Дипломная работа (бакалавр/специалист) на тему Анализ эффективности и пути совершенствования обработки призабойной зоны пласта методом глинокислотной обработки с помощью колтюбинговой установки.

Содержание:

Список используемых сокращений 3
Введение 4
Глава 1. Теоретические основы изучения колтюбинских технологий и метода глинокислотной обработки призабойной зоны пласта 9
1.1. Обработка призабойной зоны: методы влияния на рост добычи нефти, дебиты добывающих скважин 9
1.2. Сущность, назначение, эффективность, достоинства и недостатки метода глинокислотной обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов 21
1.3. Колтюбинские технологии в обработке призабойной зоны пласта: направления использования, преимущества 24
Выводы по первой главе 33
Глава 2. Направления повышения продуктивности терригенных коллекторов. Кислотное воздействие с помощью колтюбинговой техники как способ увеличения эффективности обработки призабойной зоны пласта 34
2.1. Применение химических реагентов для повышения эффективности обработок терригенных коллекторов 34
2.1.1. Замена соляной кислоты в глиноглинокислотных составах 34
2.1.2. Замена плавиковой кислоты в глиноглинокислотных составах 35
2.1.3. Последовательное закачивание нескольких глинокислотных составов 36
2.1.4. Использование гранулированного магния 38
2.1.5. Применение фторсодержащих кислотогенерирующих составов 40
2.1.6. Использование поверхностно-активных веществ 41
2.1.7. Употребление химических реагентов, стабилизирующих катионы трехвалентного железа 42
2.2. Использование колтюбинговых установок для терригенных скважин 43
Выводы по второй главе 47
Глава 3. Оценка эффективности глиноглинокислотных обработок с использованием колтюбинговых установок на терригенных пластах различных месторождений 48
3.1 Оценка эффективности глиноглинокислотных обработок, проводимых на месторождении 48
3.2 Оценка технологической эффективности кислотной обработки с помощью колтюбинга 56
3.3 Расчет экономической эффективности 59
Выводы по третьей главе 67
Заключение 68
Список использованных источников 70

Введение:

В решении задач развития топливно-энергетической базы Российской Федерации, как нефтедобывающей страны, ведущее место отводится нефтяной промышленности. С каждым годом нефтедобывающая промышленность оснащается новым, более современным оборудованием. Основным направлением технического перевооружения является широкое внедрение в производство современных достижений науки и техники.
Особенностью нефтедобывающей промышленности является то, что наращивание объемов добычи нефти происходит за счет введения в эксплуатацию зарезервированных скважин и восстановления недействующего фонда скважин.
Также дальнейшее развитие нефтегазодобывающей промышленности связано с новым этапом, главными особенностями которого является необходимость вовлечения в разработку новых месторождений [1].
Постоянное совершенствование и внедрение новой техники и технологии в производство является основным фактором повышения эффективности производства. Ускорение научно-технического прогресса является главным рычагом улучшения всех показателей эффективности, таких как:
— производительность труда;
— материалоемкость;
— фондоотдача;
— уменьшение затрат на производство.
Все это позволяет достичь наибольшей экономии. Совершенствование технической основы производства выражается в масштабах и темпах технического прогресса, в применении новых, более эффективных орудий труда, создания высокопроизводительных машин и аппаратов, комплексной механизации и автоматизации производства.
В настоящее время в мире имеет место проблема увеличения нефтеотдачи пластов. Основная часть нефти извлекается из неоднородных, с высокой степенью расчлененности коллекторов. Часть нефти относится к так называемой «тяжелой» нефти, с высокой вязкостью и с высоким содержание различных нежелательных примесей. Наблюдается и рост обводненности продукции. Эти факторы предопределили низкий коэффициент извлечения нефти (КИН). Все это снижает рентабельность добычи нефти. Исходя из всего этого, поиск новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) является актуальной проблемой нефтегазовой отрасли.
Значимость методов по интенсификации добычи нефти кратно возрастает с вводом месторождений в разработку с малопродуктивными пластами. По опыту видно, что проблемы интенсификации возникают практически со вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения скважин. Зачастую она решается применением качественных буровых растворов, соответствующих техник и технологических способов крепления скважин, обеспечивающих надежное разделение продуктивных пластов и исключающих вероятность их кольматации [3].
