4.3. Перечень вопросов к самоподготовке

1. Дайте классификацию тепловых методов увеличения нефтеотдачи пласта.

2. Каков механизм действия теплоносителей в нефтяном пласте?

3. Какие теплоносители применяют для увеличения нефтеотдачи пластов?

4. Какова технология применения горячей воды для увеличения нефтеотдачи пластов?

5. Какова область применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи?

6. Какова эффективность закачки горячей воды для увеличения нефтеотдачи пластов? Как она оценивается в промысловых условиях?

5. Исследование процесса вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта щелочно-полимерными растворами

Цель работы: Оценка эффективности вытеснения нефти из модели слоисто-неоднородного пласта щелочно-полимериыми растворами.

5.1. Общие положения

При заводнении слоисто-неоднородных пластов закачиваемая вода в первую очередь обводняет высокопроницаемые прослои, резко уменьшая коэффициент охвата пласта заводнением и, следовательно, уменьшая текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи. Низкий охват неоднородных пластов воздействием - главный недостаток многих известных технологий увеличения нефтеотдачи пластов. Эффективным методом повышения охвата пласта воздействием закачиваемыми агентами является сочетание их с полимерным заводнением.

Одно из перспективных направлений улучшения метода щелочного заводнения - применение щелочных растворов в сочетании с водорастворимыми - полимерами. Применение растворов щелочей и полимеров приводит практически к синергетическому эффекту. Механизм вытеснения нефти щелочно-полимерными растворами условно можно описать следующим образом. Взаимодействие щелочи с кислотными компонентами в нефти приводит к снижению межфазного натяжения на границе нефть-раствор щелочи. При этом происходит эмульгирование нефти (в зависимости от активности нефти) и гидрофилизация породы. Кроме того, добавка щелочи улучшает фильтрационные свойства полимера. С увеличением рН-раствора резко уменьшается адсорбция полимера, а сам полимер, как известно, позволяет увеличить охват пласта воздействием. Разработаны различные технологии применения щелочно-полимерных растворов, которые можно условно объединить в две группы: одновременная и поочередная закачка растворов щелочи и полимера. Оптимальная технология применения метода -щелочно-полимерного заводнения должна обосновываться лабораторными и теоретическими исследованиями в каждом отдельном случае применительно к условиям конкретного месторождения.

5.2. Проведение эксперимента

Для оценки эффективности вытеснения нефти из слоисто-неоднородного пласта щелочно-полимерными растворами лабораторные испытания проводятся параллельно на трех одинаковых экспериментальных установках. На первой установке определяется коэффициент вытеснения нефти водой с последующим довытеснением водным раствором полимера (ПАА концентрацией 0,05 % масс), на второй - водным раствором щелочи (NaOH концентрацией 0,05 % масс) с последующим довытеснением водным раствором (полимера (ПАА концентрацией 0,05 % масс), на третьей - водным раствором полимера (ПАА концентрацией 0,05 % масс).

Установка для определения коэффициента вытеснения нефти (нефтяного масла) из модели слоисто-неоднородного пласта отличается от установки, используемой в предыдущих лабораторных работах (см. рис.1.1) тем, что она состоит из двух кернодержателей, предварительно заполненных образцами пород различной проницаемости (например, кварцевым песком различного фракционного состава), двух ловушек и двух стаканов. При этом вход обоих кернодержателей соединен с одним и тем же напорным сосудом, заполненным вытесняющим агентом, а выход каждого кернодержателя в отдельности связан со своей ловушкой.

Для проведения лабораторной работы необходимо иметь нефтяное масло (модель нефти), специально подготовленные модели продуктивного пласта - мелко- и крупнозернистый кварцевый песок (при моделировании терригенных пород-коллекторов) или молотый мрамор (при моделировании карбонатных пород-коллекторов), устройство для заполнения породы маслом, весы с разновесами, деревянную палочку, стеклянную трубку, приготовленные водные растворы щелочи (NaOH) и полимера (ПАА) концентрацией 0,05 % масс.

Работы по определению коэффициента вытеснения нефти из модели слоисто-неоднородного пласта на экспериментальной установке выполняют в следующей последовательности.

1. Для моделирования слоисто-неоднородного продуктивного пласта, состоящего из двух пропластков различной проницаемости, заполняют два кернодержателя образцами низко- и высокопроницаемой породы, например, сухим мелко- и крупнозернистым кварцевым песком. Порядок заполнения кернодержателей описан в предыдущих работах.

