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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Рис. 2.3в. Зависимость длины зоны смесн х растворитель - нефть от пройденного фронтом расстояния x для растворителя вязкостью 0,53 мПас 112].

/о - выбранный характерный размер - радиус ствола скважины (10 см)

Рис. 2.37. Зависимость коэффициентов С и а от соотношения вязкостей нефти н растворителя ц, 20

Пример. Оценим длину зоны смеси при вытеснении на расстоянии 50 м нефти вязкостью 1,7 мПас растворителем вязкостью 0,3 мПас.

По рис. 2.37 для отношения вязкостей - - 5,67 находим: С = 52,3;

а = 0,113. Отсюда длина зоны смеси равна: 52,3

0,113 = 106 без-

размерных единиц, или 10,6 м (характерный размер для приведения линейных размеров к безразмерному виду выбран равным 10 см).

Для уменьшения неблагоприятных последствий большого отношения вязкостей нефти и растворителя были предложены технологические приемы, которые позволяют заменить резкую границу между растворителем малой вязкости и нефтью зоной с постепенно изменяющейся вязкостью. Сущность такого рода технологических приемов сводится к тому, что на контакт с нефтью сначала закачивают наиболее близкий к ней по вязкости растворитель, затем следующий растворитель, наиболее близкий по вязко-

АСВ, % (массовая доля)

10

К, доли запаса

0,4 0,8 К.объем пор

Рис. 2.38. Зависимость коэффициента вытеснения К нефти н содержания асфальтосмолистых веществ (АСВ) в продукции от объема Узакачкн этана (!) н этаноконденсатной смеси [2)

сти к закачанному и т.д. в порядке уменьшения вязкости. Экспериментальные исследования показали, что можно эффективно вытеснять нефть растворителем, в 3 раза менее вязким, чем нефть, если предварительно закачивать в нефтенасыщенную пористую среду небольшие объемы растворителей, каждый из которых отличается по вязкости от контактирующих с ним соседних растворителей, а первый от нефти, не более чем на 25 %. Это - способ создания оторочки растворителя переменной вязкости.

Поскольку от величины отношения вязкостей нефти и растворителя непосредственно зависит длина зоны смеси, т.е. необходимый объем растворителя, выбор растворителя оказывает прямое воздействие на технико-экономические показатели процесса в целом.

При значительном содержании в нефти асфальтосмолистых веществ (АСВ) вытеснение ее легкими растворителями (этаном, пропаном, бутана-ми, широкой фракцией легких углеводородов) осложняется возможным выпадением АСВ в пласте, что может привести к закупорке поровых каналов.

В таком случае, при наличии в газоконденсатной зоне пласта рассеянной нефти, предлагается закачивать растворитель не на контакт "нефть - газ", а на определенном расстоянии от него в газоконденсатную зону. Создавая условия для продвижения растворителя в сторону газонефтяного контакта, добиваются того, что по мере его продвижения по пласту, в результате контакта с рассеянной нефтью, образуется зона смеси повышенной молекулярной массы и вязкости. Как показали эксперименты (рис. 2.38), выполненные во ВНИИГАЗе, вытеснение нефти оторочкой такого растворителя более эффективно, чем чистым легким растворителем [49].

2.4.2

Оценка коэффициента извлечения

Основным показателем, определяющим эффективность применяемого метода разработки, является коэффициент извлечения, представляющий собой отношение количества добытой нефти к геологическим ее запасам в разрабатываемой оторочке (участке). При разработке с использованием процесса вытеснения коэффициент извлечения {К„) может быть представлен как произведение коэффициента вытеснения {г\) на коэффициент охвата Э:

Ал = Л • р.

Коэффициент вытеснения

Коэффициент вытеснения представляет собой отношение объема вытесненного углеводорода к его начальному объему в зоне пласта, охваченной вытеснением. При вытеснении нефти в условиях неограниченной смесимости с растворителем коэффициент вытеснения может достигать 100 %. Достоверные сведения о величине коэффициента вытеснения получают в результате экспериментальных исследований с реальными углеводородными смесями на моделях пористых сред [9, 27, 28].

По данным экспериментальных исследований строится зависимость изменения насыщенности р порового объема модели пласта вытесняющим агентом от безразмерного объема закачки V = V/V, (рис. 2.39), где V -объем порового пространства всей модели; - объем порового пространства модели при X = L. До прорыва растворителя коэффициент вытеснения г = Vi в момент прорыва Г] = V".

Коэффициент вытеснения к любому моменту времени после прорыва растворителя определяется численным интегрированием кривой p(V) по формуле

(2.14)

Рис. 2.30. Изменение коэффициента вытеснения в зависимости от безразмерного объема закачки при различной длине образца

У=УЛ[