Другая, весьма важная проблема – это необходимость восстановления продуктивности скважин, которая, снижается в периоде их эксплуатации по самым различным причинам, например, отложение неорганических солей, высокомолекулярных компонентов нефти, образование стойких эмульсий и т.д.
Решение проблемы низкого коэффициента извлечения нефти представляется в применение методов повышения нефтеотдачи. Правильно подобранный метод под заданные условия месторожения, позволит вовлечь в разработку ранее не затронутые запасы.
Зачастую продуктивность скважин снижается в ходе нарушения технологий подземного ремонта скважин, а также при выполнении ремонтноизоляционных работ для ограничения притока воды из продуктивных пластов и т.п.
И, наконец, третья проблема – это увеличение коэффициента продуктивности скважины. Особую актуальность эта проблема получила в связи с необходимостью вовлечения в разработку месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Решается она за счет применения гидропескоструйной перфораци, гидравлического разрыва пласта, и, с помощью различных вариаций глинокислотных обработок забоя скважины. Развиваются и другие способы воздействия на призабойную зону пласта с целью повышения коэффициента продуктивности скважин.
Тема настоящей выпускной квалификационной работы – «Анализ эффективности и пути совершенствования обработки призабойной зоны пласта методом глинокислотной обработки с помощью колтюбинговой установки».
Цель настоящей работы – проведение анализа современных методов увеличения нефтеотдачи пластов за счет обработки призабойной зоны методом глинокислотной обработки с помощью колтюбинговой установки.
Исходя из сформулированной цели работы, в процессе ее выполнения необходимо решить следующие задачи:
— исследовать теоретические основы изучения колтюбинских технологий и метода глинокислотной обработки призабойной зоны пласта;
— изучить сущность, назначение, эффективность, достоинства и недостатки метода глинокислотной обработки призабойной зоны пласта терригенных коллекторов;
— произвести анализ колтюбинских технологий в обработке призабойной зоны пласта;
— разработать направления повышения продуктивности терригенных коллекторов;
— изучить особенности применения химических реагентов для повышения эффективности обработок терригенных коллекторов;
— исследовать особенности использования колтюбинговых установок для терригенных скважин;
— произвести оценку эффективности глиноглинокислотных обработок с использованием колтюбинговых установок на терригенных пластах.
Объект исследования выпускной квалификационной работы – обработка призабойной зоны пласта методом глинокислотной обработки с помощью колтюбинговой установки.
Предмет исследования – поиск оптимальных подходов в процессе разработки и обоснования эффективности обработки призабойной зоны пласта методом глинокислотной обработки с помощью колтюбинговой установки.
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы предполагается произвести подробный анализ действующих технологий и методов увеличения нефтеотдачи пластов и разработать направления совершенствования данных методов, что обеспечит повышение эффективности эксплуатации месторождений.
В процессе работы будут применены такие методы, как изучение научной литературы по теме исследования, нормативно-правовой базы, аналитический и сравнительный методы. Среди теоретических методов, используемых при разработке, отмечу анализ, применяемый к исследованию месторождений и метод классификации. Практические методы, используемые в работе – наблюдение, сравнение, которые будут использоваться, в частности, при оценке эффективности разработанных решений [5].

Заключение:

Процессы добычи, последующего сбора и подготовки нефти должны быть обеспечены сложными технологическими схемами, которые проектируют, исходя из особенностей месторождения, требований безопасности, доступного оборудования и т.д. При этом промысловое обустройство скважин требует большого объема капитальных вложений, значительную долю которых составляют сооружения систем сбора, подготовки и транспорта продукции скважин. Совершенствование и упрощение обустройства скважин имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых скважин и нефтяных месторождений [3].
Одной из важных задач нефтедобывающей промышленности в настоящее время является увеличение коэффициента нефтеотдачи и темпов разработки нефтяных залежей.
Для увеличения добычи нефти в скважинах исследуемого месторождения применяются соляно-кислотные, пенокислотные, термопенокислотные и гивпано-кислотные обработки.
