Cтраница 1
Углеводородный агент от источника в нефтяной пласт может подаваться по различным схемам. Выделяются две принципиальные схемы транспортировки и закачки углеводородного газа. В первом случае ( рис. 5.82) в качестве углеводородного агента служит природный газ, отбираемый из магистрального или кольцевого газопровода либо из газопровода высокого давления системы газоснабжения. Природный газ по газопроводу-отводу поступает на прием специально сооружаемой компрессорной установки, в которой компримируется до расчетного значения давления нагнетания рнг. [1]
Для определения возможности использования в качестве жидких углеводородных агентов стабильного и нестабильного конденсата были выполнены соответствующие аналитические исследования для ряда газоконденсат-ных месторождений России ( Западно-Соплесского, Астраханского и Уренгойского), а также проведены промысловые испытания на Западно-Соплесском ГКМ. В качестве примера в данной работе приводятся результаты расчетов и промысловых исследований для скв. Результаты остальных расчетов по различным месторождениям имеют такой же качественный характер. [2]
Для определения возможности использования в качестве жидких углеводородных агентов стабильного и нестабильного конденсата были выполнены соответствующие аналитические исследования для ряда газоконденсатных месторождений России ( Западно-Соплесского, Астраханского и Уренгойского), а также проведены промысловые испытания на Западно-Соплесском ГКМ. В качестве примера в данной работе приводятся результаты расчетов и промысловых исследований для скв. Результаты остальных расчетов по различным месторождениям имеют такой же качественный характер. [3]
Согласно существующим данным теоретических и экспериментальных исследований, последовательное нагнетание жидкого углеводородного агента и сухого углеводородного газа приводит к развитию процесса многоконтактного смешивающегося вытеснения газоконденсатной смеси из призабойной зоны скважины. В призабойной зоне скважины образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая в глубь пласта сухим газом. На переднем фронте оторочки происходит многоконтактное смешивающееся вытеснение ретроградного конденсата углеводородным растворителем с преобладанием процесса конденсации. В свою очередь, на заднем фронте оторочки происходит вытеснение жидкости газом в условиях смешивающегося вытеснения с преобладанием процесса испарения. За счет этого происходит полное вытеснение жидкости из призабойной зоны ( как ретроградного конденсата, так и жидкого углеводородного растворителя), и насыщенность пласта жидкостью в обработанной зоне близка к нулю. На границах обработанной области образуется вал, состоящий из жидкого растворителя и пластовой жидкости с насыщенностью, как правило, выше критической насыщенности. В результате удаления конденсата из призабойной зрны ( где создается основное газогидродинамическое сопротивление потоку) восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. [4]
Согласно существующим данным теоретических и экспериментальных исследований, последовательное нагнетание жидкого углеводородного агента и сухого углеводородного газа приводит к развитию процесса многоконтактного смешивающегося вытеснения газоконденсатной смеси из призабойной зоны скважины. В призабойной зоне скважины образуется оторочка углеводородной жидкости, продвигаемая в глубь пласта сухим газом. На переднем фронте оторочки происходит многоконтактное смешивающееся вытеснение ретроградного конденсата углеводородным растворителем с преобладанием процесса конденсации. В свою очередь, на заднем фронте оторочки происходит вытеснение жидкости газом в условиях смешивающегося вытеснения с преобладанием процесса испарения. За счет этого происходит полное вытеснение жидкости из призабойной зоны ( как ретроградного конденсата, так и жидкого углеводородного растворителя), и насыщенность пласта жидкостью в обработанной зоне близка к нулю. На границах обработанной области образуется вал, состоящий из жидкого растворителя и пластовой жидкости с насыщенностью, как правило, выше критической насыщенности. В результате удаления конденсата из призабойной зоны ( где создается основное газогидродинамическое сопротивление потоку) восстанавливается продуктивность газоконденсатной скважины. [5]
В нефте - и газопромысловой практике применяют методы повышения углеводородоотдачи пласта, основанные на вытеснении пластового флюида газообразными и жидкими углеводородными агентами. Обоснованию этих методов посвящены работы указанных выше исследователей, а также А.Т. Горбунова, Ю.В. Желтова, Т.П. Жузе, Д.П. Забродина, И.А. Леонтьева, В.Н. Мартоса, А.Х. Мирзаджанзаде, В.Н. Николаевского, М.Л. Сургучева, G.W. Givens, P.L. Moses, Z. [6]
Углеводородный агент от источника в нефтяной пласт может подаваться по различным схемам. Выделяются две принципиальные схемы транспортировки и закачки углеводородного газа. В первом случае ( рис. 5.82) в качестве углеводородного агента служит природный газ, отбираемый из магистрального или кольцевого газопровода либо из газопровода высокого давления системы газоснабжения. Природный газ по газопроводу-отводу поступает на прием специально сооружаемой компрессорной установки, в которой компримируется до расчетного значения давления нагнетания рнг. [7]
Это достигается в результате многократного контактирования головных порций углекислоты с пластовой нефтью. Подобно процессу вытеснения сухим газом высокого давления ив этом случае происходит экстрагирование отдельных углеводородных компонентов из нефти. Но при использовании СО2 извлекаются и тяжелые компоненты от Се до Сзо - Из этого следует, что при использовании углекислоты процесс вытеснения со смешением может быть обеспечен на большом числе месторождений, в том числе на месторождениях, содержащих достаточно высоковязкие тяжелые нефти. При этом давление, необходимое для такого процесса вытеснения, намного меньше, чем при использовании сухого углеводородного агента. [8]
Это достигается в результате многократного контактирования головных порций углекислоты с пластовой нефтью. Подобно процессу вытеснения сухим газом высокого давления и в этом случае происходит экстрагирование отдельных углеводородных компонентов из нефти. Но при использовании СО2 извлекаются и тяжелые компоненты от Се до Сзо. Из этого следует, что при использовании углекислоты процесс вытеснения со смешением может быть обеспечен на большом числе месторождений, в том числе на месторождениях, содержащих достаточно высоковязкие тяжелые нефти. При этом давление, необходимое для такого процесса вытеснения, намного меньше, чем при использовании сухого углеводородного агента. [9]