от следующих факторов:

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков).

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

5.2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Показатели, близкие к реальным, получают в ряде случаев при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой и слоистого пласта.

Прежде всего, рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщинойи длиной, пористостьюи проницаемостью(рис. 44).

Рис.44. Модель прямо-линейного пропластка при поршневом вытеснении нефти водой

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно , а давление воды на выходе из него –. Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной . Согласно рис. 44, фронт вытеснения занимает в момент времени t положение. Ширина пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (рис. 44), равная ширине всего пласта, составляет. При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой водыбудет изменяться со временем.

Предположим, что в заводненной зоне, т. е. при cвязанная вода с начальной насыщенностьюполностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно (см. рис. 44) заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды, вошедший в область пропластка при, можно определить по формуле

. (5.11)

Дифференцируя это выражение по времени t, получаем следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й пропласток:

. (5.12)

С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону Дарси, т. е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют ,(и— постоянные относительные проницаемости), получить для расхода воды следующее выражение:

, (5.13)

где — вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода — несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому, аналогично формуле (5.13), можно написать для дебита нефти, получаемой из того же i-го пропластка, выражение:

, (5.14)

где — вязкость нефти.

Из выражений (5.13) и (5.14), исключая из них давление на фронте вытеснения, получаем:

, (5.15)

.

Приравнивая (5.12) и (5.15), получаем следующее дифференциальное уравнение относительно :

. (5.16)

Интегрируя (5.16) и учитывая, что при t = 0 получа-ем следующее квадратное уравнение относительно:

. (5.17)

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения в пропластке с проницаемостьюв любой момент времени:

;

. (5.18)

Чтобы получить формулу для определения времени обводнения-го пропластка с проницаемостью, положим в первой формуле (5.18), тогда

. (5.19)

Из формулы (5.19) следует, что пропласток с очень большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого пласта в один «штабель», причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно, начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого «штабеля» расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а вверху – с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину пропластков, проницаемость самого проницаемого которых не ниже, чем некоторое значение, равное, можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

, (5.20)

где — общая толщина всех пропластков в «штабеле».

Формулу (5.20) можно представить в дифференциальном виде, т. е. через плотность распределения, следующим образом:

. (5.21)

Здесь — плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной и проницаемостьюпоступает вода с расходом. Тогда из формул (5.17) и (5.18)

(5.22)

С учетом (5.21) из (5.22), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс , находим:

. (5.23)

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом, к моменту времени , когда обводнятся все слои с проницаемостью, можно добывать нефть лишь из слоев с проницаемостью. В соответствии со сказанным, для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе (5.23) получим следующее выражение:

. (5.24)

Дебит воды можно определить также с учетом указанных соображений по формуле

. (5.25)

С помощью данных формул можно, задавая последовательно значения времени по (5.19), определить. Затем, предполагая, что плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, проинтегрировав (5.24) и (5.25), можно определить,и.

Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а также перепада давления, который в данном случае будет изменяться с течением времени. Если, справедливы формулы (5.15) и (5.16), следует при этом учитывать, что перепад давления— функция времени, т. е..

studfiles.net

Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?

Поиск Лекций

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 и характеризует долю подвижных запасов в пласте.

Квыт=Vвыт/ Vнач.о.

Квыт опред-ся физическим моделир-ем на кернах.(Квыт=(Кнн-Кон)/Кнн, где Кнн -к-нт нач.нефтенасыщ-ти, Кон-к-нт остат.нефтенасыщ-ти.

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

1) Минералогического состава и микроструктуры гор.пород.

2) Отношения вязкости нефти к вязкости воды.

3) Структурно-механических свойств нефти, их зависимостей от температуры пластов

4) Смачиваемости пород и характера проявления капиллярных сил

5) Скорости вытеснения нефти водой

Квыт для семоманской воды 0,6-0,72, для пресной воды 0,5-0,65

Коэффициент охвата -это отношение объема дренируемых запасов нефти к подвижным. характеризующий долю дренируемых запасов из подвижных Явл-ся более трудно обосновываемым . Кохв обычно закладывается по результатам гидродинамического моделирования.

Он может быть уточнен по результатам комплексных исследований промыслово-геофизическими методами.

На Кохв оказывает влияние расстояние между сетками скважин, т.е плотность сеток СКВ.