Из проведённого анализа соляно-кислотных обработок установлено, что простые соляно-кислотные обработки наиболее эффективны в интервале обводнённости от 0 до 30%, пенокислотные до 40%, термопенокислотные до 25%, глинокислотные от 50 и до полного обводнения.
В результате применения ГКО достигается:
1) уменьшение отборов попутно добываемой воды;
2) увеличение дебита нефти – соляная кислота воздействует на низко- проницаемые нефтенасыщенные пропластки, создавая в них новые каналы дренирования и увеличивает размеры старых.
Проведён анализ успешности ГКО.
Перспективным направлением по повышению эффективности разработки коллекторов месторождений является проведение ГКО.
В экономической части посчитан экономический эффект от проведения соляно-кислотной обработки и получены следующие результаты: экономический эффект составил 3893476,4 долл. США, снижение себестоимости добычи 1 т нефти – 0,015 долл. США, прирост балансовой прибыли – 1085700 долл. США.
Таким образом, проведение ГКО можно рекомендовать как мероприятие, позволяющее улучшить технико-экономические показатели.

Фрагмент текста работы:

Глава 1. Теоретические основы изучения колтюбинских технологий и метода глинокислотной обработки призабойной зоны пласта
1.1. Обработка призабойной зоны: методы влияния на рост добычи нефти, дебиты добывающих скважин

Нефтяные пласты – это сложные гидродинамические системы, которые насыщены несмешивающимися флюидами и неоднородны по структуре и , пористости.
Большинство современных методов увеличения нефтеотдачи направлены на устранение одной из причин снижения эффективности вытеснения нефтяных флюидов, а именно:
— капиллярное удержание нефти в порах;
— неблагоприятное соотношение подвижности вытесняющего агента и нефти;
— неоднородности продуктивных коллекторов.
Данные методы направлены на:
— повышение степени вытеснения нефтяных флюидов (применение газов, щелочи, ПАВ);
— повышение охвата пластов при вытеснении (применение полимерных растворов, различных газовых смесей, микробиологическое воздействие, гидродинамическое воздействие).
Основные факторы, которые влияют на степень охвата пластов при вытеснении, – это отношение вязкости нефти и воды, а так же степень неоднородности пластов.
Низкое соотношение вязкости и значительная степень неоднородности пластов могут приводить к возникновению неравномерностей продвижения фронтов воды по отдельным подпласткам. Как следствие, большие зоны могут оставаться не затронутыми процессами вытеснения.
Современными экспериментальными исследованиями определено и доказано, что степень эффективности нефтевытеснения водой в значительной степени зависит от отношения капиллярных и гидродинамических взаимодействий в обрабатываемой области вытеснения.
Стоит отметить, что на извлечение нефти ток же значительно влияют поверхностные явления – взаимодействие нефти и пористой среды в областях их контакта. Данный аспект приводит к тому, что в пласта, которые были промыты водой, еще содержится большое количество нефтяных флюидов. При этом коэффициент нефтеизвлечения составляет примерно 70-75%.
В соответствие с принятой в настоящее время классификацией методы повышения нефтеотдачи пластов подразделяют на несколько групп [2]:
— тепловые;
— газовые;
— физико-химические;
— гидродинамические.
Тепловые методы воздействия:
— паротепловые воздействия;
— внутрипластовые горения;
— вытеснение нефтяных флюидов нагретой водой;
— пароциклическая обработка скважины.
Газовые методы воздействия:
— применение двуокиси углерода;
— применение углеводородного газа;
— применение азота, дымовых газов и так далее.
Химические методы воздействия:
— использование водных растворов ПАВ;
— извлечение нефти с помощью растворов полимеров и других загущающих агентов;
— применение щелочных растворов;
— применение различных кислот;
— применение различных композиций химических реагентов;
— использование микробиологического воздействия на пласт.
Гидродинамические методов включают [6]:
— применение барьерного заводнения на газовых залежах;
— нестационарные заводнения;
— форсированный отбор жидкостей;
— применение ступенчато-термального заводнение.
Рассмотрим более подробно указанную классификацию.
Под газовыми методами понимаются такие методы повышения нефтеотдачи пласта, при которых при воздействии на пласт применяются углеводородный, углекислый, инертный либо дымовой газ, как в чистом виде, так и в сочетании с заводнением; растворители в комбинации с закачкой газа и воды.
