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

мой системе на одну нагнетательную скважину 1фиходятся три добы-вавмцие. Полезная толпщна пласта колеблется в диапазоне от S до 20 м;

допускается, «по давление нагнетания составляет 0,8 гидростатического давлошя. Установленная мощность сжатия воздуха превосходит требуемую применяю на 20 %; расчет проводился для центробежных компрессоров с злектро1фиводом;

рассматривается режим сухого горения, после окончания которого в пласт подается вода. Расход воздуха на одну теоретическую ячейку в течение первого года эксплуатации месторождения составлял 600 нм/ч (1фи необходимом количестве воздуха 2S0 нм/м ) или же 700 нм/ч (1фи необходимом количестве воздуха 350 нм/м). Дополнительное количество воздуха, необходимое для охвата процессом 65 % шкнцадей ячейки, нагнеталось в пласт с постоянным расходом в течение второго, третьего и четвертого годов добычи нефти (рис. 7.3). В течение пятого года эксплуатации месторождошя в пласт подавали с постоянным расходом воду, объем нагнетания которой составляет 03 объема выжженной зоны;

метод расчета уровня добычи нефти описан в разделе 6.23 (уравнение 6.63) и в 1филожении А.6.1. Выжженная зона занимает около 60 % шнхцади каждой теоретической ячейки, а ее толщина несколько меньше тошцины зоны, в которую поступает воздух. Считается, что доля нефти,

Рве. 7А. Опосятсяьные внутршдаставом ropi

le эапиы [7.111:

юоа 2000 3000

ЛзЛ/тнефтпюе отношение.шу? на техннческое обеспсченне добьпн нефтн прн

а - влияние Х41а1стеристик ппаста (иеобходнмое колняество иоэдуха 350 им /м ); 0 - диапазоны затрат и зависимости i

I от иакоппеииого иоздухоиефтя-иого отяотения (глубина залегании от 200 до ЦОр гя- толщина пласта от 10 до 20 м, иачальиаи иефтенаснщшность от 0.1 до 0.3 м /м . иеобходнмое количество воэдуха от 250 до 350 вм /м ). Эталонный уроиень - конец 1982 г., странм Западной Европы. Масштаб по оси ординат 100 = 800 фунт/т 414

вытесняемой из невыжженных зон, является убывающей фунющей толщины пласта. Допускается, что шаг времени меящу моментом вытес-ношя нефти воздухом и моментом извлечения ее на поверхность земли составляет б мес; нефть, вытесненная воздухом, но не добытая к концу четвертого года зксплуатации, извлекается в течение пятого года - во время нагнетания воды (см. рис. 7.3).

При сравнении рис. 7.2, а и 7.4, а можно заметить, что 1фи внутрипластовом горении чувствительность метода к толщине пласта и величине нефтенасыщенности ниже, чем пря обработке пласта водяным паром, что является следствием более резкого изменошя расхода знергии с изменением данных параметров пря паротепловом воздействии на залежь.

При обычно 1финятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром (величина отношения обьема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0,15 м/т), так и внутрипластового горения (отношение обьема закачанного воздуха к объеь добытой нефти не превосходит 3500 нм/м) имоот один порядок величины.

7.6. НЕТРАДИЦИОННЫЕ ОБЛАСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нагнетание в пласт водяного пара или горячей воды и внутрипластовое горение считаются традиционными термическими методами, но существуют также иные направления использования тепловой знергии 1фи разработке нефтяных месторождений.

7.6.1. Прогрев скважин

Прогрев скважин - давно известный метод, широко используемый, в частности, в СССР и Канаде для улучшения нефтеотдачи малодебитных скважин 1фи разработке месторождений вязкой нефти или для очистки скважин от отложений парафинов [7.12].

Повышение дебита скважины 1фи ее прогреве можно достичь установкой в скважине в интервале пласта электронагревателя или горелки. Оборудование для прогрева скважины практически не отличается от оборудования для поджига Нефти при внутрипластовом горении (см. раздел 6.3.1). Если 1фи прогреве скважины приходится останавливать добычу, длительность периода прогревания должна выбираться всходя из необходимости достижошя максимальной добычи в каждом цикле прогрев-добыча, как и в паротепловой обработке скважин, с тем различием, что при прогреве скважины радиус воздействия и его эффективность значительно ниже, поскольку передача тепла здесь осуществляется только теплопроводностью, протекающей достаточно медленно. Предохранение скважины от осаждения в ней предельных углеводородов достигается уста-

новкой в стволе системы электронагревателей или же циркуляцией вдоль скважины нагретых теплоносителей.

Помимо описанных выше способов прогрева скважин для этой цели был предложен метод термохимической обработки химическими сое-диношями [7.13].

7.6.2. Использование электрической энергии для нагрева пласта

Термическую обработку скважин на месторожД№иях тяжелой нефти осуществляли подведением электрического тока непосредственно к 1фи-забойной зоне, при этом электроизолированная труба используется в качестве проводника, подводящего ток к нефтеноснол пласту. Электрическая проводимость пласта, зависящая от присутствия электролитов в пластовой воде, обычно достаточна для протекания в нем электрического тока с выделением тепловой энергии. Электрическая цепь замыкается электродом, устанавливаемым на поверхности земли на некотором удалении от скважины, в 1физабойную зону которой подается электроэнергия [7.14].

Метод электровоздействия на пласт 1фименяется также для разогрева битуминозных отложений до уровня, достаточного для последующего эффективного вытесншия битумов непрерывным нагнетанием в пласт водяного пара под давлением, не превышающим давление трещинообразования [7.1S]. При предварительном прогреве пласта электрический ток циркулирует по контуру между двумя соседними скважинами, являющимися электродаьш. В 1981 г. на месторождшин в районе, р. Атабаска (Канада) бьшо проведено первое экспериментальное опробование данного метода на пилотном элементе, включающем четыре скважины-электрода, расстояние между которыми составляло 30 м, и восемь контрольных скважин, через которые измеряли электронапряжение и температуру в пласте. После пяти месяцев непрерывного прогревания температура пласта поднялась от 10 до 78 ° С (максимальное из зафиксированных значащи) [7.15].

Битуминозные отложошя можно прогревать также с помощью источника электромагнитного излучошя. На выходе источника расположена система полых параллельных друг другу электродов. Приемным уст ройством служат другие электроды, расположенные в плоскостях по обе стороны от излучателя, что обеспечивает замкнутость наводимого электрического поля. Такой метод позволяет осуществить однородный прогрев битуминозных отложений и поднять их температуру до 100-200 "С, 1фичем даже в отсутствие пластовой воды, чем он выгодно отличается от способа прогрева пласта электрическим током [7.16]. После ряда лабораторных исследований, основной целью которых явилось изучение возможностей технологии, в 1981 г. работы были перенесены на два опытных участка на месторождении Асфальт Рццжс (шт. Юта, США). Объем разрабатываемого участка битуминозных песков составляет в каждом из экспериментов 25 м. Битум, полученный в результате испарения