Cтраница 1
Темп нагнетания пара qn 421 т / сут; степень сухости пара на забое нагнетательной скважины Х3 0 6; скрытая теплота испарения гп 1600 кДж / кг; теплоемкость воды св 4 2 кДж / ( кг - К); плотность закачиваемой воды рв 1000 кг / м3; толщина пласта h 20 м; коэффициент охвата пласта процессом по толщине т ] 2 0 8; начальная пластовая температура Т0 20 С; теплоемкость пласта и окружающих его пород спл соп 1 1 кДж / ( кг - К); плотность пласта и окружающих его пород Рпл Роп 2600 кг / м3; теплопроводность пласта и окружающих его пород Я пл Ъоп 2 4 Вт / ( м - К); температура закачиваемого пара Тп 275 С. [1]
С повышением темпа нагнетания пара потери теплоты резко снижаются. [2]
Через определенное время в зависимости от темпа нагнетания пара и соотношений микро - и макропористых коллекторов в результате вытеснения нефти из пористого коллектора эксплуатационные скважины будут работать с повышенным дебитом. Однако через высокопроницаемый макропористый коллектор может произойти прорыв теплоносителя, тогда на этой стадии необходимо закрыть соответствующую эксплуатационную скважину и на какой-то период паронагнетательную, чтобы дать возможность теплоносителю проникнуть в микропористый коллектор в целях пропитки и вытеснения нефти из норового объема пласта. Одновременно пускаются в эксплуатацию скважины внешних рядов. [3]
Через определенное время в зависимости от темпа нагнетания пара и соотношений микро - и макропористых коллекторов в результате вытеснения нефти из пористого коллектора добывающие скважины будут эксплуатироваться с повышенным дебитом. Однако через высокопроницаемый макропористый коллектор может произойти прорыв теплоносителя, тогда на этой стадии необходимо закрыть соответствующую добывающую скважину и на какой-то период паронагнетательную, чтобы дать возможность теплоносителю проникнуть в микропористый коллектор в целях пропитки пласта и вытеснения нефти из его порового объема. Одновременно пускают в эксплуатацию скважины внешних рядов. Поочередной кратковременной остановкой и пуском добывающих и нагнетательных скважин при тщательном термогидродинамическом контроле удается регулировать движение теплоносителя в заданном направлении и создать условия для прогрева и его проникновения в микропористый коллектор, в результате чего нефть из порового объема пласта вытесняется в высокопроницаемый макропористый коллектор. При температуре 100 - 120 С на забоях добывающих скважин нагнетание пара прекращается и начинается интенсивный отбор жидкости из блока - сначала из добывающих, а затем из нагнетательных скважин. В зависимости от рентабельного периода разработки блока цикл повторяется. [4]
Продолжительность обработки определяют исходя из заданных темпа нагнетания пара и радиуса прогретой зоны. [5]
В настоящее время темп нагнетания воды превышает темп нагнетания пара. [6]
В августе 1973 г - начато освоение западного нагнетательного ряда с темпом нагнетания пара 62 т / сут в одну скважину. [7]
Установлены следующие основные параметры паротепловых обработок для карбонатных коллекторов до глубины 800 м: темп нагнетания пара 5 - 7 т / ч; температура пара 250 - 290 С; продолжительность нагнетания пара 15 - 20 сут. [8]
Дж / ( кг - К); теплопроводность пласта и окружающих его пород Кпл Коп 2 4 Вт / ( м - К); плотность закачиваемой воды рв 1000 кг / м3; темп нагнетания пара 7П 400 т / сут; температура пара Тп 275 С; степень сухости пара на забое скважины Х3 0 6; теплоемкость воды св 4 2 кДж / ( кг - К); скрытая теплота парообразования гп 1600 кДж / кг; начальная температура пласта Т0 20 С. [9]
Глубина залегания пласта существенно влияет на рабочее давление нагнетания пара. Увеличение глубины залегания продуктивного пласта приводит к необходимости создания теплоэнергетического оборудования высокого давления. Как правило, не рекомендуется нагнетать пар в нефтяные пласты, залегающие на глубинах более 1000 - Г200 м, в связи со значительными потерями тепла в нагнетательных скважинах. Использование в пластах большой мощности многоствольных наклонных и горизонтальных скважин в качестве паронагнетательных позволяет существенно повысить темпы нагнетания пара и снизить относительные тепловые потери в скважине и пласте. [10]