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

Рнс 6.39. Результаты эксперимента по внутрпластовому горению, поставясв-вого иа месторождении Саут Белридж (uir. Калифорния, США) [6.75]:

а - обработанная 1фи горении толпцша пласта (иа ноябрь 19S9 г.); б - остаточная нефть (% от начального количества нефти); 1 - обработанная 1фи горении толщина пласта; 2 - изопахиты (полезная мощность пласта); 5 - IP - разработчик участка; 4 - Т-46 - разработчик соседнего участка; J - 4Т - наблюдательные скважжы; б - ликвидированные скважииы; 7 - скважжы дли отбора керна; 8 - скважина дли нагнетания воздуха; 9 - остаточная нефть

осуществлялось через одну скважину, бывию ранее добывахицей. Газонефтяная смесь, поднимаемая на поверхность, характеризовалась высокими газовыми факторами, что указывает на существование небольпюй газовой шапки [6.83]. В течение . 4,5 лет за добывающими скважинами велось наблюдение дпя поддержания приблизительного баланса между количествами нагнетаемых и добываемых гаэов; при дости-

Таблица 6.8

Тоявпжа пласта, охначеиная процессам горении; данные получепые при изучевни проб, отобранных при иефтодо№че методом путриплясюиого горсяни иамесгорождеяни Саус Белридж [6.75]

жении темпа нагнетания, соответствующего уровню номинальной мощности компрессоров (17 ООО нм/ч), возникла необходимость бурения дополнительных добьшающих скважин. В этот пфиод добыча по место-рождогаю колебалась от 120 до 210 м/сут. При этом для щкздпения сроков функциошфования добывакяцих скважин было 1фИнято решение о першосе нагнетания воздуха на новую скважину. Экспфимшт продолжался 1фи темпе нагнетания, меньшем номинальной мощности компрессора, но 1фи почти не изменившемся воздухонефтяном факторе. По оценкам, проведенным в 197S г., использование единственной нагнетательной скважины приводит к снижению необходимого количества воздуха, а также снимает остроту вопросов, связанных с анизотропией пласта и добычей горячих нефтепродуктов [633].

Насегодняшнийденьнаиболееглубокозалегающим пластом (глубина залегания равна 3S00 м), разрабатываемым с применением внутрипластового горения, является залежь на истощенном меспфождении Вест Хайдельберг Ю>тт(Я1 Валле, США [6.76]. Пласт состоит из 14 песчаных горизштов, восемь из которых нтеноош. Начало работ относится к 1971 г., когда стали добывать нефть из пятого горизонта. Затем, после дополнительной перфорации одной из двух нагнетательных скважин на уровне четвертого горизонта, работы продолжались уже в двух интервалах. Одна из нагнетательных скважин служит для подачи воздуха в пятый горюонт, а другая - для циклической закачки газов в четвертый для поддержания давления. Свойства песчаных горизонтов 1фиведны в табл. 6.6. В 1981 г. темп нагнетания воздуха составлял 7300 нм/ч при давлении нагнетания 345 бар; производительность компрессора для газообразных 1фодуктов прения составляла 3500 нм/ч 1фи давлении нагнетания 200 бар. В 1972 г. на входе пятой ступош шестиступосчатого компрессора, несмотря на использование синтетической смазки, произошел В31ШВ. С тех пор регулярно каждые три месяца соединительные трубы промываются 5 %-«ым раствором соды и азотнокислого натрия, что позволяет избежать подобных инцидентов [6.76]. В июне 1981 г. воздухонефтяной, газсжефтяной факторы составляли соответствошо 635 и 450 нм/м. Эти работы расцениваются как большое техническое и экономическое достижопю.

Метод внутрипластового горения примшялся с успехом и в пластах малой толщины, например, на месторождениях Глориана, Глен Хьюм-мель, Трикс Лкз и Мэй 1Ь1бби, толщина пластов которых колебалась в пределах от 1 до 3 м (см. табл. 6.6).

В разделе 52.1 отмечалось, что для о1феделения количества топлива, которое может 1финять участие в процессе горения, следует учитывать состав коллектора (наличие глины и катализаторов), а также возможное 1фисутствие связанных органических веществ. Это особошо важно при добыче легкой нефти, когда количество коксообраэного остатка может оказаться недостаточным для поддфжания процесса. В лабораторных экспфиментах гороше на образцах проб, взятых на месторождении легкой нефти Мэй Либби протекало нормально, однако в эталонной среде, составленной иэ 95 % песка и 5 % каолинита, имело тощенцию к затуха-

нию. в состав коллектора 11р1фодного пласта входят песок (76 %), алеврит (13,5 %) и глвна (ЮЗ %) - в основном каолинит, но с небольшими 1фимесями монтмориллонита, иллвта и хлорита [6.86]. На песчанике Робшс(ш месторождения Фри 1фвсутсгвие сцдфита и пирита

[6.78] и [6.76] оказало влияние на развитие горения. Более того, изучение окиспошя в нефтеносном песке меспфождгаия Балц>ия выявило воздействие на процесс присутствующих органических веществ

[6.61].

Среди 1фимеров, 1фиведшных в табл. 6.6, следует обратить внимание на работы, проводимые на месторождаии Слосс по третичной добыче легкой нефти; в зтих работах водовоздуплюе отношгаие было наибольшим ю всех рассьютрошых ттримеров. Характеристики пласта не позволяли рассьютреть эффективность применгаия внутряошасювого горения (малые величины нефтенасыщенности и толщины пласта, большая глубина залегания). На стадии экспфимента удалось ткщдерживать горение 1фи среднем водовоздуишом отяошоши, равном 7,45-1(Г м/нм, тфичем воздухонефтяной фактор составил 3000 нм/м, чю является хорошим показателем дпя такого пласта [6.88]. Щ>и расширении масштабов работ водовоадушное отношение бьшо доведено до 4,4-10г м/нм.

Результаты широкомасштабных робот быт существошо хуже экс-пфиментальных. Средний воздухонефтяной фактор в период нагнетания воздуха составлял 3800 hm/im, и, кроме того, &ши эаретистрпрованы неблагоприятные юменения водрвоздушного отношения и воздухонефтяного фактора [6.S0]. После оксжчания нагнетания воздуха в пласт стали подавать воду, что позволило получить дополнительное количество нефти и снизить воздухонефтяной фактор до 2900 нм/м [6.87]. В процессе добычи нефти регулярто отбирались кеяш - сначала на экспфиментапьиом участке [6.88], а затем, при расшщмнии масштабов работ, - на одном ю разрабатываемых участков. Визуальное изучение и наблюдение под микроскопом образцов позволили определить протяженность зшы, обработанной горением, и тфибпвженное значение максимальной достигнутой темпфатурт, Konq>an №ла не ниже 400 °С в области пласта, где расположены шесть из семи скважин, из которых быт отобраны ко>ны.

Выжженная зона располагалась ближе к кровле пласта, что можно приписать как большей проницаемости данной области относительно других областей, так и эффекту гравитации. Однако высокая температура позволяет допустить, что воздух и вода, нагнетаемые одновременно, неодинаково распределяются в пласте. Так, натфимер, в верхней части пласта мохсет происходить Сухое горение или влажное горение с очшь небольшим водовоздушным отношением, а №о нижние области ьюгут быть поДвфтнуты вымыванию водой. Более равномерный охват пласта по вертикали возможен прн поочередном нагнетании в него воздуха и воды [6.87]. Однако прн такш прагршш нагнетания возникает ряд специфических проблем: коррозия в добывающих скважинах при не-