Cтраница 1
Процесс смешивающегося вытеснения экономически оценивается и сравнивается с-конкурирующими способами добычи нефти. Подобный анализ определяет, как правило, окончательное решение. [1]
Процесс смешивающегося вытеснения из трещиновато-пористой залежи купольного типа характеризуется тем, что с увеличением скорости вытеснения уменьшается выталкивающая сила, а также диффузионный и гравитационный массообмен между блоками и трещинами, что приводит к уменьшению углеводородоотдачи как функции объема прокачки. Однако в масштабе реального времени количество вытесненного конденсата при увеличении скорости вытеснения возрастает. [2]
Представленные результаты расчетов процесса смешивающегося вытеснения газов из трещиновато-пористых коллекторов качественно хорошо согласуются с данными экспериментальных исследований. Они подтверждают, что при смешивающемся вытеснении флюидов в трещиновато-пористых коллекторах могут образовываться в трещинах и блоках коллектора значительные по размерам зоны смеси, на 2 - 3 порядка превосходящие зоны смеси в пористых пластах. В значительной мере эффективность вытеснения флюидов из трещиновато-пористых коллекторов определяется соотношением проницаемостей сред, долями объемов сред коллектора и линейными размерами блока. С увеличением соотношения проницаемостей трещин и блоков, длины блоков, а также увеличением доли объема трещий пласта условия вытеснения ухудшаются. Тем не менее можно предположить, что для коллекторов, различающихся средней и даже малой проницаемостью блоков ( соотношение проницаемостей сред до 1000 и выше), но имеющих долю объема трещин коллектора порядка десятых и сотых долей процента ( микротрещины и трещины средних размеров), распределение концентраций в блоках и трещинах коллектора будет практически одинаковым. При объяснении причин малой эффективности смешивающегося вытеснения флюидов в трещиновато-пористых коллекторах следует учитывать также другие факторы, такие как дискретное расположение в пласте скважин, а также неполный охват пласта вследствие влияния на процесс вытеснения различной неоднородности пласта, в том числе проявления анизотропии, вызывающей уменьшение не только коэффициента вытеснения, но и коэффициента охвата пласта. С целью выявления зависимости показателей процесса смешивающегося вытеснения от всех этих факторов были проведены расчеты двумерной площадной фильтрации газов в трещиновато-пористом пласте, а также расчеты двумерной профильной и площадной фильтрации в неоднородном пористом пласте. [3]
Предложена математическая модель, описывающая процесс смешивающегося вытеснения нефти оторочками жидкой углекислоты. На примере Арланского месторождения показана эффективность применения жидкой углекислоты как на ранней, так и на поздней стадиях разработки. [4]
В последнее время методы анализа процесса смешивающегося вытеснения получили сильное развитие в [22], где разработана методика построения аналитических решений задачи. [5]
Проведенные опыты позволяют рекомендовать применение процесса смешивающегося вытеснения конденсата двуокисью углерода при разработке газоконденслных и нефтегазоконденсатных месторождений. [6]
При сравнительно низких пластовых давлениях для реализации процесса смешивающегося вытеснения требуется газ с большим содержанием промежуточных компонентов. [7]
В настоящее время предлагается и применяется несколько разновидностей процесса смешивающегося вытеснения: 1) нагнетание газа высокого давления; 2) нагнетание газа с конденсацией последнего в вытесняемой нефти; 3) вытеснение нефти оторочкой растворителя. Ниже вместе с перечнем основных требований, предъявляемых к инженерному исследованию, дается краткое описание теоретических основ и недостатков каждого из процессов. Инженерные примеры представлены в приложении, в котором рассматриваются различные методы расчетов. [8]
Таким образом, на основании проведенных расчетов следует отметить, что процессы смешивающегося вытеснения газов из трещиновато-пористых коллекторов в значительной степени зависят от коллекторских свойств пластов. [9]
Методы, воздействующие на пласт, направлены на увеличение подвижности пластовой нефти, создание процессов смешивающегося вытеснения за счет частичного ее испарения в пласте, а также на предотвращение выпадения парафинов и смол. Первоочередными крупными объектами для промышленного внедрения тепловых методов с целью повышения подвижности нефти должны явиться такие месторождения, как Кенкияк в Казахстане, Оха и Катангли на Сахалине, Гремихинское в Удмуртии, Ярегское и Усинское в Коми АССР, ряд месторождений Азербайджана. Применение тепловых методов для месторождений типа Осинского в Пермской области, Арланского и Краснохолмского в Башкирии, залежи бобриковского горизонта в Татарии и другие в сравнении с применением заводнения с добавками химических реагентов может стать также более выгодным. В 1973 г. было принято решение о разработке месторождения Уэень с нагнетанием в пласты горячей воды с температурой 9О - 95 С. Такое решение обусловлено особенностями этого месторождения: высоким содержанием парафина и близкими значениями температур - пластовой и начала кристаллизации парафина. [10]
В последние годы двуокись углерода признана вполне удовлетворительным заменителем углеводородных рабочих агентов для реализации процессов смешивающегося вытеснения нефти. [11]
Показано, что удельный вес нефти ( порядка 0 9340 и ниже) оказывает незначительное влияние на процесс смешивающегося вытеснения. При тяжелых нефтях требуется более длительное контактирование с газом и с большим его объемом, что обеспечивает высокую концентрацию промежуточных компонентов в нефти. [12]
По первому варианту определялась нефтеотдача, которая ожидается в результате применения технологий, уже испытанных на крупномасштабных экономически выгодных объектах по термическим методам; испытанных на месторождениях процессов смешивающегося вытеснения; пилотных установках по химическим методам. [13]
С помощью тройных диаграмм Q - ( С2 - Се) - С7 или экспериментально для каждого конкретного месторождения может быть установлено значение давления смешивающегося вытеснения рт, при котором будет достигнут максимальный коэффициент конденсате - или нефтеотдачи пласта. Обычно процесс смешивающегося вытеснения для пластовых углеводородных жидкостей с относительной плотностью менее 0 85 проводят при давлениях 20 - 30 МПа и более. Для более тяжелых углеводородных жидкостей процесс закачки газа под высоким давлением становится малоэффективным. [14]
Довольно простым представляется второй из перечисленных способов циклического изменения давления, и поэтому расчеты циклического изменения давления производились именно для этого случая. Воздействие на процесс смешивающегося вытеснения газов в трещиновато-пористых коллекторах сменой фильтрационных потоков заключается в периодическом изменении направления вытеснения газа в залежах. [15]