Cтраница 1
Применение метода нагнетания в пласт обогащенного газа, как и газа высокого давления, характеризуется высоким коэффициентом вытеснения нефти. Однако неблагоприятное соотношение подвижностей требует мероприятий по улучшению охвата процессом вытеснения, среди которых следует отметить предложения о нагнетании вместе с газом воды. С целью предотвращения потерь нефтеотдачи вследствие гравитационной сегрегации метод вытеснения нефти обогащенным газом рекомендуется применять в маломощных пластах с низкой проницаемостью. По этой же причине рекомендуется осуществлять там, где это позволяет геологическое строение залежи, нагнетание газа в верхние части структуры, а вытеснять нефть - в нижние. [1]
Задача 5.11. Нефтяная залежь разрабатывается с применением метода нагнетания пара. Система расстановки скважин - площадная. [2]
Лабораторные и теоретические исследования, проведенные институтами ВНИИ и СибНИИНП, показали эффективность применения метода нагнетания С02 для конкретных условий нефтяных месторождений Западной Сибири. [3]
Предметом исследований данного раздела является обоснование представлений в целом о процессе нефтеизвлечения из неоднородных порово-трещинных объектов при применении методов нагнетания теплоносителя в пласт. В основу исследований положены результаты лабораторно-экспериментальных и теоретических изучений особенностей протекающих процессов вытеснения нефти и внутрипластовых капиллярных явлений в неизотермических условиях при различных технологиях теплового воздействия - непрерывном нагнетании теплоносителя с последующей закачкой холодной воды ( технология воздействия горячей водой - ВГВ) и импульсно-дозированном тепловом воздействии - ИДТВ. [4]
Как было указано при обсуждении метода нагнетания ртути, данные капиллярного давления, полученные при использовании одной комбинации фаз, не могут быть точно выражены комбинацией других фаз ни по формуле ( III. В случае применения метода нагнетания ртути лучшие результаты дает формула ( III. Так как эта формула более проста и не требует знания угла смачивания при пластовых условиях, она будет в дальнейшем использоваться во всех расчетах, в которых необходимо приводить лабораторные данные к пластовым условиям. [5]
Причины, вызывающие это возрастание, в основном определяют эффективность применения методов нагнетания вс / ш или газа. [6]
Из диаграммы, представленной на рис. 155, следует, что с увеличением содержания промежуточных компонентов в нагнетаемом агенте улучшаются условия его смешиваемости с пластовой нефтью. Если нагнетаемый агент будет полностью состоять из промежуточных компонентов, то он будет смешиваться с пластовой нефтью без ее обогащения промежуточными компонентами, что и является теоретической основой применения метода нагнетания в пласт жидких углеводородов, которые называют в этом случае растворителями. Обычно с целью экономии в пласте создается оторочка из растворителя - которая затем проталкивается газом или газом и водой. В случае перемещения оторочки растворителя газом и водой соотношение объемов их нагнетания должно быть таковым, чтобы вода отставала от фронта вытеснения растворителя газом. Оторочка растворителя обычно составляет 2 - 10 % от порового объема пласта. При этом с увеличением неоднородности пласта увеличивается и необходимый объем оторочки растворителя. Перемещающаяся по пласту оторочка вытесняет впереди себя нефть, при этом между оторочкой и вытесняемой нефтью образуется переходная зона перемешийания нефти и растворителя. Если растворитель нагнетается в предварительно заводненный пласт, то. Обычно подвижность воды больше подвижности нефти, потому вода движется быстрее к добывающим скважинам. Вследствие этого образуется вал нефти. В случае применения метода с начала разработки месторождения вал нефти ( зона 6) будет отсутствовать, а в зонах 2 - 5 и 7 фильтрация будет происходить при наличии погребенной воды. [7]