Кохв зависит от:

1) Физических свойств и геологической неоднородности разрабатывемого пласта в целом

2) Параметров системы разработки месторождения

3) Использования наклонно направленных скважин, скважин с разветвленными стволами, а также от применения ГРП

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

5) Применения способов и технических средств эксплуатации скважин

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

Коэффициент заводнения -это отношение накопленной добычи нефти к дренируемым запасам. Характеризует ту часть дренируемых запасов, которую возможно добыть. Коэффициент заводнения, в соответствии с его определением будет непрерывно озрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается.

КИНкон=Квыт*Кохв*КзавЭКЗАМЕНАЦИОННЫЙ БИЛЕТ № 28

1. Состав жидкостей разрыва при ГРП.

2. Классификация сепараторов.

3. Обоснование КИН на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.

poisk-ru.ru

Увеличение - коэффициент - вытеснение - нефть

Увеличение - коэффициент - вытеснение - нефть

Cтраница 3

Отметим также, что глиносодержащий пласт обладает начальным градиентом давления, который тем больше, чем выше степень набухания глины. Увеличение приложенного градиента давления выше начального приводит к восстановлению фильтрации и, как следствие, к увеличению коэффициента вытеснения нефти, при этом нагнетаемая вода получает возможность поступать в поры, ранее не охваченные воздействием. Естественно, в каждом конкретном случае соотношение влияния вышеназванных эффектов на коэффициент вытеснения нефти водой при набухании глины будет различно.  [31]

Вместе с тем, линейная система размещения не исключает возможность применения технологии. Данная технология может применяться как самостоятельно так и в комплексе с другими технологиями увеличения нефтеотдачи, направленными на увеличение коэффициента вытеснения нефти.  [32]

В этих условиях закачка полимердисперсной системы приводит к снижению подвижности воды ( увеличению фильтрационного сопротивления) в высокопроницаемом проплас-тке и за счет этого - к более интенсивному вытеснению нефти из низкопроницаемого пропластка, т.е. к увеличению охвата неоднородного пласта заводнением. В результате этого происходит уменьшение обводненности извлекаемой продукции ( рис. 10.15, а, кривая 2) и увеличение коэффициента вытеснения нефти ( рис. 10.15, а, кривая 1) по сравнению с обычным заводнением.  [33]

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением - уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.  [34]

Впервые на модельных системах в условиях, близким к пластовым, исследовано влияние эмульсионных гидрофобизирующих составов, приготовленных на основе полиметилсилоксанов, на процесс вытеснения нефти. Показано, что закачка таких эмульсий не приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств пласта, но при этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение коэффициента вытеснения нефти. Установлены основные закономерности использования эмульсионных составов.  [35]

Применение таких методов, как закачка растворов полимеров и поверхностно-активных веществ ( ПАВ) или щелочи, способствует также увеличению коэффициента охвата пласта за счет применения полимера и увеличению коэффициента вытеснения нефти за счет применения ПАВ.  [36]

Необходимо отметить, что выделение и изучение особенностей структурно-текстурных типов пород-коллекторов объектов разработки, составляющих базу исследования, позволяет также дифференцированно подходить к обоснованию и выбору технологий по увеличению нефтеотдачи продуктивных пластов в том случае, когда нефтеотдача характеризуется взаимосвязью со структурными признаками продуктивных пород. В случае необходимости увеличения коэффициента вытеснения нефти требуются дополнительные исследования по обоснованию возможности использования данных технологий.  [37]

Анализируя механизмы действия методов повышения нефтеотдачи на продуктивный пласт, следует учитывать сложности оценки процессов как в лабораторных, так и промысловых условиях. Можно констатировать, что разработчики вышеприведенных технологий уделяют большое внимание увеличению коэффициента вытеснения. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи, основанные на увеличении коэффициента вытеснения нефти, разработаны в целях отмывания нефти в пласте путем снижения межфазного натяжения, повышения смачиваемости пласта водой, увеличение охвата при этом является сопутствующим эффектом.  [38]

