1.Классификация методов повышения нефтеотдачи. 1. Тепловые методы:

• паротепловое воздействие на пласт;

• внутрипластовое горение;

• вытеснение нефти горячей водой;

• пароциклические обработки скважин.

2. Газовые методы:

• закачка воздуха в пласт;

• воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ);

• воздействие на пласт двуокисью углерода;

• воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

3. Химические методы:

• вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы);

• вытеснение нефти растворами полимеров;

• вытеснение нефти щелочными растворами;

• вытеснение нефти кислотами;

• вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы и др.);

• микробиологическое воздействие.

4. Гидродинамические методы:

• интегрированные технологии;

• вовлечение в разработку недренируемых запасов;

• барьерное заводнение на газонефтяных залежах;

• нестационарное (циклическое) заводнение;

• форсированный отбор жидкости;

• ступенчато-термальное заводнение.

5. Группа комбинированных методов.

С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее.

2. МУН и МИП.

МИП представляют собой различные технологии увеличивающие приток флюидовк звбою доб. скв.

К МИП относится: повторная перфорация,дострел ранее не вскрытых прослоек, солянокислотная обработка, глинокислотная обработка, термогазохимическое воздействие, обработка ПЗП составами ПАВ.

Цель: повышение продуктивности скважины.

МУН действует на весь пласт или на его какую-либо часть, тем самым в разработку вовлекаются остаточные неизвлеченные запасы нефти, которые при системе заводнения добыть не удается.

К МУН относится:

1. Физико-химические методы(закачка ПАВ, полимеров, щелочей, кислот, миц. растворов)

2. Гидродинамические методы (циклическое заводнение, впп, ФОЖ, изменение направления фильтрационных потоков, увеличение давления нагнетания)

3. Газовые методы(вытеснение нефти газом высокого давления)

4. Тепловые методы(вытеснение нефти теплоносителем)

5. Другие(уплотнение сетки скв,переход от одной системы разработки к другой,ГРП)

МУН основаны на след измененияхфизических характеристик и условий нахождения нефти в пласте:

1. Снижени межфазного натяжения на границе нефть-вытесняющий реагент

2. Снижение отношений подвижности нефти и воды

3. Перераспределение находящихся в пласте запасов нефти

Эффективность применения МУН зависит от геолого-физического строения залежи,изученности, типа и св-в коллекторов, от технологий применненых с начала разработки.

3. Формы существования остаточной нефти в пласте.

Принтято считать что если остаточную нефть принимать за 100%, то впласте она распределяется след образом:

1. Нефти оставшаяся в слабопроницаемых пропластках – 27%

2. Нефть в застойных зонах однородных прослоек – 19%

3. Нефть, оставшаяся в линзах и непроницаемых пропластках – 24%

4. Каппилярно- удерживаемая пленочная нефть – 30%

Остаточная нефть в п.1-3 неохвачена заводнением вследствие макронеоднородности разрабатываемых пластов образуемых потоками жидкости, составляет 70% всех остаточных запасов. Повысить нефтеотдачу можно в результате совершенства существующих систем и технологий разработки а также за счет применения гидродинамических методов увелечения нефтеотдачи.

П.4 – остается в обводненных коллекторах в следствие микронеоднородности коллектора, для ее извлечения применяют физико-химические, тепловые, газовые и др. методы.

4. Вытеснение нефти водными растворами пав.

Если в закачевуемую воду добавлять ПАВ то происходит снижение поверхностного натяжения на границе н-в, увеличивается гидрофильность поверхностных поровых каналов если глобулы остаточной нефти застряли в сужениях поровых каналов и под действием перепада давления двигаться не могут, то при снижение поверхностного натяжения уменьшаются силы взаимодействия м\у поверхностью поровых каналов и молекулами нефти. В результате эти глобулы приходят в движение.

В процесе вытеснения нефти растворами ПАВ изменяется межфазное натяжение на границе н-в, н-порода, в-п, происходит адсорбция ПАВов на поверхности поровых каналов.

Происходит отмывание пленок нефти с поверхности породы, увеличивается коэф вытеснения н,изменяется относительная фазовая проницаемость.

5. Адсорбция, изотермы Лэнгмюра и Генри.

Адсорбция – процес выпадения ПАВов из водного раствора и оседание его на поверхности поровых каналов под действием сил межмолекулярного взаимодействия.

Аргезия – прилипание молекул двух различных тел вызванное взаимным притяжением, возникает м/у ж. и тв. телами.

Количество сорбируемого на поверхности тв. породы ПАВ определяется изотермами Лэнгмюра и Генри

1. Колчисетво сорбируемого вещества

с- концентрация ПАВ в водном р-ре

a,b – константы определяемые л/р

Для определения количества сорбируемого на поверхности тв. породы частиц ПАВ используется уравнение фильтрации воды с ПАВ, нефти с учетом изотермы Лэнгмюра или Генри.

6. Вытеснение нефти растврами полимеров.

Изменение соотношения м/у подвижностью н и водного р-ра полимеров.

Для этого применяется полиакриламид ПАА.

Его применение повышает вязкость водного р-ра, снижает подвижность и за счет этого увеличивается коэф. охвата пласта заводнения.

При движение по поровым каналам молекулы полимера цепляются за зерна горной породы сорбируются на них, отрывая частицы нефти.

В пласте водный раствор полимеров ведет себя как дилатантная жидкость, т.е. закон Дарси в чистом виде не выполняется.

Полимеры увеличивают динамическую вязкость в 5-6 раз по сравнению с чистой водой.

Водный раствор полимеров используется при вязкости нефти до 30 мПа*с

При движение водного раствора ПАА образуется фронт сорбции на котором происходит выпадение ПАА из водного раствора на поверхность поровых каналов.

Рекомендуется применять водный раствор ПАА для регулирования процесов разработки пластов с неоднородной по толщине проницаемостью.