і проникності його дорівнюють нулю), а в тріщинувато-пористому колекторі блоки - це звичайне пористе середовище, яке характеризується пористістю і проникністю.
Відомі подання тріщинувато-пористого пласта моделями Бейкера (один матричний блок І одна тріщина, яка розміщена горизонтально), Каземі (багато горизонтальних, рівномірно розміщених блоків і тріщин), Уоррена - Рута (багатоблочна система типу “цегляного миру”), де Сваана (на відміну від моделі Уоррена - Рута блоки мають форму не паралелепіпедів, а сфер) та ін. Г,І.Баренблатт, Ю.П.Желтов та
І.М.Кочіна, які поклали в 1960 р. початок вивченню фільтрації в тріщинувато-і юристах середовищах, запропонували тріщинувато- пористе середовище розглядати як систему двох, вставлених одне в одне, різномасштабних “пористих” середовищ, як систему з подвійною пористістю або “подвійне” середовище. У кожній точці простору вводяться по дві значини коефіцієнта пористості, коефіцієнта проникності, тиску і швидкості фільтрації відповідно в тріщинах і в порах блоків. Коефіцієнта пористості і коефіцієнти проникності тріщин
і блоків можуть бути зіставимими (одного порядку).
З цих позицій чисто тріщинні колектори подібні пористому середовищу, в якому зерна виражені непроникними блоками, а з’єднані між собою пори - системою сполучених, у загальному випадку, хаотично розміщених тріщин. Стосовно до таких колекторів можна використати раніше розглянуті методи розрахунку технологічних показників розробки.
А.Т. Горбунов запропонував аналітичну методику розрахунку в разі застосування заводнення. Відмінність її від раніше розглянутої методики ВНДІ-1 полягає в тому, що замість різниці тисків вводиться функція тиску, враховується залежність коефіцієнта проникності від тиску, а тако'ч у внутрішні фільтраційні опори свердловин вводяться інерційні опори, які характеризують зростання їх зі збільшенням дебітів свердловин.
Дія масивних покладів наближені методики розрахунку показників розробки запропонували В.М. Майдебор, М.П. Лебединець.
Тривалість безводного періоду та інтенсивність обводнення свердловин родовищ з тріщинувато-кавернозними колекторами залежно від розвитку тріщинуватості за даними ВММайдебора дуже різні: від швидкого обводнення (за 2-6 місяців свердловини повністю обводнюються)
до тривалого період)' експлуатації (понад 5 років) за відносно невеликою (3-10%) сталого або малозростаючого вмісту води в рідині, а відтак швидкого подальшого обводнення (за 2-5 місяців). Після обводнення свердловин виїде 50% кількість відібраної нафти становить лише 5...10% сумарного відбирання 'її за водний період експлуатації. Коефіцієнт нафтовилучення в раз витіснення нафти водою становить 0,5...0,65.
У тріщинувато- пористих колекторах особливості витіснення нафти водою або і’азом зумовлені відношенням коефіцієнтів проникностей тріщин і блоків. Коефіцієнт тріщинної (вторинної) пористості порівняно невеликий і в середньому становить 0,2...0,8%. Коефіцієнт проникності тріщин може змінюватися від кількох тисячних до Імкм2 і більше. Коефіцієнт пористості блоків змінюється від 1 до 20...30%, а коефіцієнт проникності - від нуля до кількох квадратних мікрометрів. Зазначимо, що потрібно відрізняти коефіцієнт тріщинної проникності, який розраховується для всього перерізу середовища, з урахуванням тріщин, від проникності тріщин. Залежно від густота тріщин, точніше від тріщинної пористості, коефіцієнт проникності тріщин у сотні разів більший коефіцієнта тріщинної проникності.