Эти величины охватывают диапазон наиболее часто встречающихся скоростей при разработке нефтяных месторождений. Миллер отмечает, что все прежние лабораторные эксперименты по вытеснению нефти водой из пористой среды проводились при скоростях движения водо-нефтяного контакта, значительно превосходивших скорости в естественных пластовых условиях. Возможно, это обстоятельство и приводило исследователей к выводу об увеличении коэффициента вытеснения нефти с уменьшением скорости вытеснения ее водой. Миллер считает, что с увеличением скорости движения жидкости через образец пористой среды вода вытесняет нефть не только из крупных пор, но и из мелких, в связи с чем увеличивается коэффициент вытеснения нефти.  [39]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Увеличение - коэффициент - вытеснение - нефть

Увеличение - коэффициент - вытеснение - нефть

Cтраница 2

Полимерное заводнение применяется для регулирования отношения подвиж-ностей нефтяной и вытесняющей фаз, повышения охвата пласта воздействием и создания благоприятных физико-химических условий для увеличения коэффициента вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, которая значительно слабее, чем в случае с ПАВ.  [16]

На первой стадии до получения опыта применения технологии на конкретном объекте для отмыва можно рекомендовать в качестве базовых реагенты, используемые обычно для увеличения коэффициента вытеснения нефти т) выт. ПАВ неионо-генного типа - ОП-10, АФ9 - 10, АФ9 - 12 и др. Поскольку эти реагенты воздействуют в основном лишь на углеводородную часть загрязнителя, на первой стадии предлагается опытным путем подобрать. FeS и МП из ПЗП нагнетательных скважин Очевидно, при высоких значениях а существенный эффект обеспечивается в результате ввода только базового реагента ( без реагента-добавки), если он выбран удачно.  [17]

Было установлено, что добавка к 0 01 % раствору АФ-12 реагентов ЛПЭ-1197 или ЛПЭ-1206 - аналогов ЛСФ-1 и ЛПЭ-11В, приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти в центробежном поле. Сравнительный анализ спектров поглощения видимой части спектражжж показал, что коэффициенты светопропускания нефти, вытесняемой раствором ПАВ и тем же раствором с добавкой ЛПЭ-11В, отличаются. В последнем случае меньшая величина коэффициента связана с доот-мывом пленочной нефти, содержащей больше асфальто-смолистых компонентов.  [18]

Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигается даже при использовании современных методов регулирования заводнением: циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков, повышение давления нагнетания и форсирование отборов жидкости, а также применение методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений.  [19]

Как показано выше, полного охвата пластов воздействием не достигают даже при использовании современных методов регулирования заводнением - циклического воздействия, изменения направления фильтрационных потоков, повышения давления нагнетания и форсирования отборов жидкости, а также при применении методов увеличения коэффициента вытеснения нефти. По этой причине на поздней стадии разработки многопластовых месторождений ограничение движения вод в промытых пластах и притока их в скважину является одной из наиболее важных проблем дальнейшего совершенствования процессов разработки нефтяных месторождений.  [20]

Ромашкинского месторождения Татарстана, Узенско-го месторождения Казахстана, Радаевского, Якушкинского, Козловского, Ново-Запруднинского месторождений Самарской области, Ольховского месторождения Пермской области. Показана возможность увеличения коэффициента вытеснения нефти на 5 - 16 пунктов при несмешивающемся вытеснении и до 23 пунктов при условиях, близких к смесимости нефти с двуокисью углерода.  [21]

Было получено некоторое увеличение коэффициента вытеснения нефти. По-видимому, растворы НПАВ должны лучше вытеснять нефть из капилляров с малыми радиусами, которых больше в низкопроницаемых образцах породы.  [22]

Имеются многочисленные лабораторные исследования по вытеснению нефти из кернов с помощью воды, обработанной ПАВ. Наиболее эффективными с точки зрения увеличения коэффициента вытеснения нефти являются неио-ногенные поверхностно-активные вещества типа ОП-10. Наибольшее увеличение нефтеотдачи кернов имеет место при отсутствии погребенной воды. Эта величина получена путем исследования искусственных образцов пористой среды, насыщенных арланской нефтью и не содержащих погребенную воду.  [23]

В сложившейся технико-экономической ситуации в разработке нефтяных месторождений в последнее время усилия ученых и производственников главным образом направлены на создание технологий, обеспечивающих улучшение конечной выработки запасов нефти за счет увеличения коэффициента охвата пласта воздействием. Несколько ослаблено внимание к развитию методов увеличения коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.  [24]

Так, в частности, было показано, что адсорбированные породой асфальтены образуют пленки толщиной Ю 6 см, в результате стенки поровЫх каналов гидрофобизуются. Это приводит к снижению водопроницаемости и увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.  [25]