Доказанные разработанные запасы нефти и газа - это запасы, которые с достаточной долей уверенности могут считаться извлекаемыми из существующих скважин при помощи существующего оборудования и методов добычи. Дополнительные нефть и газ, которые, как ожидается, будут получены путем применения метода нагнетания жидкости или иных технологий увеличения нефтеотдачи в дополнение к природным силам и механизмам первичной добычи, должны включаться в доказанные разработанные запасы только после предварительного тестирования или после того, как работа установленной программы будет подтверждена производственными результатами, позволившими добиться повышения нефтеотдачи. [8]
Доказанные неразработанные запасы - это запасы, которые, как ожидается, будут извлекаться из новых скважин на неразбуренных площадях или из существующих скважин, переоборудование которых потребует достаточно значительных затрат. Запасы на не затронутых бурением площадях ограничиваются теми пробуренными участками, замещающими продуктивные участки, в отношении которых имеется достаточная степень уверенности в их продуктивности после завершения бурения. Доказанные запасы на других участках, не затронутых бурением, могут быть объявлены только после того, как появится возможность с определенной уверенностью говорить о продолжении добычи из существующего продуктивного пласта. Ни при каких обстоятельствах оценки доказанных неразработанных запасов не могут относиться к площадям, на которых предполагается применение метода нагнетания жидкости или других технологий усовершенствования процесса добычи, если только эффективность такой технологии не была доказана фактическим тестированием на участке и в том же самом пласте. [9]
В основе существующих способов ПТВ лежит ввод тепла в пласт путем нагнетания теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции из окружающих добывающих скважин. В этом случае создается однонаправленное вытеснение нефти в системе нагнетательная - добывающие скважины. В зависимости от схемы размещения скважин и характера неоднородности объекта воздействия формируются области ( а часто только каналы) токов активной фильтрации и области, не охваченные вытеснением - застойные зоны или, как принято их называть, целики. Опыт показывает, что запасы нефти таких целиков могут быть весьма велики и соизмеримы с запасами областей, охваченных вытеснением. Ввод теплоносителя в пласт циклически ( с паузами) позволяет увеличить нефтеизвлече-ние. Однако в силу малых скоростей перемещения теплового фронта фонд добывающих скважин обречен работать в течение длительного времени в неблагоприятных холодных условиях. Далее, известно, что при применении методов нагнетания теплоносителя в пласт используются преимущественно плотные сетки скважин. То есть здесь и схема размещения скважин и расстояния между ними определяются не столько геологическими условиями залежи нефти, сколько характеристикой теплоносителя и картиной тешюмассопереноса в процессе воздействия. Теплоноситель как агент воздействия имеет высокую динамичность потерь тепла в окружающие непродуктивные пласты, что определяет необходимость применения сравнительно плотных сеток скважин при нагнетании теплоносителя в пласт. [10]
При росте газонасыщения газовые факторы добычи резко возрастают, поэтому-то при нагнетании газа в истощенные залежи очень часто приходится иметь дело с процессами увлечения нефти протекающими через породу большими массами газа. Удельные расходы газа при этом могут быть весьма значительны и достигать 1500 - 2000 мг на тонну добытой нефти. Большая водонасыщенность, вообще говоря, не является препятствием к применению метода, так как условия эффективной проницаемости породы для газа не улучшаются. Однако при этом в добываемой жидкости будет сильно возрастать содержание воды. Если принять за допустимый предел обводненности добываемой жидкости 90 %, то переносом на диаграмму / линии, отвечающей водонефтяному фактору 10: 1, с диаграммы / / окончательно определится область нефте -, водо - и газонасыщенности породы, допускающих эффективное применение нагнетания газа с целью увеличения нефтеотдачи залежи. На диаграмме эта область заштрихована. В первом случае применение метода нагнетания газа не даст результатов; во втором же случае метод может дать большой эффект. Приведенные данные характерны для песка. Для сцементированных песчаников и известняков соответствующие эксперименты пока отсутствуют. Для этих пород порядок цифр, возможно, будет несколько иной, однако нет причин ожидать коренного изменения характера явлений. [11]