9. Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочета­нии с пав и полимером.

Механизм повышения нефтеизвлечения при щелочном завод­нении основан на взаимодействии щелочей с пластовой нефтью, водой и породой. В составе пластовой нефти имеются активные компоненты – органические кислоты. Их количество в разных нефтях разное. При контакте щёлочи с нефтью происходит взаимо­действие щёлочи с орг. кислотами с образованием ПАВ в пласте. Образовавшиеся вещ-ва снижают межфазн. натяжение на границе нефть-раствор и увеличивают смачиваемость породы водой. Чем больше кислот в нефти, тем сильнее снижается межфазное натяже­ние при воздействии щёлочи.

Для приготовления щелочных растворов применяются сл. реа­генты:

Для приготовления щелочных растворов можно использовать:

- каустическую соду (едкий натр)- NaOH;

- кальцинированную соду Na₂CO₃;

- силикат натрия (жидкое стекло) Na₄SiO₄;

- гидрат окиси аммония (аммиак) NH₄OH;

- тринатрифосфат Na₃PO₄.

Применение щелочных растворов яв-ся самым эффективным методом уменьшения угла смачивания породы водой, т.е. гидрофи­лизации пористой среды (на контакте нефть-вода угол с 60–70 может снизиться до 10–20). При применении метода также увели­чивается коэф-т вытеснения и отн. фаз. проницаемость нефти.

В результате реакции щёлочи с минеральной пластовой водой происходит внутрипоровое осадкообразование. Данный эффект можно использовать для блокирования высокопроницаемых каналов.

Как и ПАВ и полимеры, щелочь также адсорбируется на поверхности зерен породы. При этом количество адсорбирующейся щелочи различно для разных пород.

Раствор щелочи закачивают в виде оторочки, которая затем проталкивается водой.

Для проведения испыта­ний технологии выбран участок бобриковского горизонта Нурлатского месторождения с нагнетательной и с 7-ю добывающими скв.

Средний коэффициент пористости 23%, вязкость нефти в пластовых условиях составляет 144,4 мПа-с Участок вве­ден в разработку в 1976 году.

Первый этап промыслового эксперимента. За этот период в пласт закачано 6 тыс.м' водного раствора смеси 30 т кальциниро­ванной соды Са₂СО₃ и 4 т поверхностно-активного вещества АФ9-12. В растворе средняя концентрация кальцинирован­ной соды составила 0.5%. ПАВ-0,06%. После двухмесячной выдержки в пласт последовательно закачали 4 тыс.м³ водного раствора полимера и 500 м³ пре­сной воды

Второй этап промысловых испытаний. За этот период в пласт закачали 30 т щелочи (кальцинированной соды) в сме­си с 4 т ПАВ АФ9-12 в виде водного раствора объемом 4 тыс.м3. Концентрация химреагентов в растворе составила; щелочи-0,75%, ПАВ-0,1%.

На втором этапе, наряду с растворами химреагентов, в пласт закачали пресную воду в объеме 500 м³ и 1500 м³ со­ответственно до и после закачки щелочного раствора.

Результаты испытаний технологии

Перед началом испытаний скважины участка давали практически безводную нефть с обводненностью не более 5-7%. Скважины имеют низкий дебит в пределах 0,9-1,5 т/сут, Отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости составило 1,25.

За период проведения опытно-промышленных работ по закачке растворов химреагентов на щелочной основе наблю­дается увеличение дебитов трех скважин. Уровни жидкости повысились в скв.42 на 260 м и по скв. 1749 на 314 м, что свидетельствует о потенциальной воз­можности дополнительного увеличения их дебитов.

Абсолютный прирост добычи нефти за период с 07.92 г. по 10 93 г. по сравнению с уровнем добычи перед промысло­вым экспериментом составляет 1794 т. На одну тонну зака­чанной щелочи это составляет 29,9 т нефти,

Таким образом, в результате ОПР получен положитель­ный технологический эффект Об этом свидетельствует:

• увеличение дебитов скв.;

• повышение уровня жидкости в скв.;

• снижение удельного расхода закачанной воды для под­держания пластового давления;

• увеличение отборов нефти по участку.

10. Осн. задачи и классификация методов контр. за РНМ. Геолого-промысловаы методы и лаб. исследования.

    Нефтяные месторождения представляют собой послойно- и зонально-неоднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, за степенью отмыва пластов, за техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи.

Решение перечисленных задач осуществляется путём проведе­ния исследований комплексом промыслово-гидродинамических исследований, лабораторных измерений и промыслово-геофизиче­ских исследований.

Геолого-промысловые методы и лаб. исследования

Добывающие скважины:

• замер дебита жидкости и газа;

• определение обводнённости;

• отбор глубинных и поверхностных проб нефти;

• анализ проб нефти и воды;

• замер буферного и затрубного давления.

Нагнетательные скважины:

• определение приёмистости;

• отбор и анализ проб воды;

• контроль за температурой закачиваемой воды.

ГД-методы

Добывающие скважины:

• исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности и коэф-та продуктивности;

• замер P_пл (Н_ст), Р_заб (Н_дин);

• дебитометрия, влагометрия;

• определение Т_пл;

• снятие индикаторных диаграмм.

Нагнетательные скважины:

• исследования при уст. и неуст. режиме фильтрации;

• определение кривой падения давления;

• замеры Р_пл, Р_буф, Т_пл;

• расходометрия.

Промыслово-геофизические методы

Выделяются 3 направления:

1. решение технических задач:

• выделение интервалов заколонной циркуляции и мест наруше­ния герметичности колонны методом термометрии, закачки радиоактивных изотопов.

2. контроль за вытеснением:

• за продвижением контуров нефтеносности и подъёмом ВНК методами электрометрии, радиометрии;

• контроль охвата пластов вытеснением (закачка радиоактивных изотопов, термометрия и др.);

• контроль за движением жидкости в пласте (определение К_сп, закачка меченых жидкостей и др.).

3. контроль за заводнением:

• закачка ж-тей с различными индикаторами;

• радиохимические методы.