В целях повышения нефтеотмывающих способностей к закачиваемой воде добавляют химические реагенты. Добавка к воде активных веществ приводит к увеличению коэффициента вытеснения нефти водой за счет лучшего смачивания поверхности поровых каналов и проявления капиллярного впитывания в условиях микронеоднородной пористой среды.  [26]

В соответствии с современными представлениями при вытеснении нефти водным раствором полимера достигается регулирование отношения подвижностей нефтяной и вытесняющей фаз. Повышается охват пласта воздействием, создаются благоприятные физико-химические условия для увеличения коэффициента вытеснения нефти. Фильтрация сопровождается адсорбцией полимера на породе, которая значительно слабее, чем в случае с ПАВ.  [27]

Важнейшее направление повышения эффективности разработки нефтяных месторождений связано с применением новых методов вытеснения нефти из пласта для увеличения его нефтеотдачи. Увеличения коэффициента нефтеотдачи достигают при повышении охвата пласта воздействием, увеличении коэффициента вытеснения нефти, а также при переводе нефти в другое фазовое состояние.  [28]

Из рассмотренного следует, что при вытеснении нефти водными растворами НПАВ часть активного вещества переходит в нефть. В результате этого происходит подавление аномалий вязкости нефти, приводящее к увеличению коэффициента вытеснения нефти из пористой среды.  [29]

Прирост коэффициента вытеснения нефти зависит от концентрации применяемых химических продуктов и объемов создаваемых в пласте оторочек технологических жидкостей. С увеличением этих параметров возрастает значение остаточного сопротивления для воды и происходит увеличение коэффициента вытеснения нефти из низкопроницаемого пропластка.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Величина - коэффициент - вытеснение - нефть

Величина - коэффициент - вытеснение - нефть

Cтраница 2

Более высокая степень неоднородности структуры порового пространства и преимущественно гидрофобная ( при наличии полярных веществ в нефти) поверхность карбонатньчх коллекторов обусловливают меньшие по сравнению с терригенными коллекторами величины коэффициента вытеснения нефти при обычном заводнении. При использовании химических реагентов в большей части опытов на моделях карбонатного и терригенного пластов для карбонатных коллекторов отмечено более интенсивное увеличение коэффициента вытеснения, чем для терригенных. Полученные экспериментальные результаты позволяют сделать предположение о том, что те факторы, которые обусловливают снижение эффективности обычного заводнения в карбонатных коллекторах, способствуют более эффективному, по сравнению с терригенными коллекторами, применению изученных химических реагентов.  [16]

Группа из 75 скважин позволяет определить с удовлетворительной точностью все уже упомянутые параметры, кроме одного - размера отдельной зоны. Именно этот параметр - линейный размер зоны, или шаг хаотической изменяемости, позволяет установить дополнительная группа из 77 скважин, кроме того, она позволяет ускоренно испытать проектируемую технологию извлечения нефти из нефтяных пластов, а по фактической работе нагнетательных и добывающих скважин установить ряд важных параметров ( соотношение подвижностей вытесняющей воды и вытесняемой нефти, коэффициент различия физических свойств нефти и воды, расчетную начальную долю посторонней воды, показатель неравномерности вытеснения нефти водой) и даже оценить величину коэффициента вытеснения нефти водой в пределе при достаточно большой прокачке воды.  [17]

До формирования в пластах залежей они полностью насыщены водой и поверхность пор чисто гидрофильная. Однако, как показывают многочисленные исследования [ 34, 17, 5 и др. ], под действием активных компонентов нефти и солей остаточной воды непрерывной пленка воды длительное время оставаться не могла, она нарушалась, а вода переходила в капиллярно удержанное состояние, ввиду чего некоторая часть поверхности пор стала смачиваться нефтью. Поэтому продуктивные пласты обла - 2 1 дают смешанной характери - стикой или мозаикой смачи - t ваемости. При движении § жидкости в поровых кана - § лах с непостоянной смачи - 3 ваемостью их поверхности каждая точка жидкости на - § ходится под действием внут - ренних и внешних сил. S %, Иными словами, пористая среда со смешанной смачиваемостью обладает энергетической неоднородностью. Этот вид микронеоднородности пористой среды, очевидно, обусловливает величину коэффициента вытеснения нефти водой из пористой среды и определяет условия капиллярных процессов в послойно заводненных пластах.  [19]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Коэффициент - вытеснение - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Коэффициент - вытеснение

