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

Иаумнм хцактаристмк пиеторажаимя 1 -

Экстримппы ht гаворторных уетпюаках

• тфти

• Hi

к0л1

стаояохдух! (илияни* отноиииия MMi/koicyx,

программц нхпмпиия) Количитао hmwhhi

ух, Ч

:>"1

дли ншгттхния и довычи, iiihiiihipobiiiiih гаранин)

• и анвяиа paiynkiana

Имарания (таиларатура, подечатоВми а пласт воадуха и воды) подсяят обцмои и аналиа иааямсааных на повархноетк жидкрегай и гааов, отвор проб,инвнкатарыитдь Оптимизация уепоанй функционирования

Эффектианоетк (дабиты нефти, валичина отношении иоаяухАмфтк коаффивиант lфтeoriMal пласта, охает

Схема KuwAOBaHiril, фсдшеетвующих разработке нефтемхиого пласп мегодоа! виутршшстового горении

экспериментальный участок не имеет четко определенных границ, полученные на нем результаты следует использовать с осторожностью при оценке возможного козффицишта нефтеотдачи пласта, ожидаемого при расширении области разработки до промышленного уровня.

Основные направления подготовки к зкспериментам в промысловых условиях по паротепповой обработке скважин, вытеснению пфом и внутрипластовому горению даны в табл. 7.4 - 7.6.

Эксперименты на лабораторных стендах должны проводиться в условиях, близких к реальным. Особенно необходимо поддерживать внутрипластовое давление, темпштуру и работать с породами, обладающими идентичным минералогическим составом и петрофизическимн характеристиками. Вследствие сложности зкспериментов на двух- и трехмерных физических моделях, коща стремятся смоделировать в сшредепен-ном масштабе все явления, происходящие на реальном месторождении, в лабораторных зкспериментах обычно ограничиваются нахождением основных параметров процесса. Так, в зкспериментах по горению определяют количество топлива и необходимое количество воздуха для процесса; при изучении процесса вытеснения нефти паром на одномерной модели находят остаточную нефтенасыщенность.

Программа работ по добыче нефти с помощью какого-либо термического метода разрабатывается на основе данных о характеристиках месторояаении и результатов зкспериментов в лабораторных условиях с помощью змпирических исследований или при использовании аналитических моделей или моделей, учитывающих раофеделение в пласте вытесняющих и вытесняемых жидкостей и газов.

7.4. СРАВНЕНИЕ МЕТОДОВ НАГНЕТАНИЯ ПАРА И ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

7.4.1. Энергетический баланс

В разделах 4.4 и 6.4 рассмотрен вопрос об эффективности нагнетания пара и внутрипластового горения при учете энергозатрат в наземном оборудовании.

При обычных соотношениях воздух-нефть для внутрнпластового горения (от 500 до 3500 нм/м) и нефть-пар для вытеснения нефти паром (от 0,15 до 40 м/т) эффективность внутрипластового горошя явно превосходит эффективность непрерывного вытеснения нефти водяным паром. Это является прямым следствием того, что при внутриппастовом горении тепловая энергия выделяется в непосредственной бпюос-ти от зоны, из которой требуется вытеснить нефть, что приводит к ум№ь-шению тепловых потерь в окружающие области. Кроме того (см. гл. 4), теплообмен ограничивает раофостранение метода вытеснения нефти паром (к ним относятся требования близости расположения скважин, достаточной толщины пласта и незначительности глубины его залегания). 406

в то же время при нагнетании пара не вся нефть вытесняется из обрабатываемой зоны и остаточная нефтенасыщенность в ней обычно составляет от S до 15 % (см. гл. 4). Это небольшое количество нефти (более тяжелой, чем первичная, вследствие частичного испарения легких фракций) затем уже невозможно извлечь (во всяком случае зто зкономичес-ки не оправдано). При внутрипластовом горении в процессе распространения фронта происходит полное сгорание кокса, обычно образующегося из тяжелых нефтяных фракций. Соотношаше между количеством сгоревшего топлива и объемом нефтедобычи легко находится при известном отношоши воздух-нефть (см. разд. 6.4). Количество кокса в пласте обычно составляет от 15 до 40 кг/м* (см. гл. 5), что соответствует прн плотности горючего 1000 кг/м зквивалентной насыщошости от 5 до 13 % при пористости 30 % и от 7,5 до 20 % прн пористости 20 %. Другими словами, количество нефти, которое трудно извлечь из пласта после обработки его водным паром, и количество нефти, сгорающей при внутрипластовом горении, близки по величинам.

Исходя из сказанного, можно утверждать, что общий знергетический баланс указывает на предпочтительность использования метода внутрипластового горения. Однако развитие новых технологий производства пара и, в частности, создание оборудования, работающего на депювых видах топлива, дает новый импульс дальнейшему развитию метода нагнетания в пласт водяного пара.

7.4.2. Проблемы реализации

Метод нагнетания в пласт пара более гибок, чем внутрипластовое горение. Например, возможность осуществления вначале циклического нагнетания пара позволяет быстро получать информацию о реакции пластовой системы на его поступление и изменять объем нагнетания. Циклическое нагнетание может быть использовано в одной из областей пласта перед переходом к непрерывной закачке для некоторого истощения залежей. 1ме того, циклическое нагнетание позволяет создать связи между скважинами в битуминозных отложениях (см. разделы 4.5.2 и 6.5.4), а также повысить продуктивность добывающих скважин в зоне, обрабатываемой горошем. Внутрипластовое горение, используемое для обработки скважин, сложно в реализации и применяется дня добычи нефти лишь на зкспериментальном уровне и весьма редко (см. раздел 6.5.1).

Технология нагнетания пара при зксплуатации К1есюрождений в 1фо-мышленных масштабах хорошо разработана. Однако существ}гют еще вопросы, требухнцие дальнейшего изучения. К ним относится, в частности, проблема измерений расхода пара и его сухости в каждой из нагнетательных скважин, если их много на разрабатываемом месторождении (см. раздел 43.3). Кроме того, необходимо разработать технику обеспечения изоляции насосно-компрессорных труб нагнетательных скважин и надежности высокотеьшштурных пакетов.