Причины, влияющие на деструкцию полимерного раствора.
1. Термодеструкция – разрушение, расщепление молекул полимера под действием высоких температур в результате их теплового хаотического движения. Температура начала термодеструкции полимера равна 90 °С.
2. Механическая деструкция полимера – разрушение молекул полимера в результате его интенсивного механического перемешивания.
3. Химическая деструкция полимера – разрушение молекул полимера в результате химических реакций. В некоторых случаях применение полимерногозаводнения ограничивается химическим составом минерализованных пластовых вод.
4. Физическая деструкция –наблюдается при использовании полимерного раствора на поздней стадии разработки месторождения, когда пласт уже существенно заводнен. При этом происходит разбавление полимерного раствора с потерей им вязкостных свойств.
Технология ИДТВ, механизм вытеснения, приемущество перед традиционными тепловыми методами, Кн, себестоимость. Понятие эффективной температуры.
При многократном воздействии на матрицу циклами “нагрев – охлаждение” механизм нефтеотдачи сводится к следующему. В период нагрева матрицы эффекты термического расширения жидкостей и породы пласта совместно с капиллярными эффектами способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в систему трещин. В период охлаждения свободный поровый объем матрицы, образующийся вследствие уплотнения жидкостей и увеличения пористости, заполняется водой (в силу ее большей смачиваемости) из системы трещин. Таким образом, к концу полного цикла “нагрев – охлаждение” устанавливается некоторое новое состояние насыщения матрицы флюидами. В период нагрева матрицы во втором цикле эффекты расширения жидкостей и уменьшения пористости вновь способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в объемах, пропорциональных коэффициентам подвижности флюидов. В период охлаждения вода из трещин впитывается в матрицу. И так от цикла к циклу происходит постепенное нарастание нефтеотдачи матрицы. При десятикратном повторе циклов смены температур величина нефтеотдачи достигает 46% (в технологиях ВГВ и ПТВ нефтеотдача матрицы 23%).
|
|
|
Итак, сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и ненагретой воды (с формированием волнового теплового фронта) в строго расчетных пропорциях.
Авторы технологии ИДТВ исходили из идеи использования понятия так называемой “эффективной температуры” — Тэф пласта. Основой для определения Тэф служат графики зависимости вязкости пластовой нефти от температуры.
За Тэф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя.
|
|
|
Таким образом, к числу главных отличительных особенностей технологии ИДТВ от методов тепловых оторочек больших объемов (ПТВ и ВГВ) относятся:
-достижение более высокого текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения;
-энергосбережение за счет закачки в пласт минимально необходимого количества теплоносителя, определяемого температурой Тэф.;
-повышение тепловой эффективности процесса (увеличение коэффициента теплоиспользования до 10 %);
-снижение на 25 % капитальных вложений и на 27 % эксплуатационных затрат по сравнению с технологией воздействия горячей водой (ВГВ).
В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных (к ВГВ или ПТВ) конструкций и установок не требует, при ИДТВ используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование.
Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.
Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности .
|
|
|
Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи на определенную дату к их начальным балансовым запасам.
Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды .
Классификация методов увеличения нефтеотдачи:
1) естественные режимы (нефтеотдача 5-15%)
2) вторичные методы. Это заводнение и гидродинамические методы. (нефтеотдача 20-60%)
3) третичные методы. Это термические методы(пар, вода), газовые методы(углеводородный газ, углекислый, азот), физико-химические(пав, полимеры, пены, щелочи), физические(ГРП, ГС). (нефтеотдача 35-75%)
Дата добавления: 2018-11-24; просмотров: 257; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!