|
А*™
|
Рисунок 2.8 — Схема витюнеггня нафш водою з тріщиі (умті> пористого пласта, коли проникність тріщин менша (о), дорівнює (о) і значно більша (в) від проникності порових блоків: 1 - нафта; 2 - вода |
Оскільки тріщинувато-пористі колектори являють собою подвійне середовище, то першочергове, випереджувальне витіснення нафти буде спостерігатися із високопроникного середовища. На рис. 2.8 зображено схему витіснення нафти водою із тріщинувато- пористого пласта, коли проникність тріщин менша, рівна і значно більша (відповідно рис. 2.8 а, б і в) проникності пористих блоків. Нагнітальна в пласт вода за рахунок створення градієнта тиску надходить у тріщини і пористі блоки пропорційно коефіцієнту проникності тріщин і коефіцієнт)' порової проникності. У колекторах з високою поровою проникністю частка води, яка надходить у тріщини, відносно невелика. У колекторах з низькою або середньою поровою проникністю (коефіцієнт проникності відповідно менше 0,01 мкм2 і в межах 0,01-0,1 мкм2), де тріщинна проникність краща порової, найбільший об’єм води надходить у систему тріщин, витісняючи із них нафту. З тріщин вода йде в пористі блоки спочатку під дією гідродинамічного перепаду тиску між системою тріщин І пористими блоками. Відтак, якщо порода пористих блоків добре змочується водою (гідрофільна), за рахунок протиплинного капілярного всмоктування надходить у пористі блоки, заміщуючи в них нафгу і витісняючи її в тріщини. Очевидно, що вода входить через малі пори, а нафта виходить через великі пори. Коефіцієнт витіснення нафти з тріщин дорівнює 0,8 - 0,85, а з матриць- є порівняно невеликим, тобто 0,2 - 0,3. Швидкість капілярного всмоктування сама по собі невелика і може значно знижуватися внаслідок погіршення проникності на поверхні блоків (замулювання пор колоїдними, завислими частинками, які перебувають у воді). За наявності двох систем макро- і мікротріщпн пласт розділений макротріщинами на макроблоки, які, в свою чергу, мікротріщинами розділені на мікроблоки. Є підстави вважати, що заповнені нафтою мІкротріщини слугують екранами, які перешкоджають перебігу процесу капілярного всмоктування в усьому об’ємі матричної породи.
Рідина, яка фільтрується через макротрішини, вступає в контакт з мікроблоками, що розміщені на поверхні макроблоків. Ці мікроблоки охоплюються процесом капілярного всмоктування. У внутрішніх мікро- блоках просочування не відбувається. Всмоктування закінчується після досягнення певної водонаснченосгі блоків (кінцевого нафтовилучення), За цей час вода у тріщинах переміститься на відстань Д.їзкв, яка визначає розмір зони капілярного всмоктування {стабілізованої зони). Блоки пласта не одночасно охоплюються процесом всмоктування, тому зона виникає і перемішується вздовж пласта. Розміри її, окрім капілярних процесів, зумовлюються величиною витрати нагнітальної води. За великих швидкостей нагнітання розміри зони капілярного всмоктування можуть значно перевищувати розміри покладу, так що незадовго після початку заводнення вода підійде до видобувних свердловин, а це призведе до відбирання разом з нафтою великих об’ємів води. На такому уявленні побудовано методику розрахунку процесу розробки, яка передбачає поділ його на етапи, тривалість яких дорівнює тривалості повного капілярного всмоктування. Для спрощення розрахунків припускають, що процес всмоктування є нескінченним. Для визначення показників розробки чисельними методами розв’язується система диференціальних рівнянь, яка в загальному випадку охоплює рівняння нерозривності потоку, руху, балансу фаз і міжфазового обміну між блоками і тріщинами.
Процес розробки тріщинувато-пористих покладів проходить складніше. Тріщинуватість не утруднює заводнення у випадку розміщення нагнітальних свердловин на ділянках з низькою проникністю. Кращим є вибіркове і площове заводнення за відношення нагнітальних і видобувних свердловин 2:1 і 3:1 з тиском нагнітання в межах 0,45...0,75 вертикального гірничого тиску. Характерними є більші об’єми запомпованої і видобутої води.
Високодебітні свердловини швидко обводнюються. Зниження пластового тиску супроводжується змиканням мікротріїдин і відключенням менш проникних шарів. Зосереджене і шіощове запомповування газу є мало ефективним внаслідок швидких проривів газу по тріщинах. Ці явища тим більше виражені, чим менша порова проникність порівняно з проникністю тріщин. У ході розробки таких покладів спостерігаються різні закономірності обводнення свердловин, що зумовлено різкою неоднорідністю колекторів за проникністю. Наприклад, на родовищах Бєларусі за характером обводнення свердловини поділяються на три групи: обводнення свердловин до 80% проходить або швидко за 6...10 міс; або за 12... 18 міс.; або поволі за 20 міс. і більше. Після 80% обводнення видобуток нафти стає незначним. Коефіцієнти нафтовилучення змінюються від 0,1 до 0,6, а в деяких випадках і більше, у середньому можуть становити 0,2...0,4, причому вони менші, ніж для покладів з чисто тріщинними колекторами. Селективна Ізоляція обводнених інтервалів забезпечує знову промислові припливи нафти у свердловину. Форсування процесу відбирання сприяє збільшенню обсягів видобутку нафти.
Тріщинні колектори характеризуються анізотропією проникності, коли проникність в одному напрямі в багато разів (на деяких родовищах у 13 разів) є більшою від проникності в перпендикулярному напрямі. Збіг напряму тріщинуватості, в тому числі макротріщин, з напрямом руху води призводить до передчасного обводнення свердловини і значного зниження ефективності процесу нагнітання води. Тому свердловини намагаються, за можливості, розміщати з урахуванням напряму тріщинуватості, хоч вона, разом з тим, головним чином виявляється уже в процесі розробки.
Початкова швидкість проривання води від нагнітальних свердловин до видобувних змінюється в широких межах - від 0,5 до 20 м/добу, а після проривання швидкість руху індикатора (флюоресцеїну та ін.) з водою сягає 1000 м/добу. Порівняно малі початкові швидкості руху води зумовлені витратою її на капілярне насичення (всмоктування) пористих матриць, а також відмінністю в'язкостей нафти та води. Високі швидкості руху індикатора пояснюються прориванням води по окремих високопроникних тріщинах або по тріщинуватих пропластках, коли капілярне насичення блоків, що прилягають до цих каналів, практично закінчилося. Підвищення швидкості може бути додатково зумовлено збільшенням розмірів каналів за рахунок розчинення їх стінок в інтенсивному потоці води. Індикатор фіксується в кожній Із навколишніх свердловин неодноразово (періодично), що пояснюється різнотріщинуватістю порід.
З метою підвищення ефективності розробки таких покладів застосовуються способи зменшення проникності макротріщин у пласті нашітанням рідинних осадо-, геле- або емульсієутворювальних сумішей та інших речовин. Набагато ефективнішими є дисперсні системи, які містять частинки розміром більше 0,01 мм. Дисперсна фаза таких систем (суспензій) надходить лише в ті канали, розмір яких є більшим від розміру її частинок (гранул). Враховуючи статистичний розподіл тріщин за величиною їх розкриття і статистичний розподіл розмірів частинок, можна забезпечити, як це показано нами, зменшення проникності (кероване, вибіркове тампонування) лише високопроникних макротріщин, а рідинні тампонувальнІ агенти завжди надходять в усі канали пропорційно до їх проникності. Найкращою є технологія, яка передбачає створення потоковідхилю- вальних бар’єрів у глибині пласта, у міжсвердловинких зонах пласта, а не тільки в при вибійних зонах, локально біля свердловин. У результаті цього пласт із тріщинувато-пористого1 ‘перетворюється’’ в пористий.
У цілому, родовища з тріщинуватими колекторами розробляються методами заводнення з меншою ефективністю, ніж родовища з пористими колекторами; при цьому досягнутий коефіцієнт нафго- вилучення нижчий на 5-20%. Особливості розробки таких родовищ зумовлені складнішою структурою пустотного простору і будовою покладу, відмінністю процесів фільтрації і витіснення нафти.
§ 2.9 Економічна оцінка процесу розробки і вибір раціонального варіанта
Економічна оцінка процесу розробки полягає в розрахунку економічних показників, із яких основні - собівартість видобування нафти, питомі капітальні вкладення, зведені витрати і прибуток. Ці показники визначають за капітальними вкладеннями, експлуатаційними витратами і вартістю підготовки 1 т видобувних запасів.
Як вхідні дані беруть такі технологічні показники розробки: об’єми видобутку нафти та рідини, фонд видобувних і нагнітальних свердловин, глибина свердловин і їх дебіти (по нафті і рідині), об’єм деемульгованої рідини, об’єм нагнітання робочого агента і тиск нагнітання, кількість свердловії но-м іся ці в експлуатації.
Методика розрахунку’ базується на залежностях економічних показників розробки від виробничих і технологічних параметрів варіанта розробки. Ці залежності (економічна модель) встановлено на підставі узагальнення фактичних і проектних даних розробки родовищ
і виробничої роботи підприємств.
Напрями капітальних вкладень і експлуатаційних витрат та розрахункові формули для їх визначення подано в табл. 2.1 і 2.2. Капіпшьні вкладення складаються із витрат на буріння свердловин, облаштування промислів, обладнання системи підтримування пластового тиску (ППТ) і на загальне промислове облаштування району (дороги, виробничі бази і т, ін.).
Останні витрати за необхідності беруть у розмірі близько ЗО % усіх капітальних вкладень. Відмінні особливості щодо конкретних родовищ у ході розрахунку капітальних вкладень враховуються поправковими коефіцієнтами, які залежать від району виконання будівельно-монтажних робіт, глибини, продуктивності, густоти сітки розміщення, газового фактора і буферного тиску видобувних свердловин, а також від тиску нагнітання, густоти сітки розміщення і глибини нагнітальних свердловин.
Екстуатацтнї витрати містять:
а) витрати на обслуговування видобувних свердловин (заробітна платня виробничого персоналу, відрахування на соціальне страхування, цехові витрати);
б) витрата, які залежать від рівня поточного видобутку рідини (лерепомповування і зберігання, деемульсація нафти);
в) витрати на ППТ (без амортизації і капітального ремонту нагнітальних свердловин та вартості електроенергії);
г) загальнопромислові витрати, що залежать від кількості видобувних свердловин;
ґ) витрати на амортизацію, які складаються із відрахувань на покриття початкової вартості свердловин (амортизаційний термін служби свердловин за нормами 15 років), їх обладнання і відрахувань на капітальний ремонт свердловин та обладнання.
У ході розрахунку із застосуванням узагальнених економічних нормативів (коефіцієнтів) проводиться коректування за допомогою коефіцієнтів, що враховують вплив географо-кліматичних, економічних і організаційних умов даного родовища (району) на рівень окремих витрат.
Собівартість С видобутку нафти на певний період часу - це відношення всіх експлуатаційних витрат Вс за відповідний період до видобутку нафта за цей же період:
С = Яе/&ум. (2.132)
Питомі капітальні вкладення К^П дорівнюють відношенню
/
накопичених капітальних витрат У К, в і-му році розробки до
(=1
видобутку нафти Оц, у відповідному році:
Кгшт = (2-133)
/=І
Зведені витрати Взв, тобто зведені до відповідного моменту часу (моменту початку розробки родовища), визначають за формулою:
^зв = С + ЕИКтт> (2.134)
де Еи - нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень (для нафтової промисловості Ен ~ 0,15), що дорівнює оберненій величині нормативного терміну окупності.
