Нагнетание - теплоноситель
Cтраница 2
В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой скважины формируется динамичная ( постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими систематическими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую его среду ( через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс тепло-переноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения - фронт холодного вытеснения и фронт теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Указанные особенности требуют при проектировании систем разработки залежей учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и, сообразуясь с этим, определять формы сеток скважин для разбуривания залежей и расстояния между скважинами. [16]
ЦВПТВ) требуется нагнетание теплоносителя ( горячей воды) с расходом 150 м3 / сут при температуре на устье 160 С. [17]
 |
Зависимость температуры теплоносителя на забое скважины от темпа его нагнетания ( Hcf - 1135м Ту 260 С. [18] |
При вышеуказанных параметрах нагнетания теплоносителя удельное содержание агента составляет: на устье - 1135 кДж / кг, в интервале перфорации - от 529 до 830 кДж / кг. [19]
При организации процесса нагнетания теплоносителей расчетным путем определяют изменение температуры нагнетаемого агента при его движении от устья до забоя, распределение температуры в пласте, ожидаемую нефтеотдачу и другие показатели процесса. Ниже приводятся простейшие формулы для приближенного расчета наиболее важных из них. [20]
Промысловыми экспериментами по нагнетанию теплоносителей на Ашитском и Нагаевском опытных участках Арланского месторождения показана возможность применения метода в условиях залежей среднего и нижнего карбона нефтяных месторождений северо-запада Башкирии. Способ циклических паротепловых обработок хорошо зарекомендовал себя на рифовых месторождениях Ишимбайской группы. [21]
При разработке месторождений посредством нагнетания теплоносителей применяют рядную или площадную схему размещения скважин. [22]
При выборе объекта для нагнетания теплоносителя следует иметь в виду, что некоторые глинистые материалы, содержащиеся в продуктивном пласте, обладают способностью набухать при воздействии на них горячей водой и паром и уменьшать эффективную проницаемость пласта. Температурное воздействие в некоторых случаях может также несколько интенсифицировать вынос песка и образование песчаных пробок в эксплуатационных скважинах. [23]
 |
Схема установки для добычи нефти при нагнетании в пласт пара. [24] |
При разработке месторождения с нагнетанием теплоносителя целесообразно применять более плотную сетку скважин, чем при обычном заводнении. [25]
Расчеты, связанные с нагнетанием теплоносителей в пласт, сводятся к определению изменения температуры нагнетаемого агента при его движении от устья скважины до забоя, распределения температуры в пласте в зависимости от теплофизических характеристик пласта, нагнетаемой жидкости и количества закачанной жидкости, оценки ожидаемой нефтеотдачи пласта. [26]
Таким образом, использование методов нагнетания теплоносителя в пласт как технологического процесса разработки залежей позволяет повысить эффективность выработки запасов нефти при благоприятных экономических затратах и, более того, значительно расширить арсенал ввода в промышленную разработку разведанных ресурсов высоковязких нефтей. [27]
В Удмуртии промышленное развитие технологий нагнетания теплоносителя в пласт и термополимерное воздействие осуществлено на Гремихинском и Мишкинском нефтяных месторождениях. Гремихинское месторождение было выделено в нефтедобывающей отрасли Российской Федерации как базовый объект для экспериментальных исследований, испытаний и промышленного внедрения новых технологий, в основе которых лежат улучшенные процессы нагнетания теплоносителя в нефтяной пласт. На современном этапе по Гремихин-скому месторождению завершены научно-исследовательские и опытные работы с целью создания ряда новых высокоэффективных технологий разработки залежей высоковязких неф-тей. В этой главе будут раскрыты основные особенности физической сущности новых технологий, методические подходы к оценке их эффективности и описаны результаты их промышленного применения. [28]
Отсюда все известные способы с нагнетанием теплоносителя в пласт имеют сравнительно низкую тепловую эффективность процесса воздействия. [29]
Основные причины повышения нефтеотдачи при нагнетании теплоносителя в пласт - снижение вязкости пластовой нефти в результате повышения ее температуры и уменьшения капиллярных сил сопротивления, препятствующих извлечению нефти из малопроницаемых пропласт-ков и участков. Снижение вязкости нефти и, следовательно, снижение параметра относительной подвижности приводит к повышению коэффициента охвата г 0хв, а изменение капиллярных сил сопротивления - к увеличению коэффициента вытеснения г выт. Последний эффект наиболее полно проявляется в гидрофильных пластах. [30]
Страницы: 1 2 3 4