Cтраница 2

Коэффициент вытеснения может быть определен аналогично по данным микроэлектрических методов.  [16]

Коэффициент вытеснения ( К2) для рассматриваемой нефтяной залежи и заданного вытесняющего агента - постоянная величина, определяемая в лабораторных условиях на образцах керна.  [17]

Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением.  [19]

Коэффициент вытеснения до прорыва с увеличением Я0 уменьшается, причем в более длинных образцах влияние этого параметра менее заметно.  [21]

Коэффициент вытеснения, выражающий полноту вытеснения нефти водой в обводненных зонах пласта и соответствующий нефтеотдаче в малых объемах его, обычно определяется в лаборатории на основании данных экспериментов по линейному вытеснению на кернах. Коэффициент вытеснения, как правило, используется для вычисления средней остаточной нефтенасыщенности за фронтом вытесняющей воды.  [22]

Коэффициент вытеснения до прорыва вытесняющей жид - кости при смешиваеющемся изовискозном вытеснении из больших образцов насыпной пористой среды со связанной водой - практически не зависит от абсолютного уровня вязкости и составляет 97 и 95 4 % для жидкостей с вязкостью 1 66 и 40 5 сП соответственно.  [23]

Коэффициент вытеснения, а следовательно, и нефтеотдача оказываются выше, если высокосмолистая нефть в пористой среде замещается нефтью с меньшим содержанием асфальтенов, а последняя вытесняется водой.  [24]

Коэффициент вытеснения, а следовательно, и нефтеотдача оказываются ниже, если малосмолистая нефть в пористой среде замещается нефтью с большим содержанием асфальтенов, а последняя вытесняется водой.  [25]

Коэффициент вытеснения практически не зависит от соотношения коэффициентов вязкости воды и газа. Отсутствуют корреляционные связи между коэффициентом вытеснения и скоростью вытеснения газа водой.  [26]

Коэффициент вытеснения определяется степенью неоднородности структуры порового пространства, а также неоднородностью по коллекторским свойствам, снижаясь при увеличении степени неоднородности.  [27]

Коэффициент вытеснения показывает полноту извлечения нефти из элемента пласта. К последним относится характеристика и вещественный состав пористой среды. Коэффициент вытеснения может быть значительно увеличен путем изменения условий функционирования пластовой системы, воздействуя на различные факторы. В частности, на коэффициент вытеснения и связанные с ним значения остаточной нефти и связанной воды можно воздействовать закачкой химпро-дуктов.  [28]

Коэффициент вытеснения определяют в лабораторных условиях. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между КЕТ и Кир прослеживается тесная корреляционная связь.  [29]

Коэффициент вытеснения К2 определяется в лабораторных условиях на образцах породы нефтяных пластов. Обычно бывает в пределах от К2 0 5 до К.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Повышение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды

Кафедра: Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Реферат по курсу «Основы численного моделирования»

Повышение коэффициента вытеснения нефти из пористой среды

Санкт-Петербург

2011 год

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ПРИМЕНЕНИЕ ВОДОРАСТВОРИМЫХ ПАВ

ПРИМЕНЕНИЕ МАСЛОРАСТВОРИМЫХ ПАВ

МИЦЕЛЛЯРНЫЕ РАСТВОРЫ (MP)

ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ

ВОДОГАЗОВОЕ ЦИКЛИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИЕ СИСТЕМЫ ГАЛКА И ГАЛКА-ПАВ

ВВЕДЕНИЕ

При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода наиболее полного извлечения нефти он, тем не менее, уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пористых сред и повышенной вязкости нефти, когда достигается относительно низкий охват пластов заводнением. После окончания разработки нефтяных месторождений в недрах остается от 40 до 80 % запасов нефти. Остаточная нефть в основном находится в таком состоянии, что доизвлечение ее обычными методами разработки затруднительно.

