44. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос)

Технология применения ВУС, ГОС, ОС на месторождениях Западной Сибири.

Основной реагент полиакриламид. Различают несколько модификаций:

1) СПС- сшитая полимерная система, применяется высоко и низко молекулярный полимер, в качестве сшывателя применяется ацетат хрома ПАА+АХ или и хлоркалиевыекварцы ПАА+ ХКК. За счет сшивателей стабилизируют полимер.

ВУС- ВязкоУпругиеСоставы. В Основе присутствуют высокомолекулярные полимеры. ПАА-0.6-3%.

Применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах.

ПАПС-ПоверхностноАктивныеПолимерныеСистемы, смесь ПАА и ПАВ. Направлен на увеличения коэфицента охвата заводнением и увеличения коэфицента вытеснения.

ГОС-ГелеОбразующиеСистемы, направлены на загущения воды и увеличения коэфицента охвата пласта.

БГС- БольшеобъемнаяГелеваяСистема, применяются для выравнивания профиля премистости в нагнетательных скважинах и увеличения охвата пластов за счет загущения закачиваемой воды.

При вытеснении из пластов нефтей различной вязкости обычной водой текущая и конечная нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей воды и нефти. Для уменьшения этого отношения и как следствие увеличения нефтеотдачи, используются водные растворы полимеров. В качестве полимера чаще всего используют полиакриламид(ПАА). Молекулы полимера продвигаясь в пористой среде, в водном растворе как бы цепляются за зерна этой среды, создавая дополнительное фильтрационное сопротивление и сорбируясь на зернах пород. Фильтрация водного раствора полимеров происходит так, что с увеличением градиента давления скорость его фильтрации возрастает медленнее по сравнения со скоростью фильтрации воды по закону Дарси. Жидкость скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления, и при том с каждым приращением градиента давления возрастает на все меньшую величину называется дилантной. Вязкость закачиваемого раствора ПАА доводят до 5-6 вязкостей воды. Механизм вытеснения нефти раствором ПАА похож на вытеснения с использованием ПАВ, но имеет абсолютно другую природу.

Водный раствор ПАА также применяют с целью регулирования движения жидкости по пропласткам. При закачке дилантной жидкости в пласт, она уходит в высокопроницаемые пропластки, снижая тем самым скорость движения воды в данных пропластках. Далее повышают давление нагнетания, тем увеличивая скорость вытеснения нефти водой из менее проницаемых пропластков.

45 Технология форсированных отборов из нефтяных пластов

Форсированный отбор жидкости

Технология заключается в поэтапном увеличе­нии дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного дав­ления Р₃). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Р₃ При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлека­ются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др.

Применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом текущая добыча и нефтеотдача возрастают вследствие увеличения градиентов давления и скорости фильтрации, обусловливающего вовлечение в разработку участков пласта и пропластков, не охваченных заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи.

Практикой отработаны основные подходы к успешному внед­рению метода. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30—50%, а затем — в 2—4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эк­сплуатации скважин. Для осуществления форсированного отбо­ра необходимы насосы высокой подачи или использование газ­лифта.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями ус­тановлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеот­дачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и преры­висты продуктивные пласты, хуже литолого-физическиё свой­ства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и под-газовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин от­носительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25—30)10⁴м²/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25— 30) 10⁴м²/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкрет­ном случае выбор плотности сетки должен определяться с уче­том конкретных условий.