кож досягти високого коефіцієнта нефтевитесненія.
У В'єтнамі, деякі физическо - хімічні теплові методи були з успіхом застосовані при обробці привибійну зон видобувних свердловин родовища Білий тигр raquo ;, але дані обробки ставляться до методів інтенсифікації.
.2 змішувати і комбіновано-смешивающиеся методи
Дані методи отримали швидкий розвиток. Закачування розчинників дозволяє повністю змішуватися витісняють агенту з нафтою і долати капілярні сили. Теорретіческі коефіцієнт нефтевитесненія може досягати 100% в районах, де розчинники повністю контактують і змішуються з нафтою. Ефективними розчинниками, використовуваними в даний час, є: скраплений газ, збагачений газ, CO2, попутний нафтовий газ, спирти. Використання типу розчинників залежить від їх джерела, від техніко-економічної ефективності. Наприклад в Канаді є великі запаси природного газу, в США в західних штатах знаходиться велика кількість СО 2, що і є визначальним при виборі типу розчинника. Попутний нафтовий газ може зберігатися як в нафтових, так і газових родовищах і використовуватися для збільшення нафтовіддачі пластів. Проекти зберігання та застосування даного типу газів в даний час розгорнуті в США і Західній Європі.
Система підтримки пластового тиску з метою забезпечення ефективного змішування розчинника з нафтою повинна бути розрахована для конкретно застосовуваного розчинника і пласта. Так застосування СО 2 рекомендується при тиску 130-200 атм (тиск розчинення), а гідрокарбонатів - при тиску від 250 атм і вище [3].
Найбільшою проблемою смешивающегося витіснення є те, що в'язкість розчинника значно менше, ніж в'язкість нафти. Щільність розчинника також у кілька разів менше щільності нафти в пласті. При наявності в пласті неоднорідностей по проникності, фізичні властивості розчинника (в'язкість і щільність) істотно впливають на коефіцієнт витіснення. Для збільшення коефіцієнта витіснення в даному випадку необхідне застосування комбінованого нагнітання розчинників і реагентів, приготованих на основі поверхнево-активних речовин і розчинів полімерів. Одним з комбінованих методів є In-situ, гелева композиція. Біополімерні гелі також мають високі витісняючі здатності [4].
.3 Хімічні, біохімічні та комбіновані методи
За результатами досліджень і випробувань на родовищах СП «Вьетсовпетро» дані методи є найбільш підходящими для родовища Білий Тигр. Фізико-хімічні мікробіологічні комплекси (ФХМК) належать до цієї групи. Виробництво даних комплексів пов'язане з продукцією хімічної та мікробіологічної переробки.
Для даної групи методів використовуються наступні реагенти:
Полімери;
ПАР;
Різні типи органічних розчинників;
Хімічні реагенти біотехнологічного походження, в тому числі і мікробіотехнологіческого походження;
Органічні і неорганічні лугу.
Комплексними варіантами є:
Різні комбінації ПАР (композиції - Surfactant Composition);
ПАР в поєднанні з алкоголями і добавками;
Нагнітання ЩПП (луг-ПАР-полімер);
Нагнітання МП (міцелярно-полімерне вплив).
Методи застосовуються залежно від конкретних умов. У разі високої температури, солённості і жорсткості пластової води, необхідно додавати до закачуваному флюїди певні реагенти з метою збереження функціональної активності головних компонентів. Для застосування в даних умовах є багато різних типів поверхнево-активних речовин. Полімери мають обмежену область застосування, і тільки частина з них може застосовуватися в жорстких умовах. До полімерам, ефективно використовуваним при збільшенні нафтовіддачі, відносяться: ксантанова камедь, склероглюкани, PHPA і т.д.
Комбінування полімерних і поверхнево-активних речовин є перспективним напрямком. Лужні агенти витіснення, як правило, використовуються тільки для прісноводних пластів (низька мінералізація), а при високої мінералізації (морська вода) відбувається осадження іонів рідкоземельних елементів, таких як магній, кальцій і т.д. Використання біополімерів в якості селективної ізоляції води є більш ефективним, ніж застосування хімічних полімерів.
.4 Основні механізми витіснення нафти фізико-хімічними мікробіологічними комплексом
ФХМК технологія відносяться до хімічної та біохімічної групі, має такі ж механізми витіснення.
Коефіцієнт нафтовіддачі може виражатися наступним рівнянням:
h=h ОХВ h вит h конт (2.1)
...
