утворюватися зона, заповнена гарячою водою.
Необхідно враховувати час (малюнок 2.9) між витісненням і витяганням нафти, рівний часу, необхідному для нагнітання обсягу пари, еквівалентного 0,045 обсягу пласта, що припадає на розглянуту теоретичну осередок;
частина видобутої нафти використовується як паливо в парогенераторах. Виходячи з даних про к.к.д. парогенераторів, вважають, що при виробництві 1 т пари потрібно 7,9-10-2м3 нафти.
На величину витрат істотно впливає кількість нафти, яку витісняється з пласта. З іншого боку, помітно різке зростання реальної вартості при зниженні величини відношення нафту-пар.
Так як рівень чистого видобутку нафти практично дорівнює нулю при відношенні нафта-пар, рівному 0,079, витрати на технічне забезпечення процесу зростають до нескінченності при прагненні показника ефективності процесу до даного мінімального значення.
внутрішньопластове горіння.
Економічне дослідження видобутку нафти при внутріппастовом горінні засноване на наступних положеннях:
теоретична осередок, на яку розбивається розроблюваний ділянку, являє собою девятіточечний елемент з центральною нагнітальної свердловиною. Відстань між нагнітальної свердловиною та добувної, розташованої в кутку комірки, становить 150 м (сторона дорівнює 212 м). Площа такого теоретичного елемента в два рази більше площі елемента при пятиточечной системі розташування свердловин, застосовуваної при паротеплового впливі на пласт. У розглянутій системі на одну нагнітальну свердловину припадає три видобувні. Корисна товщина пласта коливається в діапазоні від 5 до 20 м;
допускається, що тиск нагнітання складає 0,8 гідростатичного тиску. Встановлена ??потужність стиснення повітря перевершує необхідну приблизно на 20%; розрахунок проводився для відцентрових компресорів з електроприводом;
розглядається режим сухого горіння, після закінчення якого в пласт подається вода. Витрата повітря на одну теоретичну осередок протягом першого року експлуатації родовища становив 600 нм3/год (при необхідній кількості повітря 250 нм3/м3) або ж 700 нм3/год (при необхідній кількості повітря 350 нм3/м3). Додаткова кількість повітря, необхідне для охоплення процесом 65% площ осередки, нагнеталось в пласт з постійною витратою протягом другого, третього і четвертого років видобутку нафти. Протягом п'ятого року експлуатації родовища в пласт подавали з постійною витратою воду, обсяг нагнітання якої становить 0,3 обсягу випаленої зони;
метод розрахунку рівня видобутку нафти описаний. Випалена зона займає близько 60% площі кожної теоретичної осередку, а її товщина дещо менше товщини зони, в яку надходить повітря.
Вважається, що частка нафти, витісняється з НЕ випалених зон, є спадною функцією товщини пласта.
Допускається, що крок часу між моментом витіснення нафти повітрям і моментом вилучення її на поверхню землі становить 6 місяців; нафту, витіснена повітрям, але не добута до кінця четвертого року експлуатації, витягується протягом п'ятого року - під час нагнітання води.
При звичайно прийнятих критеріях ефективності видобутку нафти витрати на технічне забезпечення як витіснення нафти парою (величина відношення обсягу видобутої нафти до кількості закачаного пари перевищує 0,15 м3/т), так і внутріпластового горіння (відношення обсягу закачаного повітря до обсягу видобутої нафти не перевершує 3 500 нм3/м3) мають один порядок величини.
Результати та проблеми розробки тепловими методами.
Частка розведених запасів нафти підвищеної та високої в'язкості, а також бітумів в загальному балансі запасів вуглеводнів у всьому світі безперервно зростає у зв'язку з інтенсивною розробкою родовищ порівняно легко видобутих маловязких нафт і повільної розробкою родовищ високов'язких нафт.
Зростаюча потреба в вуглеводневому сировину призводить до необхідності більш широко використання теплових методів, що дозволяють ефективно витягати з надр нафту високої в'язкості.
Довгий час теплові методи вважалися малоперспективними внаслідок їх високої енергоємності. Проте вже з кінця 50-х і початку 60-х рр. ставлення нафтовиків до теплових методів впливу на нафтові пласти стало змінюватися в кращу сторону. Цьому сприяло проведення досліджень-ний, що виявили можливості істотного підвищення ефективності теплових методів. Крім того, досвід застосування циклічних паротеплового обробок свердловин показав, що на кожні 2-3 т водяної пари, закачаного в привибійну зону нафтової свердловини з метою її глибокої теплової обробки, можна одержати додатково 1 т нафти. Далі виникла ідея зниження енергоємності теплових методів впливу на пласти за рахунок пер...
