Cтраница 2
Высокие вязкости нефти и специфика механизма площадной закачки пара обусловливает применение сравнительно плотной сетки скважин. Сгущение сетки позволяет снизить относительные теплопотери в окружающие породы и повысить коэффициент вытеснения нефти из пласта. [16]
В связи с этим были начаты работы по испытанию двухгоризонтной системы разработки, сущность которой заключается в том, что пар давлением 0 1 - 0 2 МПа закачивается через скважины надпластового горизонта, а нефть отбирают через пологовосходящие скважины, пробуренные под разными углами к горизонту ( от - 1 до 12) из галереи, расположенной в нижней части пласта. Эта система разработки основана на равномерном прогреве пласта в пределах разрабатываемой площади и максимальном использовании гравитационного режима. Использование этого фактора, а также применение плотной сетки нагнетательных скважин ( порядка 300 м2 на скважину) позволяют компенсировать основной недостаток шахтной разработки - недопустимость применения высоких давлений нагнетания. [17]
Давление для нагнетания полимерных растворов всегда требуется значительно более высокое, чем при обычном заводнении, чтобы обеспечить необходимые или аналогичные темпы разработки, вследствие увеличения вязкости вытесняющего агента и возникновения дополнительного сопротивления пористой среды, а также вследствие проявления кажущейся вязкости раствора, аналогичного ( по эффекту) снижению фазовой проницаемости для воды. По этой причине полимерное заводнение может оказаться технически неосуществимым в слабопроницаемых пластах. Система размещения скважин для полимерного заводнения может не отличаться от систем для обычного заводнения, если обеспечиваются необходимые давления нагнетания, градиенты давления и темпы отбора нефти. Но вполне логично применение более плотных сеток скважин для полимерного заводнения, которое, естественно, может быть только внутриконтурным. [18]
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. [19]