Автор работы: Пользователь скрыл имя, 31 Марта 2014 в 21:06, контрольная работа
При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефти паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.
Технология и система разработки………………………………….1
Реализуемые проекты……………………………………………….1
Механизм процесса………………………………………………….7
Технология пароциклического заводнения………………………..7
Эффективность пароциклического заводнения…………………...8
В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10-15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается до 0,5-1 т, составляя в среднем 1,5-2,5 т.
Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применения процесса) после прекращения закачки пара в скважину.
К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нарушения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.
Ограничения на применение пароциклической стимуляции скважин накладывают прежде всего глубина залегания пласта (менее 500-800 м), его толщина (не менее 7-8м) и пористость пласта (не менее 25 %), иначе будут большие бесполезные потери теплоты.
Будущее пароциклического воздействия на призабойные зоны пласта с высокой вязкостью нефти неразрывно связано с применением тепловых методов разработки нефтяных месторождений.
Вытеснение нефти паром или внутрипластовым горением не может быть эффективным без пароциклического стимулирования скважин, без обеспечения нормальных условий притока нефти в добывающих скважинах. В условиях совместного применения тепловых методов разработки месторождений с пароциклическим стимулированием добывающих скважин значительная доля эффекта (до 40-50 %) по праву будет принадлежать пароциклическим обработкам скважин.
Такое сочетание вытеснения нефти паром и пароциклической стимуляции добывающих скважин наиболее широко применялось на месторождениях Керн Ривер, Сан Адро, Вайг Вольф с высокой вязкостью нефти (Калифорния, США). Нефтяные пласты этих месторождений залегают на глубине 200-600 м. Толщина пласта составляет 25-70 м, вязкость нефти - более 3000 мПа-с. Геологические запасы оцениваются в несколько миллиардов тонн. С середины 60-х годов на месторождениях Калифорнии применяются вытеснение нефти паром и пароциклические обработки более 2500 скважин в год. За счет этих двух методов извлекаемые запасы нефти увеличиваются до 35-37 % от геологических.
На месторождениях с малой толщиной пластов, с трещиноватыми пластами и другими условиями, неблагоприятными для тепловых методов разработки, пароциклическая стимуляция добывающих скважин будет применяться самостоятельно (без применения других методов воздействия).
Источник: «Большая энциклопедия нефти и газа» www.ngpedia.ru