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

Бесспорно, реализация внутрипластового горения значительно сложнее, чем вытеснения нефти паром. В частности, вследствие протекания химических реакций со свободным кислородом возникает необходимость принять соответствующие меры для исключения возможности воэ-никновения неконтролируемых реакций в наземном оборудовании (см. раздел 6.3.3), в нагнетательных скважинах, особенно во время воспламенения (см. раздел 63.1), а также в добывающих, если содержание кислорода в исходящих газах возрастает вследствие прорыва фронта горения. Так, в ряде случаев не бьши приняты меры безопасности (предварительное изучение вопроса, за которым должны следовать определенные работы, в том числе промывка нагнетательных линий, измерение темпштуры, подсчет обьема газооазных веществ, извлекаемых на поверхность земли и анализ их состава), и это явилось причиной срыва экспериментальных работ на пилотных объектах. Именно этим объясняется некоторая неуверенность, отмечавшаяся у мношх специалистов, перед реальным и воображаемым риском, связанным с внутрипластовым горе-ниоя. Поэтому данная технология, начало освоения которой совпадает с началом распространения метода нагнетания в пласт водяного пара, до сегодняшнего дня применяется лишь в ограниченных масштабах. Однако все работы по внутришшстовому горению, проводимые в промышленных масштабах (см. раздел 6.4), указывают на интерес к данной технологии, в частности, для разработки пластов малой толщины. Она также предпочтительнее обработки паром при значительной глубине залегания пласта.

7.би ЭКОНОМИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЕНОСНЫЙ ПЛАСТ

Анализ затрат на реализацию методов повышения нефтеотдачи пластов необходим для оценок возможного вклада данных технологий в общий объем мировой добычи нефти. Однако резкие колебания экономических условий на нефтяном рынке, существенная разница в ценах и налоговых систевяах в различных регионах вынуждает ограничиться определением тенденций в индексах цен без учета налоговых систем, взяв за опорные уровни результаты экономических работ, выполношых в 1980 и 1983 г. Эти ицджсы являкпся представительными для описания состояния технологии в том году, когда они были получены. Здесь невозможно дать никаких экстраподяционных формул, так как, в частности, прогресс в методах повышения нефтедобычи должен привести к снижению части энергозатрат в общей стоимости работ.

7.Б.1. Сравнение затрат не реализацию различных матодов повышения нефтеотдачи

Возможностям и рентабельности применения в США различных методов повышения нефтеотдачи пластов посвящено много работ [7.7],

Прн нсполкзовшнн раторов.

части добытой сырой нефтн в качестве топлива для лцюгене-

[7.8], [7.9]. В [7.9] проведена экономическая оценка конкретных месторождений, параметры которых позволяют использовать при. их разработке определенную классификацию: калифорнийские месторождения тяжелой нефти могут разрабатываться методом нагнетания в пласт водяного пара; наиболее аффективным методом добычи тяжелой нефти ряда месторождений является внутрипластовое горение; в карбшатные коллекторы пластов, расположенных на востоке Техаса, рекомендуется нагнетать углекислый газ; песчаные коллекторы бассейна Ишшнойс наиболее пригодны для нагнетания в них в начале разработки мицеллярных растворов, а затем - растворов полимеров, а песчаные коллекторы центральных штатов - для нагнетания полимертых растворов. Технологические характеристики процессов определяются на основе различных данных, которые весьма условны. Действительно, вое они опираются на результаты, полученные на аналитической модели для нагнетания пара; коррелящкжные зависимости 14 работ, проведенных в промысловых условиях по внутрипластовому горению; результаты промысловых испытаний и лабораторных зкспериментов при нагнетании СОз и методов химической обработки пласта. Затраты на техническое обеспечение включают в основном стоимость бурения и обустройства скважины, установки оборудования для нагнетания и добычи нефти, затраты на ликвидации аварий на скважинах, зксппуатацнонные затраты и затраты, характерные для нспользушой технологии воздействия на пласт (сподафн-ческие капиталовложения и зксплуатацишные затраты). К затратам, специфическим для выбранного метода воздействия на пласт, относится стсжьюсть таких наземных устройств, как парогенераторы, компрессоры и насосы, стоимость потре&тяомого ими топлива, используемых воцеств (СОз или химических соединений для воздействия ва пласт).

Затраты на техниесхое обеспечение (без учета налогов) методов повышения нефтеотдачи пластсм [7.9]

в табл. 7.7 в качестве иллюстрации собраны основные результаты исследований, описанных в работе [7.9]. В 1980 г. в США при уровне технологического развития зтого периода наиболее низкие затраты на техническое обеспечение были характерны для непрерывного нагнетания пара, позволившего повысить объем дополнительно до&пой нефти. Второе место занимает метод внутрипластового горения, за которым следуют технологии, остающиеся до настоящего времени весьма дорогостоящими.

7.Б.2. Затраты иа техническое обеспечениа термических методов

Французским институтом нефти бьша проведена работа по определению реальных затрат на техническое обеспечение термических методов добычи, за основу которой были взяты данные, характерные для стран Западной Европы в начале 1983 г. Для отдельных узлов оборудования, созданных вне зтого региона, были приняты стшмости материалов, характерные для стран Западной Европы.

При экономическом анализе сделано допущение, что объем до&1чи нефти при естественном режиме разработки пласта пренебрежимо мал и что все капитальные вложогая на сооружение скважин, наземного и глубинного оборудования должны быть включены в затраты на реализацию термической обработки пласта.

Предполагается, что месторождоше теоретически разбито на элементы при расположении скважин в шахматном порядке с расстояниями между скважинами одного ряда ISO м. Число разрабатываемых одновременно злементов таково, чтобы общий объем добычи составлял примерно 300 ООО м/год. Плотность нефти равна 9S0 кг/м. Длительность разработки одного элемента S лет. Разработка всего участка ведется в три этапа с тем, чтобы общий срок разработки составил 15 лет, что соответствует сроку службы оборудования.

Нагнетание пара. Для экономического анализа эффективности нагнетания в пласт водяного пара принимаются следующие допущения [7.10]:

каждая из ячеек, на которые теоретически разбивается вся разрабатываемая зона, представляет собой пятиточечный элемоп с центральной нагнетательной скважиной, длина стороны которого равна 150 м, т.е. одна нагнетательная скважина приходится на одну добьшаиицую;

геотермальный градиент составляет 0,03 °С/м при темпштуре поверхности земли, равной 20 °С; давление в зоне, занятой паром, - 0,8 гидростатического давления;

расход нагнетаемого пара иа одну теоретическую ячейку постоянен; для кахздой толщины ппаста уровень расхода теплсжосителя находится исходя из требования, что&л шкмцадь, обработанная к концу пятилетнего срока эксплуатации, составляла 62 % площади участка. Площадь эоны повышенной темпштуры рассчитывается по модели Маркса-Лан-гехейма с учетом тепловых потерь в системе между парогенштором и пластом (20 % энтальпии пара), а также потери части знтальпии с извле-