Разработка месторождений путем закачки теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек

    В соответствии с тем же предположением о поршневом характере вытеснения нефти из пласта при закачке в него горячей воды, но с учетом зависимости остаточной нефтенасыщенности 5_Н „„ от температуры, определяемой по формуле (УИ.34), будем считать, что из охлаждаемой области тепловой оторочки, т.е. из области х й х_т^ ( * приближенно вычисляют по формуле (VII.37)) нефть уже не вытесняется. Вычисленное по формуле (VII.34), с учетом указанного положения, распределение насыщенности в случае применения тепловой оторочки соответствует кривой 2 (см. рис. 133), а в случае непрерывной закачки горячей воды при I = 500 сут - кривой 3. При графическом вычислении остаточной нефтенасыщенности с помощью рис. 133 в случае тепловой оторочки получим

        Количество "чистой", дополнительно полученной нефти (за вычетом условно сожженной в котлах на подогрев горячей воды)

    ДО„1= 4,9-Ю³ - 1,103-Ю³ - 3,8-Ю³ м³.

    Это больше, чем при непрерывном нагнетании горячей воды в течение 320,8 сут, поскольку  в данном случае нагнетание горячей воды велось 200 сут. Коэффициент вытеснения при использовании тепловой оторочки

    10,9-10^л

    = 0,382.

    28,5-10^

    Коэффициент нефтеотдачи при { = 500 сут Л = п,ть = 0,382-0,79 = 0,3.

    Определим показатели вытеснения нефти горячей  водой при непрерывной ее закачке в пласт в течение ( = 500 сут.

    Распределение температуры в пласте в этом случае показано на рис. 134. Аналогично примеру  VII.1 определим остаточные запасы нефти. Имеем

    О„, = 17,3-Ю³ м³.

    Общее количество извлеченной нефти О_н2 = (28,5 - 17,3)10³ = И,2-Ю³ м³.

    Количество  дополнительно извлеченной нефти  по сравнению с заводнением холодной водой

    ДО_к2 = (11,2 - 6,0)10³ = 5,2-Ю³ м³.

    Количество  условной нефти на подогрев воды

    4,19 10³-200-150-500

    О„_э2 = ■

    ■ = 2760м³.

    3,8 ■ Ю⁷ • 0,6

    Количество  чистой дополнительно полученной нефти

    Д0_Н=5,2-1О³- 2,76-Ю³  = 2,44-Ю³ м³.

    Таким образом, по методу тепловой оторочки вместо непрерывной закачки в  пласт горячей воды получают прирост  чистой дополнительно извлеченной нефти 3,8*10* - 2,44*10³ = 1,36*10³ м³.

    Коэффициент вытеснения нефти при непрерывной  закачке в пласт горячей воды

    41 ="

    Н2-10^л

    = 0,393.

    28,5

    Коэффициент нефтеотдачи т| = 0,3930,79 = 0,3.

    Как видно из примера, вытеснение нефти  из пласта при непрерывной закачке  в него горячей воды приводит к несколько большему коэффициенту нефтеотдачи, чем при использовании метода тепловой оторочки, но зато количество получаемой чистой дополнительной нефти, за вычетом условно сожженной в водогрейных установках для производства горячей воды, больше в случае тепловой оторочки.

    Данные  в рассмотренном примере абсолютные цифры извлечения нефти и нефтеотдачи – условные. В других пластах с лучшими исходными параметрами могут быть получены большие абсолютные данные по извлечению нефти. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

    Таким образом, нефтяные и нефтегазовые месторождения – это промышленные скопления углеводородов в земной коре,  приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

        В настоящее время разработка нефтяных месторождений – интенсивно  развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов геологического, геофизического и гидродинамического изучения пласта, внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений,  использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных адресных моделей,  реализуемых на мощных компьютерах.

    Метод вытеснения нефти из пластов горячей  водой и паром успешно применяются  на ряде нефтяных месторождений России и Казахстана. Известен успешный опыт использования пароциклических обработок скважин в США, вытеснения нефти из пластов паром и горячей водой в Венесуэле, Нидерландах, США, по внутрипластовому горению в США, Норвегии, Канаде и в других странах

    Практика  разработки месторождений путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями показала, что экономические показатели, характеризующие динамику добычи нефти, более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах и реальную возможность существенного повышения конечной нефтеотдачи пластов.

    Итак, для ввода элементов теплового воздействия в разработку, необходимо определить  следующие основные шаги:

• выделение самостоятельных объектов разработки;
• определение приемлемой плотности сетки;
• определение характеристик нагнетания теплоносителя (давления, температуры, степень сухости  и т.д.);
• реализация перемещения созданной тепловой оторочки по пласту не нагретой  водой;
• организация смены режима нагнетания теплоносителя.

        Подводя итоги, нужно отметить, что разработка нефтяных месторождений связана с существенным вмешательством человека в природу и поэтому требует безусловного соблюдения установленных норм по охране недр и окружающей среды. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ЛИТЕРАТУРА: 
 

    1.Байбаков Н. К., Гарушев А. Р., Тепловые методы разработки нефтяных месторождений, 2 изд., М., 1988.

    2.Гарушев А. Р., Иванов В. A., Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений термическими методами, М., 1980;

    3.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебн. Для вузов. –   2-е изд., доп. и перераб. – М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998.  – 365с

    4.Рубинштейн Л.И. О температурном поле пласта при нагнетании в пласт горячего теплоносителя // Труды Уфимского нефтяного института, 1958. № 2. – С. 149-173.

    5.Теслюк Е.В., Капырин Ю.В., Требин Г.Ф. Об оценке эффективности термического воздействия на пласт // Нефтяное х-во,1962. № 8. – С. 42-19.

    6.Шейнман А. Б., Малофеев Г. Е., Сергеев А. И., Воздействие на пласт теплом при добыче нефти, М., 1969;