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

ния нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические - закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и паро-циклические обработки скважин); термохимические - внутри-пластовое горение.

Закачка в пласт теплоносителей и терморастворителя

Первые работы по закачке пара в пласт относятся к 1932 г. Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. При подогреве воды до температуры кипения кип (насыщения) при постоянном давлении ей сообщается теплота жидкости. При кипении из воды выносятся пузырьки пара вместе с мельчайшими капельками влаги, смесь которых называют насыщенным паром с различной степенью сухости Хп (отношение массы сухой паровой фазы к массе смеси). При 1>л;п>0 имеем влажный насыщенный пар, а при Xn=i - сухой насыщенный пар (неустойчивое мгновенное состояние). Перегретым паром называют пар, который при одинаковом давлении с насыщенным имеет температуру больше кип. При охлаждении перегретого пара при постоянном давлении выделяется теплота перегрева, затем теплота парообразования (конденсации) и дальше частично теплота жидкости, т. е. получаются насыщенный пар и за ним горячая вода. С повышением давления р возрастает температура кипения кип, которую можно оценить по эмпирическому уравнению Руша

4„п=100/Т0], (3.1)

где кип в °С, р в МПа.

Критическое состояние воды (критическая точка), которое характеризуется исчезновением различия между жидкостью и паром, наступает при значениях давления ркр = 22,115 МПа и температуры кр=374,12 °С (при этом удельный объем1/кр° = =0,003147 мкг и плотность ркр = 317,7629 кг/м»).

Вода и нефть практически взаимонерастворимы в атмосферных условиях. Неограниченная растворимость нефтей в жидкой воде, экспериментально установленная в 1960 г. (Э. Б. Чека-люк и др.), достигается при температурах 320-340 °С и давлениях 16-22 МПа (рис. 3.5). Причем вода в отличие от других растворителей при снижении температуры водонефтяного рас-140

Рис. 3.5. Схематическая диаграмма изотерм насыщенных фаз раствора вода - «-гексадекан при температуре 365 "С в координатах состав -давление (по Э. Б. Чекалюку): о

Рц - давление конденсации к-гексаде-

кана (0,42 МПа); р -давление конденсации воды (20, 21 МПа); Яа - точки гомогенизации раствора; И,, Яа -точки инверсии растворимости; R - точка ретроградного расслоения раствора; А - область двухфазного равновесия жидкой и газовой фазы; Б - область двухфазного равновесия двух жидких фаз; В - область ретроградного расслоения двух жидких фаз; / - область неограниченной растворимости жидкого м-гексадекана и жидкой фазы воды; - область неограниченной растворимости жидкого я-гексадекана и газовой фазы воды; / - область неог-рчииченной растворимости газовой фазы н-гексадекана и газовой фазы воды

МПа 30

го г

. Газ •

Phi 20

О 0Z 0,4- о,в ор to

Даля Воды

твора до атмосферной полностью выделяет всю растворенную в ней нефть. Критическая температура растворения снижается в пористой среде на 10-20 °С, а при добавке к воде углекислого газа в объемном соотношении 1 :5 (в атмосферных условиях) до 250 °С. Сопоставительными лабораторными опытами вытеснения нефти водой с поинтервальным ступенчатым повышением температуры закачиваемой воды установлено, что суммарный коэф(ициент вытеснения повышается до 0,67 при температуре 250-300 °С и до 0,97 при температуре 300-310 °С и давлении 18-20 МПа (рис. 3.6), Полное вытеснение убеждает, что происходит взаимное смешение воды и нефти.

Насыщенный водяной пар как терморастворитель нефти действует во всей области его существования в интервале температур 100-370 °С и давлений от атмосферного до 22 МПа. Однако коэффициент охвата пласта для горячей воды выше, чем для пара. Пар как маловязкий рабочий агент обычно движется у кровли пласта. Охват паром по толщине не превышает 0,4, по площади составляет 0,5-0,9. Коэффициент не()теотдачи при этом достигает 0,3-0,35г

Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Создать надежные с требуемой характеристикой забойные теплогенераторы пока не удается. Недостаток поверхностных теплогенераторов - большие потери теплоты (соответственно снижение температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. Нормированная потеря теплоты в подводящих трубопроводах составляет (0,5-6) 10"- % от теп-лопроизводительности парогенераторов на 1 м трубопровода.

