Вытеснение нефти водой из трещиновато-пористых пластов. Применение полиакриламидов для вытеснения нефти
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что не только карбонатные породы насыщены трещинами, но также пласты из песчаников или алевролитов в той или иной степени трещиноваты. В процессе разработки трещиновато – пористых пластов давление быстрее распространяется по системе трещин. Поэтому возникают перепады между давлениями в трещинах и блоках, которые вызывают перетоки жидкости между трещинами и блоками (матрицами) пород. Это приводит к запаздыванию перераспределения давления по сравнению с перераспределением давления в однородных пластах. Закачиваемая в такие пласты вода быстро прорывается по трещинам к добывающим скважинам, оставив нефть в блоках породы. Для увеличения нефтеотдачи закачивают в нефтяные пласты водные растворы применяют полиакриламид ПАА. Молекулы ПАА состоят из атомов углерода, водорода и азота. В определенных условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. Молекулы полимера в водном растворе, продвигаясь в пористой среде, сорбируются на зернах поверхности пород, (как бы «цепляются» за зерна этой среды), создавая дополнительное фильтрационное сопротивление.
Основные уравнения разработки залежи (уравнение материального баланса, притока флюидов к скважине).
Уравнения материального баланса используются для определения показателей разработки месторождений, запасов залежей по данным об отобранных из них объемах газа и жидкости.
|
|
|
Согласно принципу материального баланса, начальная масса Мн нефти в пласте равняется отобранной к моменту t массе нефти Мдоб и оставшейся в пласте массы нефти Мост:
Задачи разработки нефтяных залежей с применением теории упругого режима.
При упругом режиме разработки залежи происходит расходование упругой энергии пласта (происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих жидкостей). По мере отбора нефти скважиной давление, а вместе с ним и запас упругой энергии на ее забое и в прилежащей области, уменьшаются. Продолжение отбора нефти ведет к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины (либо вокруг залежи).
Теорию упругого режима применяют для решения следующих задач разработки нефтяных залежей.
1. Определение параметров по КВД в остановленных скважинах.
2. Определение параметров пласта между скважинами А и Б по кривой изменения давления в реагирующей скважине А после изменения режима работы возмущающей скважины Б.
3. Определение давления на первоначальном контуре нефтеносности залежи при известном поступлении воды из законтурной области или определение объема воды, поступающей в залежь, при известном изменении давления в ней.
|
|
|
Прогнозирование показателей разработки месторождении при упруговодонапорном режиме.
При упруговодонапорном режиме в залежь поступает законтурная и подошвенная вода. Приток ее к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатых воды, нефти и скелета породы пласта, так и напором продвигающейся в залежь воды из законтурной зоны. Продвижение воды замедляет падение пластового давления, что благоприятно влияет на дебиты и число скважин, необходимое для обеспечения запланированного отбора из залежи, на продолжительность фонтанной эксплуатации и другие технологические параметры. Однако имеются и негативные последствия. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по разрезу приводят к продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, что вызывает преждевременное обводнение скважин. В результате осложняется эксплуатация скважин, появляется необходимость отделять нефти от воды и сброса ее в специальные скважин, ухудшаются технико-экономические показатели разработки. Прогнозирование показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме отличается тем, что в результате продвижения подошвенной или контурной вод происходит уменьшение нефтенасыщенного объема и замедление темпа падения пластового давления.
|
|
|
Величина суммарного объема внедрившейся в залежь пластовой воды Qв(t) зависит от: фильтрационных параметров нефтяной залежи и ее формы; темпа отбора флюидов; размеров водоносного бассейна и запасов его упругой энергии, применяемой системы разработки, вскрытия пластов и размещения эксплуатационных скважин; последовательности ввода в разработку высоко– и низкопроницаемых участков залежи т. д.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 584; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!