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

3 удельная энтальпия сухого насыщенного пара; L - удельная скрытая теплота парообразования при постоянном давлении.

Видно, что, во-первых, энтальпия водяного пара приХ = 1 практически неизменна в интервале давлений от 10 до 70 бар (и составляет при-tisgao 665 ккал/кг с точностью 1 %), и, во-вторых, энтальпия «меси для Х=:0,8постояннапридавленияхот25 до 100 бар и составляет S8S ккап]к1.

Эти два замечания сделаны для упрощения описания реальных ситуаций. К этому следует добавить, что для объема, занимаемого единичной 1«ассой двухфазной «меси (удельного объема), как и для удельной энтальпии, справедливо соотношение

o = Xi;.+ (i-X)

(3.2)

При температуре, не слишком близкой к критической, сухой пар пероюсит гораздо большее количество теплоты, чем вода. Рассмотрим, например (рис. 3.2), месторождение с температурой на поверхности земли 20 °С и ее измшением через каждые 100 м примерно на 3 °С. Положим, что на месторождении давление нагнетания равно гидростатическому. В этом случае полезной энергией, дисошируемой в тепе пласта, называют разность энтальпий нагнетаемого теплоносителя и внутрипласто-вой воды. Отношение полезной энергии при X = 1 и X = О составляет 3,4 при давлении 20 бар и 13 - при ISO бар.

Следует отметить, что за исключением особых случаев для нагнетания в пласт нет никакой необходимости использовать перегретый пар. Действительно, делая вышеуказанные допущения и рассматривая области около кривой насыщения, можно заключить, что пр1фаща1ие энергии при nqierpebc на 1 °С составляет лишь 0,1 % при давлении 20 бар и 0,2 % 1фи давлении 100 бар. Столь незначительное увеличение энергии не оправдывает риска усложнения решений и без того непростых проблем.

Для предотвращения выпадения твердых солеотложений на парогше-рвдшнцих поверхностях при 1фоизводстве перегретого пара необходимо

SO ПЮ ISO , jalMme, ftrp

1000 1500 гт

Глубина, и

Ряс 3.2. Энергия, bhochmui в пласт прв иагнепшнн водяного пара

усложнтъ систему водопрдготовки. При получении перегретого пара возрастает теплонапряженность конструкции парогшератора. Все зто приводит к неоправданньпм дополнительньим расходам.

В промысловых условиях неоднократно ставились эксперименты по вытесношю нефти какой-либо нагретой жидкостью, водяным паром или непосредствшно водой (см. гл. 4). При нюрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная - добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. №кот(фая, достаточно заметная ее часть теряется из-за тепловых потерь:

при течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта;

в кровлю иподопшу нефтяного пласта непосредствшно в ходе нагнетания в пласт;

при повыщении температуры нефтяного коллектора.

пользование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода, позволяя лучше использовать подводимую к месторождошю тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим.

Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.

При термическом воздейстрш на нефтяной пласт с помощью теплоносителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.

3.1.1. Вытеснение нефти нагретой водой

Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей породой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны, нумерацию которых принято начинать от начала течения в на1фавла1ии его развития. Однако для лучшего понимания начнем их описание в обратном порядке (рис. 33).

В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтшасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определенных условиях может достигнуть величины остаточного насыщошя, зависящей от температуры в зоне 2.

В каждой точке зоны 7 температура непрерывно растет, что обычно приводит к снижению остаточной нефтшасыщенности. Кроме того, расширите породы-коллектора и заполняющей его жидкости приводит к снижению (при неизменном насыщении) массы нефти, содержащейся в порах (см. раздел 1.5.6). Если нефть содержит легколетучие углеводороды, они могут &>1ть вытеснены при помощи последовательных процес-

Ряс. 3.3. Профили водона-даюаюсти (в) и темпцптуры (б) при одномериад* вытеснении нефти горячей водой в отсутст-вие исшц*"""* легких фрякций нефти [3.1]

сов испаршия и ксждшсации (см. раздел 2.1.3) - в этом случае в сравнительно уэкой эоне может существовать состояние насыщшия гаэовой фазы углеводородами.

3.1.2. Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Различают три ооювные зоны, пронумерованные в направлшии течения теплоносителя (рис. 3.4), [3.2], [3.3].

Зона 7. В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно ооокается при удалении от границы ввода пара в соответЬтвии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтшасыщен-ность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация). В этой эоне пары воды и углеводородные фракции кондшсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говся, здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментальном исследовании вы-пснения воды водяным паром [3.3]. В ходе эксперимента наблюдался пч>еход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная тсрвюшфой, &ала заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рис. 3.5). Эта ерющляя температура является промежуточной между температурами твердого пористого тела и заполняющих его флюидов.

Зона J. Процесш в этой эоне аналогичны процессам, происходящим 1фи вытеснении горячей водой. Оцнако обьем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем обьем единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытесншия возрастает, скорость воды