300SW с

OZ 0,t 0,6 08 Пароёый объем Воды

Рис. 3.6. Кривая увеличения коэффициента вытеснения нефти водой из пласта Пз Гнединцевского месторождения при ступенчатом повышении температуры и давлении 20 МПа (по данным Э. Б. Чекалюка, К. А. 0га-нова)

Рис. 3.7. Изменение температуры однофазного горячего теплоносителя вдоль ствола нагнетательной скважины; а - геотерма

Температура в стволе нагнетательной скважины для однофазного горячего теплоносителя (как жидкого, так и газообразного) обычно понижается с глубиной (рис. 3.7) и может быть вычислена, например, по формуле Э. Б. Чекалюка:

(Р,г-1) +(Ту-То +-)~-

Т{г, t) = T,

(3.2)

l(Jlf\ )-температура горячего теплоносителя на глубине г (в м) через время t (в ч) после начала закачки °С- Гп-приведенная к устью скважины температура нейтрального слоя Земли (среднегодовая температура), °С; Г, - температура теп лоносителя на устье скважины, Х; Г - геотермический гради-

ент, °С/м; Рт =

9РтСр In

- коэффициент тепло-

обмена между потоком теплоносителя и окружающей средой, м"; %-х - средний коэффициент теплопроводности окружающей поток среды, кДж/(мЧ-°С); q - объемный расход теплоносителя, мч; Рт - плотность теплоносителя, кг/м; Ср-массовая теплоемкость теплоносителя при постоянном давлении, кДж/ /(кГ°С); Ат -средний коэффициент температуропроводности окружающей поток среды, м/ч; do -диаметр трубы, по которой ведется закачка, м.

Ствол скважины нагревается при

2<2о

(3.3)

и охлаждается при 2>2о, максимальная величина охлаждения приближается к значению АГо=-Г/р, где 2о - глубина точки инверсии температурной кривой. Увеличить Zo можно уменьще-нием Рт (см. рис. 3.7, кривые 1 ч 2) или повышением Гу (см. рис. 3.7, кривая 3), т. е. увеличением расхода q и продолжительности закачки t. На заданной глубине T{t) возрастает, через 50-100 сут практически стабилизируется и становится меньше Гу примерно на 6, 10 и 13 % при глубине залегания соответственно 500, 1000 и 1500 м. Такие же приблизительно значения принимает и величина теплопотерь. При закачке горячей воды ее приходится нагревать на поверхности на 30- 50 °С (в зависимости от глубины) выше проектной забойной температуры. Температура влажного пара возрастает с глубиной и становится выше Гу на 30-40 °С. Так как температура влажного пара зависит только от давления (см. уравнение Руша),, то рост давления с глубиной за счет массы теплоносителя с учетом гидравлических потерь приводит к увеличению температуры. При этом все теплопотери в стволе компенсируются постепенной конденсацией пара (теплотой конденсации), т. е. возрастанием его влажности.

С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении tenflonocHTCflH по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные" сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100-250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др.

Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубины залегания пласта до 700-1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700-1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3-0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения.

При пароциклических обработках (стимуляции) добывающих скважин в скважину в течение 15-25 сут закачивают пар

в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5-15 сут для перераспределения теплоты, проти-воточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 2-3 мес. Полный цикл занимает 3-5 мес и более. Обычно всего бывает 5-8 циклов за 3-4 года с увеличивающейся продолжительностью каждого. Так как теплота доставляется на небольшую глубину в пласт, то плотность сетки скважин должна быть не более (1-2)10* м/скв. На 1 т закачанного пара в среднем за все циклы добывают 1,5-2 т нефти (при уменьшении от 10-15 до 0,5-1 т).

Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных котлов, сетевых подогревателей, экономайзеров и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные паро-генераторные установки отечественные типа УПГГ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводитель-ность 22,2-144 ГДж/ч, паропроизводительность 9-60 т/ч, рабочее давление на выходе 6-16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38-98 т.

Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья типа АП (задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку. При нагнетании воды с невысокой температурой используется такое же оборудование скважин, как и при заводнении.

При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др.

Внутрипластовое горение

Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и переме-144

щении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5-15% запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300-500 м воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л/м) и сверхвлажное (более 2- 3 л/м) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500- 540 до 260 °С). Механизм нефтертдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10-20 % СОг) и др. Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача - 0,4-0,6, причем это в 2-3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа-с.

Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по даннным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами/или ракетным патроном; в) использо- ванием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. Самовоспламенением характеризуются только некоторые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают по пласту закачкой воздуха.

Предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха в соответствии с расширением фронта и удалением его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха обычно в 1,5-2 раза выше пластового давления. Воду и воздух закачивают циклически с периодами до суток, а затем закачивают только воду.

Для осуществления внутрипластового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (0ВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование