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

Исходная

нефть S»m hnOS ЗЦОЗ

п и гг гв зо J*

Число amoMot С

Рис 3.14. Влиииие дистилляции пом иа состаи остаточной [3.25] относительно легкой нефти (24° API - б сПз) в сьшучей пористой среде (АТ = 25 Д). Зиачеиня 5д соогветстиуют нефтенасыщенности в различных зонах, нз которых оыли взяты пробы нефти

В газообразной фазе незначитепыш и, с другой - скрытая удельная теплота испарения углеводородов ниже удельной теплоты испарения воды (см. рис. 2.4). Следует, однако, отметить, <iro при необходимости полного описания этих явлений надо уточнять влияние породы На тип термодинамических превращений жидкости [3.24].

Присутствие газовой фазы легких углеводородов можно о&1аружить благодаря существованию следующих трех важных процессов.

При нагнетании теплоносителя в начале зоны конденсации, занятсж паром, смесь углеводородов обогащается легкими фракциями (по сравнению с жфтью начального состава), причем объем такой „пробки" увеличивается со временем.

На удаленной границе этой „пробки" существует область смеси нефти начального состава и сконденсировавшихся фракций. Можно предположить, что перемгацение этой области способствует повышению нефтеотдачи. Данный эффект трудно смоделировать в чистом виде в лабораторных условиях, однако если он реализуется, то это способствует снижению остаточной нефтенасыщенности в эоне вытеснения.

Всегда при нагнетании пара непосредственно в области, занятой паром, протекает процесс обогащения остаточной нефти тяжелыми фракциями (все менее и менее летучими), и нефтенасыщение со временем падает (рт. 3.14). Область, занятая паром, расширяется, оставляя внутри пласта малое количество нефти. Такой процесс вытеснения иногда сравнивают с „паровым поршнем".

При пароциклическом воздействии на скважину после окончания периода ожидания (пропитки) получают, как правило, нефть, обогащенную легкими фракциями (по сравнению с нефтью начального состава данного месторождения).

3.3.3. Образование твердых отложений

Вследствие нарушения равновесия при извлечении легких составляющих нефти под воздействием пара может произойти образование твердого или очшь вязкого (с высокой молекулярной массой) углеводородного осадка. Этот эффект необходимо учитывать при пароциклическом воздействии на скважину [3.26]. Подобные отложения практически не растворимы ни в легкой нефти, образующейся в ходе закачки пара, ни даже в нефти исходного состава, которая фильтруется к скважине в процессе добычи. Их наличие сшосает реальную проницаемость q>ew>i, о чем следует помнить, так как пароциклическое воздействие - процесс, неоднократно повторяемый на одной и той же скважине.

Довольно часто пар используют и для очистки призабойной -зоны пластов от некоторых отложений, образовавшихся при обычном способе добычи нефти.

3.4. ФАКТОРЫ, ОГРАНИЧИВАЮЩИЕ ПРИМЕНЕНИЕ ПРОЦЕССОВ

При изучжии недостатков описанных методов повышения нефтеотдачи приходится сталкиваться с факторами, ограничивакяцими их использование с точки зрения как технологии, так и экономики. Для иллюстрации приведем два примера.

Давление на забое скважины при нагнетании в неглубоко залегающий лласт воды или пара не должно превышать горное. В противном же случае может произойти горизонтальное растрескивание грунта и нарушение начальной структуры месторождения. Этот пример иллюстрирует одно из технологических ограничений, накладываемых на процесс, - ограничение давления нагнетаемого теплоносителя.

Дополнительное количество нефти, полученное за счет нагнетания пара в пласт, должно быть достаточно большим для обеспечения положительного энергетического баланса процесса. Теплотворная способность дополнительного количества нефти обязана быть по крайней мере равна количеству знергии, затраченной на получение водяного пара, нагнетаемого в скважину. Так, например, если теплотворная способность сырой нефти составляет 10 ООО ккал/кг (см. 5.2.4), а удельная теплота испарения воды - 600 ккал/кг, то отношение масс дополнительного количества полученной нефти и закачанного в скважину пара должно превышать 0,06 кг/кг. Здесь, конечно, речь идет лишь о грубой оценке минимума величины отношения масс нефти и пара.

В действительности каждый фактор должен быть рассмотрен с точки зрения технических возможностей и экономической эффективности. Поэтому к приведенным ниже сведениям о влиянии различных параметров на процесс повышения нефтеотдачи следует относиться как к справочным данным об усредненных параметрах воздействия, не забывая, что подробное изучение влияния каждого ю них должно йать предметом особого рассмотрения.

3.4.1. Нафтвоодаржанив. Характеристики нефти

Нефтесодержание месторозтения - количество нефти, содержащейся в единице обьема пористой среды. С технической точки зрения не существует никаких жестких требований к нефтесодержанию месторождения, планируемого к разработке, но необходимость рентабельности добычи требует опредепедия ее минимальной величины. Так, при использовании нециклического воздействия на скважины на калифорнийских месторождениях (США) минимальное нефтесодержание бьшо определено на уровне 16 %, в некоторых случаях оно может быть понижено рр 12%. Как уже было показано, умеиыпение вязкости нефти при повышении температуры является одним ю основных механизмов, обеспечивающих успех методов нагнетания нагретой воды или водяного пара. Следует иметь в виду, что уменьшение вязкости очень вязкой нефти, хотя и дает положительные результаты, однако не всегда приводит к достаточному возрастанию ее текучести. Повышение температуры очень вязкой нефти в зоне нагрева позволяет продвинуть ее к скважине, но увеличивает риск закупорки пор при контакте нагретой нефти с более холодной (коллектором). Практически разрабатываются месторождения нефти средней вязкости - от 50 до 8000 сПз. Необходимо отметить, что в качестве зксперимента нагнетание пара в пласт используют при добыче очень вязкой нефти (например, ю битуминозных песков), а в ряде случаев закачка нагретой воды 1фиводит к хорошим результатам и при разработке месторождений очшь легкой нефти.

3.4.2. Толщина пласта, глубина его залегания, проницаемость коллектора

Толщина нефтеносного слоя, глубина его залегания. При выборе участка для разработки месторождения необходимо учитывать глубину залегания пласта и его толщину, так как с этими параметрами связаны потери тепла в окружающие породы и технические сложности подачи нагретой воды или пара, ограничивающие возможности разработки глубоко залегающих пластов. Обычно считают, что толщина слоя должна быть больше 10 м, а глубина его залегания не должна превышать 1000 м. Можно, однако, рассматривать как рентабельную разработку месторождения с глубиной залегания, несколько превышающей 1000 м, если на скважинах установлено эффективное теплоизолированное оборудование (в частности, теплоизолированные трубы).

Проницаемость нефтеносного слоя. При постоянном массовом мюходе гидравлическое сопротивление пористой среды играет более существениую роль при нагнетании в пласт водяного П1фа, чем при использовании горячей воды. Например, при давлжии 75 бар отношение кинематических вязкостей водяного пара и воды вблизи кривой насыщения равно приблизительно 4. Воспринимаемый пластом расход теплоносителя снижается с течением времени нагнетания, поскольку при этом