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. сухой УВ-газ с содержанием метана > 90% (вытеснение газом высокого давления; смачиваемость происходит при больших давлениях: 25–40 МПа);

3. жирный УВ-газ с содержанием метана < 90% (вытеснение обогащённым газов; смачиваемость происходит при меньших давлениях);

4. СО₂.

Жидкие 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.

Закачка газа в нефтяную зону и в газовую шапку применяется и как самостоятельный метод. Для предотвращения прорыва газа эффективно чередование закачки газа и воды или пенных систем.

Наиболее эффективным из газовых МУН яв-ся закачка в пласт СО₂. Его основные характеристики:

• СО₂ хорошо растворяется в нефти, уменьшая её вязкость (с 100–600 до 3–15 мПас);

• растворяется и в воде (в нефти в 4–10 раз лучше), образуя угольную кислоту H₂CO₃;

• снижает набухаемость глинистых частиц;

• способствует отмыву плёночной нефти, увеличивает фазовую проницаемость нефти (К_выт может достигнуть 94–95%);

• угольная кислота повышает коэф-т проницаемости песчаников на 5–15%, а доломитов – до 75%.

Известны следующие технологии закачки:

• чередующаяся закачка газа и воды;

• закачка смеси СО₂ и воды (карбонизированная вода).

Недостатки метода:

• снижение коэф-та охвата вытеснением;

• коррозия в скв. и нефтепромысловом оборудовании;

• вопросы транспортировки СО₂ и подготовки нефти.

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.