Как известно, различают остаточную нефть двух типов. Первый тип представляет собой не вовлеченную в процесс фильтрации нефть, сосредоточенную в застойных и недрени-руемых зонах и пропластках, не охваченных воздействием вытесняющих агентов. Причинами возникновения так называемых «целиков» нефти являются в первую очередь прони-цаемостная неоднородность пласта и низкий охват пласта заводнением и сеткой скважин. Промысловыми исследованиями установлено, что при различии проницаемостей двух про-пластков, разделенных глинистой перемычкой, в 5 раз и более, вода практически не поступает в низкопроницаемые пропластки, в результате чего нефть остается не вовлеченной в разработку. Очевидно, что остаточная нефть этого типа по составу практически ничем не отличается от вытесняемой, поскольку она не взаимодействует с закачиваемыми флюидами. Другой тип остаточной нефти представляет собой нефть, оставшуюся в частично промытых объемах пласта. Согласно характеру изменения фазовых проницаемостей, при высоких значениях водонасыщенности (большой степени выработки коллектора) нефть становится практически неподвижной. Для этого типа нефти большую роль играют взаимодействия в системе порода — нефть й закачиваемые флюиды, в частности, характер смачиваемости поверхности породы. Состав этого типа остаточной нефти отличается от состава нефти в начале разработки.

При вытеснении нефти из гидрофильной пористой среды реализуется режим вытеснения, близкий к «поршневому», когда до 90 % нефти добывается в безводный период. В свою очередь, водный период для гидрофильных горных пород непродолжителен, и при закачке 0,5— 1,5 поровых объемов воды достигается предельная обводненность добываемой продукции. Связанная вода образует пленку по всей поверхности породы, а остаточная нефть преимущественно сосредоточена в крупных порах. Фильтрация воды происходит в первую очередь по мелким и средним капиллярам, нефть из которых выталкивается в виде капель в более крупные капилляры. Остаточная нефтенасыщенность в этом случае представлена капиллярно-защемленной нефтью.

В гидрофобной пористой среде, напротив, вода сосредоточена в центре крупных пор, а нефть образует пленку на поверхности породы. При вытеснении вода формирует непрерывные каналы через крупные и средние капилляры, а толщина нефтяных пленок постепенно уменьшается. Процесс вытеснения для гидрофобных коллекторов характеризуется коротким безводным и продолжительным водным периодом, для достижения предельной обводненности требуется закачка 6— 10 поровых объемов воды. Остаточная нефть сосредоточена в пленке на поверхности породы, а также в мелких и тупиковых порах.

Наибольшие коэффициенты вытеснения нефти, превышающие 70 %, достигаются в коллекторах с промежуточной смачиваемостью, когда мелкие поры гидрофильны, а крупные - гидрофобны. Такая смачиваемость характерна для девонских песчаников Волго-Уральской нефтяной провинции. В этом случае одновременно происходит вытеснение капель нефти, сосредоточенной в гидрофильных порах, и отмыв пленочной нефти в гидрофобных. Из-за наличия гидрофобных участков образуется значительно меньше капиллярно-защемленной нефти.

Формирование остаточной нефти в промытых зонах определяется также свойствами самой нефти. Компонентный состав, дисперсное строение, содержание тяжелых фракций, наличие полярных асфальтено-смолистых веществ являются факторами, влияющими на структурно-механические свойства капель и пленок нефти и на межфазное натяжение. В частности, содержание и структура асфальтенов и смол имеют принципиальное значение для процесса вытеснения, поскольку именно в этих компонентах сосредоточена большая часть полярных и поверхностно-активных веществ, оказывающих стабилизирующее воздействие на коллоидные системы и усиливающих адсорбцию нефти на поверхности породы.

Специфичность свойств нефтей с повышенным содержанием асфальтенов, смол и парафина, значительные молекулярные массы, наличие гетероэлементов, парамагнетизм, полярность, выраженные коллоидно-дисперсные свойства, возможность образования прочной структуры в нефти и проявления тиксотропных свойств привели к обособлению самостоятельного раздела по гидродинамике процессов разработки неньютоновских нефтей. Среди исследователей, работающих в этой области, можно назвать А.Х. Мирзаджанзаде, В.В. Девликамова, А.Т. Горбунова, И.М. Аметова, ЗА Хаби-буллина, А.Г. Ковалева, М.М. Кабирова и др.

Применение заводнения по традиционным технологиям предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Большинство нефтяных месторождений многопластовые. При этом пласты различаются между собой по коллекторским свойствам, и при совместной их разработке не обеспечивается равномерное вытеснение нефти по всей залежи, что обусловливает формирование остаточной нефти в малопроницаемых прослоях и зонах.

