Cтраница 1
Непрерывное нагнетание пара в пласт на участке Тен Пэттерн ( компания Деврон) позволило получить коэффициент нефтеотдачи, равный 37 % запасов нефти, при разработке пласта на естественном режиме. [1]
Непрерывное нагнетание пара в пласт на участке Тен Пэттерн ( компания Шеврон) позволило получить коэффициент нефтеотдачи, равный 37 % запасов нефти, при разработке пласта на естественном режиме. [2]
Процесс непрерывного нагнетания пара в пласт осложняется вследствие разрушения призабойной зоны добывающих скважин и наноса песка; образования стойких нефтяных эмульсий; эксплуатации перегретых скважин; недостатка качественной воды. [3]
Процесс непрерывного нагнетания пара в пласт осложняется вследствие разрушения призабойной зоны эксплуатационных скважин и выноса песка; образования стойких нефтяных эмульсий; эксплуатации перегретых скважин; недостатка качественной воды. [4]
До начала непрерывного нагнетания пара были проведены теоретические расчеты возможного образования контура теплового фронта. По расчету, в случае равномерного продвижения теплоносителя, для образования теплового фронта около 45 м ( из них 30 м - паровая зона, а 15 м - зона пароконденсата) необходимо было подать в скв. В соответствии с расчетом за 540 суток в пласт была закачана 81 тыс. т пара. [5]
Подводя итоги длительного непрерывного нагнетания пара по обоим участкам, можно констатировать, что теплоноситель легко продвигается в пласте по высокопроницаемым каналам макропористого коллектора на значительные расстояния от нагнетательной скважины. При этом не удается создать сколько-нибудь стабильного теплового фронта, близкого по своим контурам к расчетному. Кроме того, не обеспечивается фронтальное вытеснение нефти в пласте. [6]
Таким образом, непрерывное нагнетание пара, преследующее цель - вытеснение нефти из порового коллектора, при одновременном наличии микро - и макропористого коллектора оказалось неэффективным. [7]
Описанный алгоритм соответствует расчетам процесса непрерывного нагнетания пара. Когда предусматривается технология вытеснения тепловыми оторочками, расчет этапа нагнетания теплоносителя ограничивается заданным объемом нагнетания / ото в долях от объема пор, а на этапе нагнетания ненагретой воды расчет температур и насыщенностей следует выполнять на всей области фильтрации, лсклкхчая из алгоритма вычисление размеров зоны пара по каждому из пропластков. Алгоритм вытеснения нефти горячей водой является частным случаем алгоритма при вытеснении паром. По изложенной методике во ВНИПИ-термнефть разработаны программы расчетов на ПЭВМ. [8]
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. [9]
Осуществляемые и планируемые работы по непрерывному нагнетанию пара в пласт в указанных районах проводятся главным образом в условиях относительной литологической однородности пласта и гранулярного коллектора. Безусловно, в рассмотренных выше условиях возникшие технические и технологические проблемы могут быть преодолены гораздо легче, чем в случае, когда нефтяные месторождения приурочены к пластам с повышенной неоднородностью. Поэтому с самого начала применения паро-тепловых обработок скважин па месторождениях, представленных микро - и макропористыми коллекторами, наряду с исследованием эффективности известных технологических схем ставилась задача - разработать и осуществить в сложных геологических условиях такой термогидродинамический процесс, который обеспечил бы высокую степень охвата пласта и конечную нефтеотдачу в указанных условиях. [10]
Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паро-теплового воздействия нефти, т.е. так называемый паронефтя-ной фактор, составил бы 5 - 7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек он равен 2 - 3 т на 1 т дополнительно добытой нефти. [11]
Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паро-теплового воздействия нефти, т.е. так называемый паронефтя-ной фактор, составил бы 5 - 7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек он равен 2 - 3 т на 1 т допрлнительно добытой нефти. [12]
С 1970 года, с начала непрерывного нагнетания пара, добыча нефти по этой зоне в результате быстрого проникновения теплоносителя к забоям эксплуатационных скважин и обводнения продукции снижается. Хотя в период непрерывного нагнетания пара в скважины дебит их первоначально несколько и увеличился, тем не менее эффективность от процесса нельзя считать удовлетворительной в связи с большим расходом теплоносителя и ухудшением технико-экономических показателей. Всего за два года на этот эксперимент было израсходовано 182 тыс. т пара и получено немногим более 7 тыс. т нефти. [13]
С 1970 г., с начала непрерывного нагнетания пара, добыча нефти по этой зоне в результате быстрого проникновения теплоносителя по макропоровым коллекторам к забоям добывающих скважин и обводнения продукции резко снижается. Хотя первоначально дебит по нефти несколько увеличился, тем не менее эффективность от процесса нельзя считать удовлетворительной в связи с большим расходом теплоносителя и ухудшением в целом технико-экономических показателей. Всего-за два года на этот эксперимент было израсходовано 182 тыс. т пара и получено немногим более 7 тыс. т нефти. [14]
Для выявления эффективности многообъемных паротепловых обработок, непрерывного нагнетания пара с целью фронтального вытеснения нефти, передвижения предварительно созданного теплового вала - тепловой оторочки холодной водой были выбраны одинаковые по физико-геологическим особенностям участки, на которых проводили указанные эксперименты. [15]