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

о 1км

Рис. 4.44. План участка месторощдения Kqm Ривер, разрабатываемого при вытеснении нефти паром:

1 - установки; 2 - области охвата; 3 - граница поля Кери Ривер; участки: - Чшсаго Кюд; 5 - Мекка; 6 - Гава; 7 - Рнид; 8 - Кери; 9 - Гав; 10 - Стерлинг; /У - Сан Жоакин; 12 - Тея Пэтгерн; 13 -к Бэкерсфилду

зи его основания. Из табл. 4.10 видно, что тошцина зоны, занятой паром, лежит в пределах от 4 до 10 м, что соответствует 26-58 % охвата пласта по толщине. На участке Kepi А, для которого характера более высокая пористость верхней половины пласта, нагнетание пара лишь в верхний слой толщиной 9 м не привело к ослаблению расслоения*. Средняя эффективность вертикального вымывания в зоне повышенной температуры (включающей зону, занятую паром, и подстилающую зону, заполненную горячей водой) составляет примерно 88 % на участке Тен Пзттерт

Для оценки высоты пласта, охваченной пцюм в нагнетатепышх скважинах на мест(ждении Kq>H Ривер, мовсно воспользоваться уравнениями (4.90) и (4.91). Средние значения параметров, необходимых при расчетах, следует взять из табл. 4.9 и 4.3. Допускают, что относительная пр<жицаемость пара kjk = 0.2S и его сухость X* = 0,7. При таких условиях получакп, что на участке ТенПзттерн (высота столба Шфа Н„ = 9 м) пар занимает 43 % высоты пласта; на участках, разрабатываемых компанией Гетти Ойл, Нк = 48 % и Я, = 8,7 м при допущении, что средний расход нагнетания составляет SO т/ (сугскв.) и толщина пласта равна 18 м. Для участка Сан Жоакин (толщина пласта А = 9 м) при расходе нагнетания 27 т/сут в конечной стадии работы по нагнетанию и при сухости пц>а X* - 0,6 получена величина Н„ - того же порядка, что и толщина зоны, занятой паром в пласте, из которого взят пробный анализ пород.

Результаты анализов образцов, отобранных нз пласта после окончания процесса вытеснения нефти паром

*Периое значение было получено прн нагнетании 61 т/сут. втсфое - при снижении расхода до 27 т/сут.

**0>едняя мощность зоны, занятой паром, на 10 участках составляла 9 м. т. е. 43 % мощности пласта.

•••Средняя мощность зоны, занятой водой, на 10 участках составляла 9.5 м. т.е. 45 % ммцносги пласта.

••••Kq>H. отобрншый из подошвы пласта.

(компания .ДПеврон")» а соответствуюищй охват по площади - 67 % (рис. 4.45). Пар заполняет пласт неравномерто.

На месторождении Шоонебеек (см. раздел 4.4.1, см.рис. 4.41) нагнетание п бьшо испробовано как в зоне, где режим месторождения определяется расширением растворенного газа, так и в области, подвер-жшной влиянию водоносного слоя.

Результаты исцольэоиании вытесиеиии паром дли повышевии нефтеотдачи иа месторождении Kq>H Ривер (США)

" Z10

1970 1971 1972 1973

Рис. 4.4S. Объемы зон повышеивой тшшцмтуры на участке 1ея Пэттн мес-юроасдення Керн Ривц> [4.114]:

1 - алевриты; 2 - зона, эшитая паром; 3 - горизонт, соответствуюп(ий глубине нагнетания; 4 - объем пара, равный суммарному объему пор