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

расхода в различных скважинах следует попытапся заполнить воздухом те области пласта, ю которых отток нефти и гаэов слишком мал. Для этого можно принять следукяцие меры: закрыть скважины, ч>еэ которые идет наиболее существенный поток гаэов, подавать окислители или кратковременно нагнетать пар в плохо работающие скважины для более интенсивн(нч> пфемещения в их направлшии фронта горения и тл. [6.60], [6.61].

Необходимо непрерывно анализировать газы, поступаянцие через добывающие скважины, на прибсфе Орса, хроматографе или же на автоматических анализаторах. Определив расход поступающих по скважине газов, а также содякание в них oij, СО и COj, можно оценить количество сгоревшего топлива и местоположение фронта горения [638], [6.60]. Как правило, в промысловых условиях сгораюощй углерод более полно окисляется в углекислый газ, чем на лабораторных установках. Концентрация СО в промысловых условиях обычно не iq>e-вышает 1 в то время как концентрация СОз колеблется от 12 до 15 %. Содикание легкопетучих углеводородных соединений в получаемых газах в большинстве случаев меньше или равно 1 %, причем основную их часть составляет метан [6.56]. Ife существует, как полагают, щхютой взаимосвязи между составом гаэов и стеденью приближения фронта горения.

Полный анализ газов полезен как для определения их теплоты сгорания, так и для оценки степени загрязнения при прямом выбросе их в атмосферу. Креме того, подро&ши анализ необходим для принятия антикоррозионных мер.

Следует также непрерывно исследовать состав и свойства жидкостей, извлекаемых на поверхность, содфжание в них воды, их плотности, кислотное число нефти и рЛ воды. Как правило, при внутриппастовом горении плотность нефти и ее вязкость умедьшаются. В лабораторных и иногда промысловых условиях кислотное число извлеченной нефти увеличивается. Опнако при разработке месторождения Белвью оно понизилось, как считают, вследствие отсутствия окисления нефти при низкой темпфатуре и снижения кшщентрации серусодфжапщх веществ. С другой стороны, в настоящем случае наблюдалось повышение содфжа-ния Нг S в газовой фазе и солей сертой кислоты в воде [6.56]. Данные о свойствах полученной нефти полезны при выборе химических веществ, необходимых при ее переработке.

Однако данные, полученные с помощью наблкщательных (часто немногочисленных) скважин, а также результаты анализа поднимаемых на поверхность газов и жидкостей не позволяют составить правильную картину динамики фронта горения в пласте. Отбор же проб ю зон, через которые прошел фронт, дает возможность определить локальные коэф-фициедты охвата пласта и вытеснения нефти. Кроме того, в настоящее время разрабатываются новые методы получения общей информации о течении процесса. Так, одним из них является расчет объема пласта, занятого газами, на основе изменения кривых давления при переходном

режиме в нагаетательной скважине [6.62]. Изучается также возможность применении геофизических меюдов для 01феделения места расположения фронта горения [695].

6.4. ПРИМЕНЕНИЕ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Хотя идея получения тепловсж мергии посредством внутрипластового горении нефти возникла в 1923 г. [6.63], данная технология начала развиваться лишь с 1950 г. Она вызвала очень большой интерес, в период с 1950 по 1965 г. в США было осуществпою более ста 1фупных экспе-римйпальвых работ [632]. Подобные экспяоменты проводились и на местороэдошях Канады, Венесуэлы и &ропы. Начиная с 1965 г. внутри-пластовое горение сочетают с комбинированным нагнетанием в пласт воды и воздуха, причем интерес к такой методике, позволяющей повысить термическую эффективность процесса, проявился при первых же подобных экспериментах [637]. Однако сложности, связанные с функ-ционированием промыслового оборудования (обеспечение розжига, ксжтроль за распределением фронта горения, проблемы коррозии и образование эмульсий и тд.), привели к замедлению темпов развития метода. В результате ведущее место среди термических методов воздействия на пласт занимает нагнетание водяного пара - наиболее гибкая методика после циклического заводнении.

С 1970 по 1980 г. объем нефтедобычи при внутрипластовом горедии практически не измшялся, даже слегка уменьшался. Начиная с 1980 г. анализ проведшных ранее экспериментов, а также уточноше областей применимости данной методики и ее ьюди4н1кацнй возродили к ней интерес. Так, в США число дейсгвухшщх объектов увеличилось с 17 в 1980 г. до 21 - в 1982 [6.64]. Начало в 1981 г. первых экспшментов по внутрипластовому горшию с нагнетанием кислорода обусловило новый этап в развитии метода (см. раздел 6.55).

В 1982 г. объем добычи нефти методом внутрипластового ropodu составил в США 600-10* м/год, что немного меньше 3 % всего объема нефти, полученной при использовании разлита методов повышения нефтеотдачи пластов [6.64]. В Канаде и Румынии в этот период обьем добычи составил ЗОО-Ю-ЯОО-Ю м/год. Некоторое раофостраиение данный метод получил в СССР «я странах Латинской Америки (Венесуэле, Бразилии и др.) [6.65].

KjpHiepneM, обычно используемым для оценки эффективности внутрипластового горения, является отношение воздухснефтяного фактора.

С другш стороны, внутрнпластовое горение можно (как это было сделано в разделе 4.4 для метода нагнетания в пласт теплоносителей)

BdMucoB Н.К.. Гарудкв А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных место-рождеияй. М.: Недра. 1988. (Прим.ред.).

ох>актеризова1ь коэффициентом эффективности iiq, равным отношению теплоты сгорания полученной нефти к количеству первичной №ер-гни, потребляемой наземными устройствами (компрессорной станцией). Величину Пс пегко найти, зная затраты на сжатие воздуха, определяемые так, как описано в разделе 6.3.2 (см. рис. 6.25). Если допустить, что теплота сгорания извлеченной нефти равна величине, выбранной для определения одной тонны нефтяного эквивалента, то

до№1тая нефть/закачанный воздух

(6.94)

тнэ, необходимые для сжатия 1 м воэдуха

где Pf, - плотность добытой нефти, т/м*.

№ табл. 6.5 видно, что при юменеини воздухонефтяного фактора от 500 до 3500 нм/м* в интервале давления 6-160 бар значение tiq заключено в пределах 6-120.

Если часть знергии, затраченной на сжатие, извлекается из газообразных продуктов внутрипластового горения, а также в случае совместного нагнетания в пласт воздуха и во№ коэффипиоп эффективности tiq , являкяцийся отношением теплоты сгорания поднятой на поверхность нефти к количеству всей эатрачешой или иэвлеченной в наземных установках энергии, записывается следуюпщм образом:

It* =Ра

воздухонефтяной фактор

тнэ, затра-чеиныхна сжатие

м воздуха

тнэ, затраченных водяными насосами

м воды

водовоз-дуишое отношение

тнэ, извлеченных вместе с газами

-. (6.95)

м воэдуха

гдер - В [т/м*]. Таблиш 6.5

Коэффициент эффектнвностн виутрнпластоиого горении при = 1 т/мЭ. Результаты расчета, привсдснвого в iHjKMceHHH А.б.2

*riQ = 1 для воздухонефтяного фактора, равного 60 200 = I для воздухонефтяного фактора, равного 21 ООО

им*/м*-I нм /мЗ.