2. Взвешивают каждый из двух заполненных образцами породы кернодержателей вместе с пробками и записывают их массу (г): МH1 и МB1 , где индексы "н" и "в" означают: низко- и высокопроницаемая порода соответственно.

3. Насыщают маслом образцы породы в каждом кернодержателе (см. описание этой операции в предыдущих работах).

4. Взвешивают каждый из двух кернодержателей с насыщенными маслом образцами породы (вместе с пробками) и записывают их массу (г): МH2 и МB2.

5. Заполняют каждую из двух ловушек водой (см. описание этой операции в предыдущих работах).

6. Соединяют выход каждого из двух кернодержателей с отводом от отдельной ловушки, а вход обоих кернодержателей соединяют вместе с отводом от одного напорного сосуда, заполненного вытесняющим агентом.

7. Открывают краны на соединительных трубках установки. Вода (или водный раствор щелочи, полимера) начинает параллельно поступать в два кернодержателя и вытеснять масло из каждого кернодержателя в отдельную ловушку. Когда объем масла в обеих ловушках перестанет увеличиваться, краны на соединительных трубках закрывают.

8. Для каждого из двух образцов породы (низко- и высокопроницаемой) записывают объем вытесненного масла Vвыт (в см³) и профильтровавшейся воды (или водного раствора щелочи, полимера) Vвод (в см³): VHвыт и VHвод - для образца низкопроницаемой породы; VBвыт и VBвод - для образца высокопроницаемой породы.

9. Для модели неоднородного пласта определяют объем вытесненного масла (в см³): Vвыт = VHвыт + VBвыт

10. Для модели неоднородного пласта определяют объем профильтровавшейся воды (в см³): Vвод = VHвод + VBвод

11. По формуле (1.1) определяют первоначальный объем масла, находившийся в каждом из двух образцов породы до вытеснения (в см3): VHнач и VBнач.

12. Для модели неоднородного пласта определяют первоначальный объем масла (в см3): Vнач = VHнач + VBнач.

13.По формуле (1.2) определяют коэффициент вытеснения нефти из образцов породы и модели пласта: ŋHвыт; ŋBвыт и ŋвыт

14. По формуле (1.3) определяют водный фактор для образцов породы и модели пласта: ВHф; ВBф и Вф.

15. На экспериментальной установке, где осуществляли процесс вытеснения нефти водой, вместо напорного сосуда с водой к кернодержателям подключают напорный сосуд, заполненный водным раствором полимера (ПАА) концентрацией 0,05 % масс. А на экспериментальной установке, где осуществляли процесс вытеснения водным раствором щелочи (NaOH) концентрацией 0,05 % масс, вместо напорного сосуда со щелочью к кернодержателям подключают напорный сосуд, заполненный водным раствором полимера (ПАА) концентрацией 0,05 % масс. Далее на каждой из этих установок проводят испытания по довытеснению нефти из модели неоднородного пласта, при этом следят за изменением объема вытесненного масла в обоих ловушках, определяют его окончательные объемы и рассчитывают для каждого образца породы и модели неоднородного пласта в целом коэффициент вытеснения по формуле (1.2) и водный фактор по формуле

(1.3).

16. Результаты испытаний представляют в виде таблицы (см. табл. 5.1) Табл. 5.1 заполняется по результатам опытов, выполненных всеми рабочими звеньями студентов.

17. Анализируются результаты испытаний и формулируются выводы. В выводах высказывается суждение о полученных результатах.

Таблица 5.1

Результаты экспериментов по определению коэффициента вытеснения нефти

из модели слоисто-неоднородного пласта щелочно-полимерными растворами

Вытесняю-щий агент

Низкопроницаемый образец породы

Высокопроницаемый образец породы

Модель неоднородного пласта

МH1

МH2

VH выт

VH нач

VH вод

ВHф

ŋH выт

МB1

МB2

VB выт

VB нач

VB вод

ВBф

ŋB выт

М1

М2

V выт

V нач

V вод

Вф

Ŋ выт

Вода

Вода с довытес-нением ратвором ПАА (0.05%)

Раствор NaOH (0.05%)

Раствор NaOH (0,05%) с довытесне-нием раствором ПАА (0,05%)

Раствор ПАА (0.05%)