Площадное нагнетание - пар
Cтраница 1
Площадное нагнетание пара обосновывается необходимостью рассредоточения теплового воздействия на возможно больший объем залежи. Наиболее эффективен этот метод в пластах мощностью более 15 м, залегающих на небольшой глубине ( до 700 - 1000 м), высокопористых, относительно однородных. [1]
Площадное нагнетание пара и горячей воды используют в том случае, если продуктивный пласт, имеющий достаточно значительную толщину, разбурен по равномерной сетке. [2]
 |
Изменение дебита в добывающей скв. 474 в зависимости от циклов нагнетания теплоносителя в скв. 256. [3] |
Эксперименты по периодическому площадному нагнетанию пара, осуществленные впервые в коллекторах с повышенной неоднородностью с целью локализации теплового поля и воздействия на микропоровый коллектор, нашли применение в ходе работ по непрерывному нагнетанию пара на этом участке и дали положительные результаты. [4]
На третьем участке площадное нагнетание пара начато в марте 1971 г. В качестве нагнетательной была использована скв. В начальный период циклических обработок цршабойных зон получен прирост добычи нефти. [5]
В целом эксперимент по площадному нагнетанию пара длился почти два года ( с 1970 по 1972 г.), и после выполнения намеченной программы непрерывное площадное нагнетание было прекращено. [6]
На первом участке для воздействия на пласт площадным нагнетанием пара были специально подготовлены скв. [7]
В гаериод циклических обработок призабойных зон эксплуатационных скважин ( 1966 - 1967 гг.) как добыча нефти, так и добыча жидкости по участку возрастали. Переход к площадному нагнетанию пара в 1970 г. не способствовал изменению отбора жидкости, но добыча - нефти уменьшилась в 2 5 раза по сравнению с предшествующим годом за - счет увеличения ее обводненности. Продолжение площадного нагнетания пара в 1971 г. из-за длительных простоев отдельных скважин отбор жидкости из пласта несколько сократился, а добыча нефти незначительно возросла, но не достигла уровня добычи, предшествующей опытным, работам. [8]
При паротепловом воздействии на призабойную зону эксплуатационных скважин существенное значение для эффективности процесса имеют объемы нагнетания в пласт теплоносителя и уровни отборов жидкости после обработки призабойной зоны. Промысловые опыты по площадному нагнетанию пара в пласт на месторождении Зыбза были проведены в 1970 - 1971 гг. на трех участках. [9]
В период циклических обработок призабойных зон скважин паром ( 1966 - 1968 гг.) добыча нефти по участку возросла в 2 раза. С начала внедрения работ по площадному нагнетанию пара в пласт значительно уменьшилась добыча нефти и увеличилась ее обводненность. Переход на блочно-циклические обработки призабойных зон скважин вновь приводит к повышению добычи нефти и снижению ее обводненности. [10]
 |
Реальная схема расположения скважин во второй фазе БЦПВ на пласт. [11] |
Проведенные работы показали, что при непрерывном площадном нагнетании пара создание оторочек является достаточно сложной задачей. [12]
Для массового счета созданы про - граммы для расчетов на ЭВМ. Выведены формулы фильтрационных сопротивлений и зависимости перепада давления от дебита жидкости в случае площадного нагнетания пара и линейного вытеснения в одно - и трехрядной системах размещения скважин. [13]
В гаериод циклических обработок призабойных зон эксплуатационных скважин ( 1966 - 1967 гг.) как добыча нефти, так и добыча жидкости по участку возрастали. Переход к площадному нагнетанию пара в 1970 г. не способствовал изменению отбора жидкости, но добыча - нефти уменьшилась в 2 5 раза по сравнению с предшествующим годом за - счет увеличения ее обводненности. Продолжение площадного нагнетания пара в 1971 г. из-за длительных простоев отдельных скважин отбор жидкости из пласта несколько сократился, а добыча нефти незначительно возросла, но не достигла уровня добычи, предшествующей опытным, работам. [14]
Осуществляемые и планируемые работы по непрерывному нагнетанию пара в пласт в указанных районах предусматривают проведение процесса в разных по типу коллекторах: в терриген-ных порового типа ( устойчивых и склонных к пескопроявлению) и в карбонатных кавернозно-порово-трещинного типа. Полученные результаты в условиях слоистой неоднородности пласта показали, что эффективность этого процесса во многом связана с геологическими особенностями месторождений. Как показали исследования, практически все залежи месторождений с высоковязкими нефтями в той или иной степени представлены неоднородными коллекторами, где осуществление фронтального вытеснения нефти представляет определенные сложности и требует дополнительных технических и технологических решений для реализации этого процесса в конкретных условиях. Что касается месторождений с высоковязкими нефтями, представленных микро - и макропоро-гзыми коллекторами, к числу которых относятся Усинское, Греми-хинское, Северо-Крымское, многие месторождения Урало-Волжского бассейна и другие, то фронтальное вытеснение нефти из пласта в таких условиях малоэффективно. Это подтверждается данными, полученными при работах на этих объектах в последние годы, и результатами осуществленных еще в конце 60 - х годов специальных опытно-промышленных работ по определению эффективности площадного нагнетания пара с созданием высокотемпературной оторочки и дальнейшим ее перемещением ненагретой водой на двух опытных участках месторождения высоковязкой нефти Зыбза. Поскольку полученные результаты имеют принципиальное значение и их можно использовать при разработке других месторождений, целесообразно остановиться на этих экспериментах более подробно. [15]
Страницы: 1