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

ное значение расхода пч>а сухостью 70 %, равное 2-10~ т/(м-сут) [4.104]. Численное моделирование процесса при аналогичных условиях для пласта пшциной 20 м дало оптимальную 1фодуктивность при тех же расходах пара, однако теоретически полученные результаты несущественно зависели от расхода [4.S8].

Таким образом, вопрос о наличии или отсутствии однозначной корреляции оптимального расхода пара с объемом пласта, в 1а>тором происходит вытеснение, или с помощью участка, ограниченного находящимся на его периферии скважинами, неясен. Действительно, тепловые потери зависят от толщины пласта, но при увеличшии последней пар стремится вытеснить нефть лищь из относительно уз1а>й его части. Модельные исследования условий залегания нефти в месторождении Керн Ривер указывают на то, что расход вара не зависит от толщины пласта, если она изменяется в пределах 9-27 м; он составляет 3-10 т/сут на 1 м участка [4.55].

Оптимизация расхода пара при вытеснении нефти приводит к огра-ничошю расстояний межру скважинами. Аналогичное заключение, основанное на зкономических соображениях, было получено из модели Мцжса и Лангенхейма (см. раздел 42.1). Чаще всего площадь, обрабатываемая паром, через одну скважину составляет от 1 до 10 га. Обычно иа участках, где проводится вытеснение нефти паром, пар централизованно распределяется на пять, семь или девять скважин. На некоторых мес-торожджиях практикуется нагнетание пара в батарею скважин (та6л.45). Во всех случаях при размещении скважин следует учитывать характеристики пласта.

Повыщение нефтедобычи при вытеснении паром обычно не столь существенно, как при циклическом паротепловом воздействии: отношение количества извлечошой нефти к количеству закачанного п редко достигает 0,5 м/т и обычно лежит в пределах от 0,15 до 03 м/т [4-95], [4.105] (см. табл. 4.9). Эти значения хорошо согласуются с теоретически полученньпйи результатами (см. рис. 4.19 и 4.25). Это значит, что коэффициент полезного действия метода обычно не превышает 7 и изменяется в интервале от 2 до 4.

В некоторых примерах (см. табл. 4.9) остаточная нефтенасыщенность Si,r в зоне, занятой паром, определена или на основе лабораторных зкспериментов, или при анализе образцов пород, отобранных из зоны, промытой паром. При зтом < 20 %; следует отметить рекордно низкое значаще 5, достигнутое при вытеснении легкой нефти месторождения ПЬтлс Кзньон (5 3 %), определошое по керну, отобранному на расстоянии 7,6 м от скважины, в которую в течение 6 мес нагнетался пар [4.20]. Этот уровень остаточной нефта1асыщенности, обусловленный перегон1а>й легких нефтяных фракций паром, указывает на возможность получения интересных результатов даже при добыче легкой нефти.

На эффективность вытеснения нефти паром оказывает влияние внутрипластовая неоднородность. Так, на месторождении Йорба Линда наличие в отдельных местах отложший алевролита привело к ограничению продвижения пара к кровле пласта [4.108].

Основные работы по использован ню метода вытеснении вефтв вз пласта паром