Закачка углеводородного газа высокого давления и углеводородных растворителей. При закачке углеводородного газа в продуктивные пласты процесс вытеснения нефти может осуществляется в одном из следующих основных режимов: газовой репрессии, ограниченной и неограниченной взаимной растворимости [8].
Режим газовой репрессии характеризуется практически полным отсутствием массообмена между жидкой и газовой фазами. Вытеснение нефти осуществляется под действием гидродинамических сил при наличии области двухфазного потока. Коэффициент вытеснения нефтегазом из пористых сред при этом режиме, как правило, ниже коэффициента вытеснения нефти водой. Он реализуется, например, при вытеснении тяжелых, вязких нефтей метаном, когда давление вытеснения и газонасыщения нефти равны между собой.
Режим ограниченной взаимной растворимости характеризуется массобменом между жидкой и газовой фазами. Особенностью этого режима является наличие массопереноса, в результате чего образуется переходная зона. Состав и свойства жидкой и газообразной фаз в переходной зоне изменяются по длине при наличии двухфазного потока. Коэффициент вытеснения нефти при режиме ограниченной растворимости, как правило, превосходит коэффициент вытеснения нефти водой. Режим может быть реализован при вытеснении легких маловязких нефтей из глубоко залегающих залежей сухим и попутным газами.
Сопоставление критериев применимости рассматриваемого метода с геолого-физическими условиями залегания нефтяных залежей, свойствами пластовых нефтей, пластовыми давлениями и температурами показывает, что данный метод наиболее пригоден для залежей пластов группы Ю, характеризующихся более высокими термодинамическими параметрами, благоприятными свойствами нефти (низкая плотность и вязкость) и низкими коллекторскими свойствами (проницаемостью).
Закачка двуокиси углерода. При высоких термодинамических условиях, характерных для многих залежей, взаимодействие между нагнетаемой СО2 и вытесняемой нефтью во многом аналогично процессу смешиваемого вытеснения нефти углеводородным газом высокого давления. В результате испарения легких фракций из остаточной нефти в газ СО2 и последующего растворения его в подвижной нефти, а также выпадения асфальто-смолистых веществ из насыщенной СО2 и легкими нефтяными углеводородами подвижной нефти, между закачиваемым газом СО2 и вытесняемой нефтью образуется переходная зона, обуславливающая однофазный переход от подвижной нефти к закачиваемому газу СО2. Для образования переходной зоны необходимо некоторое количество нефти, которое остается в пласте в виде обедненной легкими компонентами нефти и обогащенной асфальто-смолистыми веществами остаточной нефти. Коэффициент вытеснения нефти в режиме смесимости в лабораторных условиях достигает 90-95%. При закачке СО2 коэффициент охвата пласта воздействием может быть выше, чем для метода закачки сухого газа высокого давления, поскольку в пластовых условиях вязкость СО2 почти на порядок выше вязкости метана [7].
Водогазовое воздействие на пласт. Метод представляет собой сочетание высокой нефтевытесняющей способности, характерной для закачки газа высокого давления, и более полного охвата при закачке воды в пласт. Механизм действия основан на том, что в области фильтрации водогазовой смеси создается повышенный градиент давления, который способствует более полному вытеснению нефти из заводненной области пласта. Более высокому увеличению нефтеотдачи способствует применение газа и растворителей, вытесняющих нефть в режиме смесимости. Отличительной чертой метода является близкая по величине технологическая эффективность его применения как до, так и после заводнения. Из заводненных месторождений и залежей наиболее перспективны те, которые имеют большие целики нефти охваченные в пласте водой. Обычно коллекторы этих залежей сильно неоднородны по проницаемости.
Существует несколько способов создания водогазовой смеси в пласте: путем последовательной закачки агентов (в виде оторочки газа, проталкиваемой водой, или нагнетание газа в заводненный пласт), попеременной (циклическая закачка нескольких чередующихся друг с другом оторочек газа и воды) и совместной закачки газа и воды в определенных соотношениях. Существует также метод внутрискважинного водогазового воздействия. Этот метод наиболее дешев и эффективен. Сущность данного технического решения заключается в том, что образование водогазовой смеси внутри скважины уменьшает опасность разделения водогазовой смеси в скважине, что в конечном итоге приводит к повышению эффективности вытеснения нефти, кроме того, исключается опасность гидратообразования в случае, когда температура нагнетаемой воды у устья скважины ниже температуры гидратообразования, т.к. с увеличением глубины вода в нагнетательной колонне нагревается [11].
В настоящее время теоретические исследования и промышленные работы по тепловым методам повышения нефтеотдачи ведутся по трем основным направлениям:
— оздействие нагнетанием теплоносителей;
— воздействие внутрипластовым фронтом горения;
— растворение нефти водой с высокими термодинамическими параметрами.
Возможность и целесообразность применения каждого из вышеназванных методов на конкретных объектах зависит, в первую очередь, от свойств пластовой нефти, глубины залегания пластов, а также от особенностей геологического строения залежи (проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и др.). Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей.
Закачка теплоносителей. Применение этого метода базируется на внесении в пласт тепла с поверхности. Теплоносителями являются пар и горячая вода. Данная методика особо эффективна для извлечения залежей высоковязкой нефти, так как для нее методы заводнения не пригодны. Данный метод применяется с целью увеличения КИН для высокопарафинистых нефтяных флюидов с целью исключения и предупреждения выпадения парафина в пласт. Применение данного метода дает возможность получить высокие значения КИН – 0,4-0,6, а в некоторых случаях – и выше.
Эффективность данного метода достигается за счет уменьшения вязкости нефтей, дистилляции нефтяных флюидов в зоне обработки паром, а так же гидрофилизации коллектора из-за удаления со стенок асфальтенов. Выбор залежи для применения данной методики базируется, в основном, на требовании обеспечения наименьших потерь тепла в процессе перемещения теплоносителя по скважине и по пласту. Глубины залегания пластов для данного метода ограничиваются в среднем 1000 м. Данное ограничение вводится для избежания значительных утечек тепла через стволы нагнетательных скважин. Рекомендуемое значение нефтенасыщенной мощности для данной методики – 10-40 м. При меньших значениях мощности значительно возрастают тепловые потери в породе, которая покрывает обрабатываемый продуктивный пласт. Из вышеизложенного следует, что выбор объектов для воздействия теплоносителем должен резко лимитироваться величиной теплопотерь в скважине и в пласте [9].
Внутрипластовое горение. Метод основан на возможности пластовых нефтей реагировать с принудительно нагнетаемым в пласт воздухом. При этом, данная процедура сопровождается выделением значительного количества тепловой энергии. Метод предусматривает генерацию тепла внутри продуктивного пласта по средствам инициирования процессов горения и смещения фронта горения при контролируемом нагнетании кислорода. Для разработки нефтеносных залежей применяется следующая классификация мотодов внутрипластового горения:
— «сухое» горение – на забое воздухонагнетательной скважины осуществляется поджог нефтяных флюидов – зона горения при этом смещается нагнетаемым воздухом по направлению к добывающей скважине;
— «влажное» горение – в пласт нагнетаются воздух и вода, что обеспечивает формирование спереди фронта горения слоя горячей воды. Происходит перенос тепла в переднюю зону фронта горения, что способствует росту КИН при снижении расхода нагнетаемого в скважину воздуха.
Методы могут быть рекомендованы для залежей, расположенных на глубине не более 1500-2000 м, проницаемостью пород более 0,1 мкм и нефтенасыщенностью более 30 %. Мощность пластов при применении данной методики не должна превышать 3-4 м.
Химические методы – это группа новых методов, основанная на нагнетании в пласты химических веществ с водными растворами, концентрация которых составляет 0,02-0,2 %. Объем данных растворов составляет 10-30 % от пустот залежи – для создания оторочки, которая вытесняет нефтяные флюиды. Оторочку перемещают по средствам нагнетания в нефтяной пласт воды, которая в данном случае носит название рабочий агент. Данная методика может применяться при аналогичных плотностях сеток скважин, как и при обычном заводнение. По средствам данной методики может значительно расширяться диапазон вязкости и состава нефтей, межфазных натяжений, свойств поверхности пористой среды и др.