Прибуток визначають за формулою;
П = Оиі{Ц-С), (2.135)
де Ц- ціна продукції.
Якщо задано державне замовлення на видобуток нафти із родовища, то рщіоначьна система розробки обгрунтовується за мініму\мом зведених витрат. За відсутності державного замовлення проводиться аналіз різних варіантів розробки. Як раціональний вибирають варіант, який також забезпечує мінімальні зведені витрати за відповідний період оптимізаціі'. Вважається доцільним брати 15-річний період оптимізації, на який, як правило, складають науково обгрунтовані прогнози розвитку економіки.
Напрями капітальних вкладень | Формула | Позначення |
Буріння свердловин | Кі=В№ Кг=&іК | Ви В2 - вартість будівництва видобувної та нагнітальної свердловин; А1» іУн - кількість видобувних і нагнітальних свердловин |
Обладнання видобувних свердловин |
| Ві - вартість обладнання одної видобувної свердловини |
Нафтові колектори і ВИКВДНІ лінії |
| <7 - дебіт рідини на одну свердловину; Рс - вільна площа на свердловину; о\, 02, Ьи Ьг - емпіричні коефіцієнти |
Устатковання підготовки нафти | Капітальні вкладення залежать від об’єму видобувної рідини і типу усталювань | |
НафтшбІрні парки | Кб=°зЄ%е | 2лоб - добовий видобуток нафти; - емпіричні коефіцієнти |
Інше обладнання промислів | к1=в1к | Ві - витрати на інше обладнання, яке припадає на одну свердловину |
Водозабірні споруда |
| бнтах - максимальний об’єм поточного нагнітання вода; СІА - емпіричний коефіцієнт |
Енерготсплове обладнання | £ II | 05- емпіричний коефіцігнт |
Інше обладнання цеху ППТ | Л"ш - 5|(Д, | Від - витрати на інше обладнання, яке припадає на одну нагнітальну свердловину |
Напрями експлуатаційних витрат | Формула | Позначення |
Амортизація свердлових | Е. - М'Ві Е2 = МгВі 1 15 1 15 | Л/ь Л/і - свердловино- роки, які облікуються по видобувних і нагнітальних свердловинах |
Амортизація обладнання видобувних свердловин | г- м\%г * р | Р - термін амортизації обладнання свердловин, роки |
Капітальний ремонт свердловин | Еа = Мх^-В\ 4 1 100 1 £, =М2~—В2 100 | Я]-нарахування на капітальний ремонт свердловин, % |
Капітальний ремонт обладнання свердловий | Е6 =М 1 — о 1 100 ^ | п2 - нарахування на капітальний ремонт обладнання свердловин, % |
Обслуго«\таі!ня видобувних свердловин | і = 1 | N. - кількість видобувних свердловин в /-му році; а\,є | - емпіричні коефіцієнти |
Витрати на ППТ (без амортизації і капітального ремонту нагнітальних свердловин та вартості електроенергії) | Е8 = і = 1 | Л'Н1 - кількість нагнітальних свердловин в /-му році; #2,^2 ~ емпіричні коефіцієнти |
Перепомповування і зберігання нафта | *9 = І«зЄРЧ і = 1 | {?р, - видобуток рідини в;-му році; «з, £>з - емпіричні коеіфцІєнти |
Деемульсація нафти | £ю = Хбрі^п /=і | 5ц - витрати на деемульсацію 1 т нафти |
Загальновиробничі витрати | £ц = ;=і | а\, Ь\ - емпіричні коефіцієнти |
Але розглядувані варіанти характеризуються також різними накопиченими відборами нафти (коефіцієнтами нафтовилучення) за різних тривалостей процесу розробки. Тому рекомендується вибирати раціональний варіант за умови отримання однакової величини видобутку нафти за однаковий час. Вирівнювання видобутку нафти згідно з варіантами за розглядуваний час забезпечується умовним введенням в експлуатацію додаткових родовищ одночасно з розробкою родовища, яке аналізується. При цьому зведені витрати обчислюють з урахуванням середньоі'алузевих витрат на пошуки і підготовку запасів нафти (геолого-розвідувальні витрати) як в собівартості, так і в питомих капітальних вкладеннях. Питомі капітальні вкладення розраховуються за залишковою вартістю основних фондів і залишковими витратами на підготовку запасів (відповідно зменшенню їх у процесі експлуатації).
