Нагнетание - агент
Cтраница 2
Для прогноза фазового поведения пластовой углеводородной системы и рационального выбора агента и метода воздействия с учетом конкретного состава изучаемой системы и термобарических условий в пласте необходимы ясные представления о закономерностях смещения термодинамического равновесия при нагнетании агента в пласт. [16]
 |
Температурные кривые вокруг нагнетательной живы в разные моменты времени. [17] |
В этой точке дроссельный эффект достигает максимального значения. При нагнетании агента, отличающегося поло - жительным дроссельным эффектом, например жидкостей, в экстренной точке будем иметь максимальную температуру пласта. [18]
 |
Зависимость коэффициента вытеснения нефти от размера оторочки пара. [19] |
Снижение - емпа прироста добычи нефти на определенной стадии непрерывного нагнетания теплоносителя, когда он используется главным образом как агент для поддержания давления в пласте. Это указывает на возможность и необходимость перехода к нагнетанию менее дорогостоящего агента. [20]
Анализ состояния выработки запасов нефти начинают с изучения характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам месторождения и построения карт остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по состоянию на дату анализа. По динамике темпов отбора нефти от извлекаемых запасов и текущих коэффициентов нефтеотдачи определяют зоны с различной степенью охвата воздействием нагнетания агента и запасы нефти, содержащиеся в этих зонах, а также зоны, не охваченные воздействием; структуру запасов нефти по степени разбурен-ности месторождения. В результате определяют текущие коэффициенты охвата по объему обводненной части пластов, уточняют проектные физико-химические характеристики вытеснения нефти водой и коэффициенты текущей нефтеотдачи для обводненной части пласта по картам остаточных нефтенасыщенных толщин. [21]
Глубинные нагревательные устройства ( ГНУ) совершенствуют энергетику ГТМ. В этом случае на забое скважин за счет сжигания топлива, подаваемого с поверхности, создается теплоноситель, который можно применять для нагнетания агента в пласт, тепловых обработок призабойных зон скважин, инициирования горения в пласте. [22]
Галерея нагнетательных скважин расположена точно по исходному ГНК. Заводнение ведут с поддержанием постоянного темпа нагнетания агента. [23]
Установлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоносителя эффективность прогрева однородного пласта увеличивается. В слоисто-неоднородном пласте эффективность прогрева определяется потерями тепла в окружающие пласт породы и потерями тепла с добываемыми жидкостями. При низком темпе ввода теплоносителя возможны значительные потери тепла в окружающие породы, при высоких темпах - увеличиваются потери с добываемой жидкостью, поэтому изменение коэффициента вытеснения в зависимости от скорости нагнетания агента может быть различным в зависимости от конкретных условий. [24]
При эксплуатации на газлифте скважина давала только воду. Скважина выдерживалась после нагнетания агентов 24 ч и затем запускалась в эксплуатацию на газлифте. На рис. 5.64 представлена динамика дебитов скважины по пластовому 2 и газлифтному / газу. [25]
Если исследования свидетельствуют о низкой ожидаемой нефтеотдаче в случае разработки оторочки на режиме истощения, то может возникнуть вопрос о применении того или иного метода воздействия на оторочку. Как указывалось выше ( см. раздел 1.4), при разработке нефтегазоконденсатной залежи возможно применение методов разработки, основанных на нагнетании в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в желательном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих, как правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Рассматривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродством с пластовыми углеводородами. Это могут быть либо газы, в первую очередь углеводородной природы, либо растворители. [26]
Если исследования свидетельствуют о низкой ожидаемой нефтеотдаче в случае разработки оторочки на режиме истощения, то может возникнуть вопрос о применении того или иного метода воздействия на оторочку. Как указывалось выше ( см. раздел 5.3), при разработке нефтегазоконденсатной залежи возможно применение методов разработки, основанных на нагнетании в пласт воды для поддержания давления и вытеснения нефти в желательном направлении. Однако нагнетание воды исключается при плохих, как правило, коллекторских свойствах газоконденсатного пласта. Рассматривая какие-либо методы воздействия на такие пласты, целесообразно иметь в виду нагнетание агентов, обладающих физико-химическим сродством с пластовыми углеводородами. Это могут быть либо газы, в первую очередь углеводородной природы, либо растворители. [27]
Этот процесс объясняется в основном тем, что в период непрерывного нагнетания теплоносителя происходит прогрессирующее отставание фронта прогрева от фронта вытеснения. При этом к моменту подхода теплового фронта к эксплуатационным скважинам в еласте будет сосредоточено большое количество тепла, основная часть которого уже не будет использована для извлечения нефти. Из этого следует, что большой объем закачанного в пласт теплоносителя расходуется в основном как вытеснитель и как агент для поддержания пластового давления. В связи с этим экономичерки Целесообразно и эффективно на определенной стадии непрерывного нагнетания перейти от нагнетания теплоносителя к нагнетанию более дешевого агента - ненагретой воды из любого источника: сточной, пресной, морской или высокоминерализованной пластовой. [28]
Определение сравнительной эффективности по ( 27) аналогично определению такого же показателя с позиций предприятия. Различие состоит лишь в том, что рентабельность производственных фондов, используемых для воздействия на пласт и призабойную зону, сопоставляется с таким же показателем использования производственных фондов в отрасли, а не в НГДУ. С целью правильного отражения эффективности методов воздействия и обоснованного определения перспектив их дальнейшего применения сравниваемую величину рентабельности производственных фондов в отрасли рассчитывают без учета нефти, добытой путем воздействия на пласт и призабойную зону скважин. Необходимость такой методической постановки вызвана тем, что имеется три основных источника роста добычи нефти - бурение новых скважин, нагнетание агента в пласты и обработка призабойной зоны, - которые практически мало зависят друг от друга. Такой подход исключает конкуренцию между методами воздействия на пласт и призабойную зону при условии положительного влияния последних на экономические показатели отрасли. [29]
Страницы: 1 2