6. Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой:

1. Н и В не смешиваются, между ними образуется поверхность раздела;

2. гидрофобизация пород из-за адсорбции тяжёлых компонентов нефти;

3. различные вязкости Н и В.

Идеальным вытесняющим агентом является жидкость или газ, которая смешивается с нефтью растворяется в ней с образованием однофазной жидкости. При этом происходит полное вытеснение нефти из охваченных процессом участков пласта, т.е. К_выт стре­мится к 100%.

К растворителям относятся:

1. углеводородные растворители (пропан-бутановые фракции, которые при P > 0,4 МПа и нормальных температурах находятся в жидком состоянии);

2. Газовый конденсат, бензин и пр.

Растворители закачиваются в виде оторочки, которая проталкивается сухим или жирным газом. На этапе закачки растворителя, в пласте образуется 3 зоны: растворителя, смешива­ния и нефти.

Смешивание растворителя происходит:

1. за счёт конвективного перемешивания частиц растворителя и нефти;

2. за счёт диффузионного проникновения молекул растворителя в нефть.

7. Физические основы применения тепло­вых методов для увеличения нефтеот­дачи нефтяных пластов.

См. также вопрос 4. В пласте теплопередача осуществляется двумя способами: конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счёт теплопроводности пористой среды). В результате этого в пласте формируется температурный фронт, который перемещается в направлении движения теплоносителя.

При закачке горячей воды, в пласте формируется 3 зоны:

1. зона горячей воды;

2. зона пластовой температуры;

3. зона вытеснения холодной водой.

При закачке водяного пара – 4:

1. зона пара (очень небольшая);

2. зона горячей воды;

3. зона пластовой температуры;

4. зона вытеснения холодной водой.

При помощи тепловых методов разработки добиваются увели­чения температуры и, следовательно, снижения вязкости флюидов. Объекты применения – залежи высоковязких нефтей и битумов. При увеличении температуры, вязкость снижается только до 6080 С, затем зависимость вязкости от температуры выполажи­вается.

При закачке пара проявляется так называемая дистилляция (разгонка нефти на фракции, в результате чего более лёгкие из них проникают в холодную зону способствуя уменьшению вязкости вытесняемой нефти).

Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты. Основные виды потерь можно классифицировать так:

1. потери в трубопроводах;

2. потери в стволе скважины;

3. потери через кровлю и подошву пласта.

8. Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на при­мере Ромашкинского месторождения.

Эксплуатация месторождения началась и успешно осуществля­ется с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнений.

Неоднородные по мощности и простиранию пласты горизонта Д₁ вскрыты единым фильтром в нагнетательных и эксплуатацион­ных скважинах. Вследствие более интенсивной выработки высоко­проницаемых пластов имеет место понижение температуры эксплуатируемых низкими темпами малопроницаемых пластов. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации часть парафина выпадет в пористой среде в виде твердой фазы и может значительно ухудшить фильтрационные свойства пласта. В связи с этим проведены термогидродинамические исследования для совершенствования системы разработки Ромашкинского месторождения. В ходе исследований установлено:

• на устье нагнетательных скважин температура закачиваемой поверхностной воды изменяется в течение года от 1 до 27°С при среднем ее значении 11⁰С;

• температура потока на забое нагнетательных скважин горизонта Д₁ в течение года в зависимости от их приемистости колеблется от 5 до 29°С. Средневзвешенная величина её составляет 14°С;

• продолжительность восстановления температуры охлажденного пласта до начального состояния существенно превышает про­должительности нагнетания воды в скважины.

При разработке месторождения изменение пластовой темпера­туры может быть вызвано прохождением фронта начала охлажде­ния (температурного фронта) и дроссельным процессом. В резуль­тате измерений в скважинах ряда площадей Ромашкинского месторождения получено, что величина коэффициента Джоуля-Томпсона равна минус 0,04-0,046 °С/ат.

Некоторыми исследователями предлагалось подогревать зака­чиваемую в пласты Ромашкинского месторождения воду с начала разработки. Результаты промысловых экспериментов на Ромаш­кинском месторождении по закачке горячей воды и расчеты показали, что для подогрева закачиваемой воды только до пласто­вой температуры необходимо было бы израсходовать топливо, по объему значительно превышающее потери нефти в охлажденных зонах. Таким образом, было показано, что с топливно-энергетиче­ской точки зрения заводнение на Ромашкинском месторождении является эффективным.