Первые результаты экспериментальных и промысловых исследований по применению поверхностно-активных веществ (ПАВ) как добавок при заводнении нефтяных пластов были опубликованы в США в 40 — 50-х годах. В нашей стране эта проблема изучается более 30 лет.

За рубежом используют ПАВ в основном ионогенного типа в различных компонентных составах. Впервые в отечественной практике этот метод в виде водных растворов ПАВ типа ОП-10 проходил промышленные испытания с 1964 г. на Арланском месторождении. Технологии заводнения нефтяных залежей с применением водорастворимых и нефтерастворимых ПАВ испытывались на более чем 30 опытных участках месторождений России, приуроченных к различным типам коллекторов.

Механизм процесса вытеснения нефти из пластов водным малоконцентрированным раствором ПАВ типа ОП-10 основан на снижении поверхностного натяжения между нефтью и водой с 35— 45 до 7— 8,5 мН/м и изменении краевого угла смачивания кварцевой пластинки от 18 до 27°. Следовательно, натяжение смачивания ( a cosB) уменьшается в 8— 10 раз. Исследования БашНИПИнефти показали, что оптимальной массовой концентрацией неионогенных ПАВ в воде следует считать 0,05— 0,1 % .

При вытеснении нефти растворами ПАВ последние могут дифундировать в значительных количествах в нефть. ПАВ адсорбируются асфальтенами нефти. Дисперсность асфальтенов меняется, отчего изменяются реологические свойства нефти. Впервые в работах В.В. Девликамова с соавторами сообщалось о диффузии в нефть неионогенных ПАВ из водных растворов.

Показано, что после контакта исследовавшихся нефтей с водными растворами ПАВ происходит существенное улучшение реологических и фильтрационных характеристик нефти, в определенных условиях вплоть до полного исчезновения аномалий вязкости. Разрушение структуры в нефти облегчает продвижение ее капель через поры пласта и нефтеотдача возрастает. Таким образом, ПАВ, используемые для улучшения нефтевытесняющей способности воды, должны обладать способностью ослаблять структурномеханические свойства нефтей.

Вытеснение нефти водным малоконцентрированным раствором ПАВ при начальной нефтенасыщенности и сниженном межфазном натяжении приводит к уменьшению объема нефти, блокированной водой в крупных порах заводненной части пласта, но несущественному.

Проведенные в ТатНИПИнефти, СибНИИНП и ВНИИ-нефти опыты по доотмыву остаточной нефти из заводненных пластов показали, что водные растворы неионогенных ПАВ в этом случае увеличивают коэффициент вытеснения нефти из моделей пористой среды в среднем на 2,5— 3 %.

Вместе с тем опыты, проведенные в БашНИПИнефти на искусственных пористых средах, полностью насыщенных нефтью, без остаточной воды, показали увеличение коэффициента вытеснения на 10— 15 % .

Приведенные данные об эффективности нефтевытеснения водными растворами ПАВ свидетельствуют о существенном влиянии на процесс нефтевытеснения характера смачиваемости поверхности поровых каналов. С увеличением гидрофильности пород эффективность применения ПАВ для довы-теснения остаточной нефти снижается.

Как показали модельные исследования, применение концентрированных растворов ПАВ в условиях первичного вытеснения нефти значительно интенсифицирует процесс. Максимальный прирост коэффициента вытеснения при этом, по сравнению с вытеснением нефти водой без оторочки ПАВ, равный 8,3 %, достигнут при закачке 2,0— 2,5 поровых объемов растворов ПАВ. При использовании 0,05%-ных растворов ПАВ этот параметр равняется 5 % при закачке четырех поровых объемов жидкости вытеснения.

Оценки технологической эффективности заводнения опытных участков месторождений республик Башкортостана и Татарстана, а также Западной Сибири неоднократно проводились на основе сопостaвлeния промысловых данных о добыче нефти и нагнетания воды на опытных участках и смежных контрольных участках многими специалистами. Результаты этих работ весьма неоднозначны и противоречивы. Удельная дополнительная добыча нефти от применения водных малоконцентрированных растворов неионогенных ПАВ, определенная разными специалистами, для различных месторождений изменяется в широких пределах — от 12 до 200 т/ т. Столь широкий диапазон изменения этого показателя указывает на неоднозначность и недостоверность определения .

mirznanii.com