В однородном пласте при симметричной схеме расстановки скважин поток жидкости, и первую очередь, формируется по прямой до нефтяной скважины, где градиент давления будет наивысшим. При этом лишь часть пласта между нагнетательной и добывающими скважинами остается заводненной. Эта заводненная часть пласта и определяет площадной коэффициент заводнения (охвата пласта заводнением). В реальных условиях при разработке неоднородных пластов имеет место неоднородность, как по простиранию, так и по разрезу коллекторов. За рубежом и в отечественной нефтепромысловой практике используется множество методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов, позволяющих прирастить извлекаемые запасы за счет повышения охвата пласта воздействием. В большинстве это использование полимерных и других химических реагентов, изменяющих в пластовых условиях свое фазовое состояние, вязкостные или структурномеханические свойства. В последнее время широкое распространение среди полимерных материалов за рубежом получили биополимеры [12].
Заводнение с применением различных полимеров. Наиболее применяемым для данной методики является раствор полиакриламида (ПАА). Данный метод носит название – известковый способ нейтрализации. Добавка раствора полиакриламида к нагнетаемым растворам значительно увеличивает их вязкость, что в свою очередь, снижает вязкость пластовой нефти. Данный аспект повышает устойчивость раздела «вода — нефть». Это способствует свойств вытеснения воды, а так же более масштабному вовлечению объемов залежей в разработку. Данный метод наиболее эффективен для залежей с высокой вязкостью пластовой нефти, значительной проницаемостью пород-коллекторов – более 0,1мкм, низкой глинистостью коллекторов (не более 8-10 %), при температуре пласта не выше 70-90 °С.
В отечественной нефтепромысловой практике наиболее широкое применение получили полимеро-дисперсные системы (ПДС) и вязкоупругие составы. Удельная технологическая эффективность ПДС, как показали результаты опытно-промышленных закачек, достигает до 10-11 тыс. т. дополнительно добытой нефти на один участок воздействия, Высокую эффективность проявляют и вязкоупругие растворы. Однако эти методы не применимы в условиях низкопроницаемых пластов. Объясняется это большими размерами частиц глинопорошка (компонента ПДС), превышающими размеры пор низкопроницаемых коллекторов.
Заводнение с ПАВ. Добавка ПАВ в нагнетаемую воду значительно повышает отмывающие свойства воды: уменьшается степень поверхностного натяжения воды, снидается краевой угол смачивания, капли нефти легче деформируются, благодаря чему уменьшается работа на проталкивание их через сужение пор, возрастает скорость течения их в пласте.
Заводнение с применением кислот. Повышение охвата пластов воздействием достигается и при использовании нефтевытесняющих агентов – серной кислоты и тринатрийфосфата в условиях пластов с минерализованными водами. При их закачке также образуются нерастворимые в воде осадки гипса (сульфатов) и фосфатов кальция и магния. Анализ результатов экспериментальных исследований, испытаний и внедрения методов, основанных на кольматировании высокопроницаемых зон пластов, показывает, что длительность эффекта незначительна. Это объясняется недостаточно высокими структурно-механическими свойствами осадка его способностью претерпевать усадку вследствие плотной упаковки «малых частиц» осадка, т.е. кристаллизации и размыву в объеме пористой среды в условиях дренирования пласта при заводнении [11].
Несомненным преимуществом этих методов является то, что используемые реагенты, являясь гомогенными маловязкими средами, имеют хорошие фильтрационные свойства и могут создавать высокопротяженные потокоотклоняющие зоны. Таким образом, они представляют собой несомненный интерес при выборе и обосновании направления теоретических и экспериментальных исследований повышения охвата пластов.
Эффективность внедрения того или иного метода повышения нефтеотдачи в значительной степени зависит от обоснования выбора для конкретного месторождения. Рекомендуемые для его применения залежи нефти должны удовлетворять определенным критериям, которые представляют собой совокупность геолого-физических технологических экономических условий, определяющих пригодность метода для промышленного внедрения.
Основные геолого-физические условия эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи включают условия залегания пласта, свойства коллектора и пластовой нефти, водонасыщенность пласта и специфические дополнительные факторы. Следует отметить некоторые условия, оказывающие влияние на эффективность применения некоторых методов.