Оскільки раціональний варіант може мати проміжне положення серед розрахункових, то для його визначення потрібно скласти графік залежності зведених витрат від густоти сітки свердловин і визначити мінімальну точку.
Для визначення економічно обгрунтованого коефіцієнта нафто- втучення будують залежність собівартості видобутку 1 т нафти від накопиченого видобутку (диференціюванням графіка “експлуатаційні витрати - накопичений видобуток нафти”). Відношення накопиченого видобутку нафти до балансових запасів, коли собівартість сягає граничної собівартості, характеризує економічно обгрунтований коефіцієнт нафтовилучення. Цьому накопиченому видобутку відповідає економічно обгрунтована тривалість розробки.
Граничну собівартість можна брати, наприклад, з урахуванням світових цін на нафту.
Значині граничної собівартості відповідає така собівартість видобутку нафти, за якої настає межа економічної рентабельності видобування нафти.
Для варіанта розробки, який рекомендується до впровадження, додатково визначають також інші економічні показники. Ці питання грунтовніше вивчають в економічних дисциплінах.
Контрольні питання
1. Охарактеризуйте суть І переваги чисельних методів математичного моделювання процесу розробки нафтових родовищ.
2. Які основні вимоги ставляться до сучасної методики розрахунку технологічних показників розробки?
3. Розкажіть про основи теорії непоршневого витіснення нафти водою.
4. Як визначити середню обводненість пласта в зоні витіснення?
5. Охарактеризуйте принцип побудови відносних коефіцієнтів модифікованих проникностей.
6. У чому полягає суть методики ВНДІ-2?
7. Запишіть і поясніть формулу для розрахунку коефіцієнта нафто- вилучення із переривчастого пласта.
8. Що розуміють під бар'єрним заводненням? Чим зумовлена потреба в його застосуванні.
9. Поясніть причини малого охоплення пластів по розрізу і площі під час розробки родовиш ненькяонівських нафт,
10.Як впливає тріщинуватість порід на процес і показники розробки родовиш?
11.Розкажіть про структуру зведених витрат і як вони враховуються під час проектування розробки нафтових родовищ
Глава 3. ТЕХНОЛОГІЯ І ТЕХНІКА ДІЯННЯ НА НАФТОВІ ПОКЛАДИ ТА ПІДВИЩЕННЯ НАФТОВИЛУЧЕННЯ
§ ЗЛ Загальна характеристика методів
За весь період розвитку нафтової промисловості застосовувались різні методи діяння на нафтові поклади з метою збільшення видобутку нафти.
Розвиток і мета мет одів діяння на нафтові поклади
З початку розвитку нафтової промисловості до 40-х років минулого століття поклади розробляли на режимах виснаження, за яких вилучали не більше 25% нафти від початкових запасів. Рідко зустрічався природний водонапірний режим.
До цього ж періоду відноситься початок застосування з метою відбирання залишкових запасів так званих вторинних методів видобування нафти - помпування повітря і гарячої газоповітряної суміші в поклади, вакуум-процес та ін. На відміну від свердловинних систем розробки покладів застосовувались також шахтний (шляхом піднімання нафтонасиченої породи на поверхню, а також за допомогою свердловин або інших дренажних каналів у шахтах) і кар’єрний (відкритий) способи видобування нафти. Було застосовано також площове заводнення на окремих п’ятиточкових елементах.
