Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 [ 123 ] 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

ifi ♦ t•• • ♦.

Рнс. 6.36. Месторождеяне Белвыо (шт. Луюшна, ОНА). ЗонаБод1со, разраба-тываеаоя концерном Снпк Сервис [6.72] :

I - экспериментальный участок 1971 г.; 2 - расширение работ в 1974 г.; 3 - расширение работ в 1976 г.; 4 - расширение работ в 1979 г.; S - проект Министерства энергетики, 1976 г.; 6 - раэбуривение опд>ежающими скважинами; / - добывающие скважины; П - нагнетательные скважины

Еще ОДНОЙ попыткой нспользования внутрипластового горения являются работы в песках Накаточ (местсфождение Каддо Пайн Айледд).

8 1980 г. компания „Тексако" начала разработку пласта толщишж

9 м, содержащего нефть полностью 0,93 г/см, с подстилающим водоносным слоем толщиной 30 м [657]. Ггбина залегания нефтеносного пласта 300 м, его пористость 37 %, средняя проницаемость около S00 мД, исходная нефтенасыщенность S3 %. Начальный расход нагнетания воздуха составлял 3S0 нм/ч, затем 1фимерно через два месяца его увеличивали на 3S0 нм/ч еженедельно до тех пор, пока он не вьииел на уровшь 1200 нм/ч. После девяти месяцев в режиме сухого горения, согласно 1фограмме разработки, перепши к режиму влажного горения с максимальным водовоздупшым отношением 2,1-10 м/нм. Для инициирования горения использовали газовую горелку; после воспламенения про-

ю го Объем воздуха, ни

Ряс. 6.37. Сряввеяяе объемов, обработаввых прв сухом н влажном тореяни на местарождгавн Бельвю (Бодко) [6.71] :

1 - начало нагнетания воды; 2 - влажное горение; 3 - сухое горение

цесс развивался нормально, однако потребовалось введение в действие дополнительного компрессора, так как в ходе процесса вертикальный охват по толщине ппаста оказался выше расчетного.

Приведенный в разделе 6.2.3 (см. рис. 6.12) анализ результатов, полученных 1фи разра15отке месторождения Саус Белридж (шт. Калифорния, США) (см. табл. 6.6), основан на исследовании проб, взятых 1фи продвижении фронта горения во время зкспериментов, начавшихся в июне 19S6 г. в пятиточечном элементе площадью 1,1 га (рис. 6.39). Две серии кернов бьши отобраны через 17 и 41 мес после начала горения. Как бьшо отмечено, площадь пласта, обработанная фронтом горения, вышедшим за пределы .экспериментального участка, увеличилась незначительно в промежутке между двумя отбораьш проб (от 2,56 до 3,2 га), а толщина пласта, охваченная горением, - довольно существенно (табл. 6.8). Однако зона, обработанная фронтом горения, всегда располагалась непосредственно под кровлей пласта. На рис. 6.39, а показан профиль этой зоны, наблюдавшийся через 47 мес после начала работ; сравнение данного профиля с изобатами показывает, что процесс перемещался предпочтительнее к верхним слоям структуры. Эффективность вытесншия нефти из выжженной зоны очень высока. Отношение общего объема зоны, подвергшейся выжиганию, к объему области ппаста, ограниченной профилем фронта горения, составляло в сентябре 1957 г. 31,6 %, а в сентябре 1959 г. - 50,4 %. Соответствующие текущие коэф-фицишты нефтеотдачи равны 42,6 %и 64,1 % (см. рис. 6.12, а).

197f 1372 1973 197* 1975 1976 1977 1378 1979 1980 1381

1971 1372 1373 1374 1375 1376 1977 197S 1373 1980 1ЭВ1

Рис. 6.38. Хактеристяки процесса иефтспобыш методом внутришастового гсфении на месторождении Бельвю (Бодко) [6.72]:

а - объем нефтедовычи; б - объемы нагнетания

В некоторых работах по внутрипластовому горшию 1фиходилось 1фибегать к нетрадиционной геометрии размещения нагнетательньк и добывающих скважин. Так было на залежи Моко месторождшия Мидвей (Сансет (пгг. Калифорния, США), представляющей антиклиналь с шестью нефтенасыщенныыш интервалами [6.77]. Для лучшего использования эффекта гравитации нагнетательные скважины расположены в верхних точках структур: воздух нагнетается или во все нефтенасыщенные области, или же выборочно в некоторые иэ них. Из табл. 6.6 видно, чго данная методика, использованная на начальном этапе разработки, 1фи-вела к получению очшь хороших результатов.

На месторождении Мига, расположенном в восточной части Венесуэлы (см. таблш;у 6.6), нагнетание воздуха в пласт объемом 23-10* м