Так, эффективность водорастворимых ПАВ возрастает с увеличением полярности и плотности нефти и зависит от их адсорбции. При толщине пласта более 15 м начинает отрицательно сказывается более интенсивное гравитационное разделение воды и нефти в присутствии ПАВ.
При заводнении с полимерными растворами большое значение имеет адсорбция полимера в высокопроницаемых пропластках т.к. через них фильтруются значительные объемы его раствора. Адсорбция обуславливает фактор сопротивления, ее значение еще более увеличивает избыточное содержание глинистого материала (выше 5 – 10 %). Кроме того, это может вызвать взаимную коагуляцию двух различных типов коллоидных систем, что также ухудшает фильтрацию полимерного раствора [13].
Закачку серной кислоты целесообразно применять в сочетании с пресными или слабоминерализованными водами, во избежание закупорки пор. В условиях пластов-коллекторов полимиктового закупорка пор нерастворимыми солями происходит наиболее интенсивно, лучшие результаты наблюдаются в терригенных преимущественно кварцевых коллекторах.
Наиболее эффективное вытеснение нефти газом высокого давления достигается при режиме взаимной смешиваемости нефти и газа, который обеспечивается при давлении свыше 15 Мпа. Это определяет минимальную глубину залегания пласта (1500 — 1800 м). Процесс рекомендуется применять для пластов с маловязкими, легкими нефтями, имеющими малую молекулярную массу.
Минимальная глубина залегания нефтяного пласта, необходимая для обеспечения эффективного водогазового воздействия, должна быть не менее 1500 — 1800 м. Однако при нагнетании обогащенного газа она уменьшается, а сухого (метана) – увеличиваться. Применение этого метода более предпочтительно для легких и маловязких нефтей с небольшим молекулярным весом, недонасыщенных растворенным газом, с давлением насыщения ниже начального пластового на 25 – 50 %.
К неблагоприятным условиям для осуществления водогазового воздействия относятся: наличие в породе пласта-коллектора набухающих глинистых компонентов (монтморилонита) и большая диспропорция между общей и нефтенасыщенной толщиной горизонта. Первое снижает эффективность, второе затрудняет контроль и регулирование процесса.
Эффективность вытеснения нефти паром увеличивается при наличии в ней достаточного количества легких фракций, испаряющихся в поровую фазу, и снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Нижний предел пористости 18 – 20 %, проницаемости 0,1 мкм. Вследствие потерь тепла по стволу скважины, эффективность метода с увеличением глубины залегания пласта уменьшается [15].
Запасы нефти должны быть достаточными для получения прироста извлекаемых запасов, обеспечивающего рентабельность применения метода при современном состоянии техники.
При проектировании применения методов, сочетающихся с заводнением, приемлемы те же системы, которые используются при обычном заводнении. Однако для внедрения закачки газа и водогазовых смесей более предпочтительны площадные системы размещения скважин с плотностью сетки, аналогичной применяемой при обычной технологии заводнения.
Практически все методы повышения нефтеотдачи наиболее эффективны на ранней стадии разработки залежи, когда нефтенасыщенность продуктивного пласта близка к первоначальной. Лишь водогазовое воздействие и мицеллярное заводнение позволяют повысить конечную нефтеотдачу из пластов с высокой обводненностью и то, с худшими экономическими показателями по сравнению с ранней стадией.
Нефтевытесняющая способность агента должна быть изучена для каждого метода в лабораторных условиях на представительных образцах пластов-коллекторов типичных залежей продуктивных горизонтов в условиях приближенных к пластовым. Благоприятными для применения считаются те методы, которые обеспечивают увеличение коэффициента вытеснения нефти по сравнению с водой не менее чем на 4 – 5 %.
Возможность использования МУН определяется наличием достаточных ресурсов физико-химических реагентов. Удовлетворение потребности в физико-химических реагентах зависит от современного объема их производства и своевременного завоза их на промысел.
МУН не равнозначны по потребностям в техническом отношении и в дополнительном спецоборудовании. Наиболее капитало- и металлоемкими являются методы вытеснения нефти газом высокого давления, водогазовой смесью, СО2, а также метод внутрипластового горения, нуждающиеся в компрессорных станциях и другом специальном оборудовании.