З кінця 40-х років минулого століття розпочався якісно новий етап у
розвитку технології нафговидобування - інтенсивне впровадження
заводнення як на енергетично виснажених (вторинний метод
видобування нафти), так і на нових (первинний метод) родовищах.
Поряд з подальшим випробуванням і впровадженням інших методів
головним методом діяння на нафтові поклади стало заводнення.
Внаслідок доступності води, відносної простоти нагнітання і високої ефективності витіснення нафти водою звичайне заводнення буде широко застосовуватися ще тривалий час Підтримування пластового тиску (ППТ) шляхом заводнення дало змогу збільшити
- середній проектний коефіцієнт нафтовилучення із пластів у цілому (з урахуванням інших систем і методів розробки) приблизно в 2 рази,
темпи видобування нафти (поточний річний видобуток),
~ тривалість фонтанування свердловин
Заводнення як окремий метод розробки нафтових родовищ за сприятливих фізико-геолопчних умов дає змоіу досягнути коефіцієнта нафтовилучення 0,65 0,7 Проте в разі заводнення родовищ з важковидобувними запасами (висока в’язкість нафті!, мала проникність і велика неоднорідність пластів) коефіцієнти нафтовилучення зменшуються до 0,3 0,35 за зростання кратності промивання пор пласта водою з 0,8 1 до 5 7, а за динамічного коефіцієнта в’язкості нафти понад 25 30 мПас заводнення стає малоефективним Тому перед нафтовидобувною галуззю стоїть проблема підвищення нафтовилучення із пластів, яка полягає в збільшенні ефективності заводнення як основної технології і у відбиранні залишкової нафти з уже заводнених зон (третинні методи видобування) та із покладів, які розробляються на інших режимах виснаження або витіснення
У 50-х роках минулого століття підвищення ефективності заводнення пов’язували головним чином зі зміною схеми розміщення свердловин (приконтурне, осьове, блокове, осередкове, площове, вибіркове заводнення), вибором оптимального тиску наїнітання, з обгрунтованим виділенням об’єктів розробки І т ін
З початку 60-х років почали посилено вивчати способи покращення витіснювальної здатності води за рахунок додавання різних активних домішок (поверхнево-активних речовин, вуглеводневого газу, лугу, кислоти і їй), які впливають на гідродинаміку потоку Класифікація, умови і перспективи застосування методів підвищення нафтовилучення
У наш час відомі, вивчаються і впроваджуються в промислову практику десятки різних методів діяння на нафтові поклади і підвищення нафтовилучення (первинні, вторинні, третинні), що тією чи іншою мірою базуються на заводненні Серед них можна виділити чотири головні групи
гідродгтамічиї методи - циклічне заводнення, зміна напрямку фільтраційних потоків, створення високих тисків нагнітання, форсоване відбирання рідини, а також методи діяння на привибіЙну зону пласта,
фиико-хшічи! методи - заводнення із застосуванням активних домішок (поверхнево-активних речовин - ПАР, полімерів, лупв, сірчаної кислоти, дюксиду вуглеводню, міцелярних розчинів),
газові методи - водогазове циклічне діяння, витіснення нафти газом високого тиску,
теплові методи - витіснення нафти теплоносіями (гарячою водою, парою), пароциклічне оброблення пласта, внутрішньопластове горіння, використання води як терморозчинника нафти
Застосовність методів підвищення нафтовилучення із пластів визначається геолого-фізичними умовами (табл 3 1 та 3 2) Відомі методи характеризуються різною потенційною можливістю збільшення нафтовилучення із пластів (від 2 до 35% балансових запасів) і різними факторами їх застосування (табл З 3)
Таблиця 3.1 - Головні критерії дня застосування фізико-хімічних і газових методів підвищення нафтовилучення____________________
|
* Несприятливий, а в дуже вираженій формі - недопустимий параметр. |
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 19 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |