Основные условия и средние результаты вытеснения нефти на двухслойных моделях по предлагаемым и известному способам представлены в табл. 1.

В качестве фильтрационного параметра, характеризующего неравномерность процесса вытеснения в двух разнопроницаемых трубках, использовали парциальный (относительный) дебит жидкости менее проницаемого пропластка до и после вытеснения оторочки. Очевидно, чем больше прирост парциального дебита менее проницаемого пласта, тем эффективнее данный способ вытеснения нефти с точки зрения охвата неоднородных по проницаемости пластов заводнением.

Парциальный дебит менее проницаемой трубки при осуществлении предлагаемых способов увеличился, в среднем, в 3,16 раза по первому варианту и в 3,95 раза по второму варианту, а по прототипу в 1,7 раза. Эти результаты свидетельствуют о том, что после закачки композиции СПС по предлагаемым способам произошло выравнивание неоднородности пласта по проницаемости.

После вытеснения нефти по известному и предлагаемому способам средний прирост коэффициента вытеснения составил 15,2% по первому варианту и 17% по второму варианту предлагаемых способов и 8,5% по известному способу.

Таким образом, предлагаемые способы существенно влияют на выравнивание фильтрационной неоднородности слоисто-неоднородных пластов, что ведет к увеличению коэффициента охвата пласта вытеснением.

Кроме этого, были проведены опыты по оценке эффективности заявляемого способа по сравнению с прототипом на естественных кернах по следующим показателям: по фактору сопротивления и остаточному фактору сопротивления, коэффициенту вытеснения.

В табл.2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов по предлагаемым и известному способам с использованием лабораторной установки Autoflood (AFS-300) фирмы «Core Laboratories Instruments (США). Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способов одинаковы.

Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на снижение фильтрационной неоднородности пластов, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления - это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче.

Как видно из табл.2, предлагаемый способ по этим параметрам превышает известный способ: по фактору сопротивления в 1,9 раза по первому варианту и в 1,4 раза по второму варианту, а по остаточному фактору сопротивления соответственно в 4,5 и 2,4 раза.

Сравнительное тестирование структурной прочности СПС, полученных на основе гуара и ксантана, было осуществлено путем измерения сдвиговой прочности на вискозиметре «Полимер РПЭ-1М».

Результаты этих исследований представлены в таблице 3.

Гели на основе гуара превосходят по прочности гели ксантана на 27-48 Па, в среднем при скорости 1,8 с^-1.

Применение предлагаемой группы изобретений способствует повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных нефтяных пластов путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления промытых зон путем создания остаточного фактора сопротивления закачкой гелеобразующих составов повышенной прочности и расширением технологических возможностей.

1. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, воды и технологическую выдержку для гелеобразования, отличающийся тем, что в качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве соединения поливалентного металла используют оксид цинка в присутствии ацетата хрома в минерализованной воде при следующем соотношении компонентов, мас.%:

причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 5 сут.

2. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений, включающий закачку гелеобразующего состава на основе полисахарида, соединения поливалентного металла, воды и технологическую выдержку для гелеобразования, отличающийся тем, что в качестве полисахарида используют гуаровую камедь, в качестве соединения поливалентного металла используют оксид магния в присутствии ацетата хрома, как в пресной, так и в минерализованной воде при следующем соотношении компонентов, мас.%:

причем после закачки заданного объема гелеобразующего состава осуществляют технологическую выдержку продолжительностью от 3 до 5 сут.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30-50%. В частности, метод паратеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

- ресурсов высоковязкой нефти;

- высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;

- теплоэнергетического оборудования;

- термостойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;

- возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.

Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеодачи до 50-60%.

Нефтенасыщенные пласты - коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 - 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80-90%), полевые шпаты (5-10%), смолы (2-5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15-0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная - 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая - 137-532 МПас; с незначительным газосодержанием - 4,6 м3/т; объемным коэффициентом - 1,02; давлением насыщения нефти газом - 1,14 МПа; низким содержанием смол (8-9,8%), асфальтенов (0,3-0,4%), парафина (0,4-0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56-0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру залежи, тогда как при температуре выше 80°С вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра.1988г. / под ?ед. Гиматудинова Ш.К.

2. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Учебное пособие для вузов. -М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003г. - 816с.

3. Гиматудинов Ш.К. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатаций нефтяных месторождений. М: Недра, 1983г.

4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. Учебник для вузов. - М.: ОАО Издательство «Недра». 1986г.

5. Айткулов А.У. Основы подземной гидромеханики и разработки нефтяных месторождений. /под редакцией Т.К. Ахмеджанова, Алматы, 2003г.

6. Баренблатт Г.И. Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в природных пластах. - М.: Недра, 1984г. - 298 с.

7. Анд?еев В.В., Уразаков К.Р. Справочник по добыче нефти. М: ООО «Недра Бизнесцентр», 2000 г.

8. Газизов А.Ш., Газизов А.А. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений на основе ограничения

9. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи - г.Томск, Томский политехнический университет, 2003 г.

10. Интернет-источники.

Размещено на Allbest.ru