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

рения, а устройства для подвески хвостовиков должны обладать теплоизоляционными свшствами.

Открытые уровни в скважинах должны быть спроектированы с учетом силы тяжести (например, нагнетание пара в основание пласта) и возможного присутствия слоев глины.

Скважины, по которым пропускается ташшоситель, обычно зкс-плуатируются глубинными насосами. Прокачка в таких скважинах требует некоторых мер предосторожности из-за возможности возникновения газовой пробки, снижающей клл. насосов. Эффективность прокачки повышают, удаляя газовую фазу через зазор между НКТ и обсадной колшной. Этот метод подразумевает удаление забойного пакера, если он остается на месте при добыче нефти. Если зазор соединш с атмосферой, можно рассмотреть возможность сбора эффлюентов и рекуперации углеводородов, а также использования знергии остаточного пара [4Я5]. Иногда в эффпюапах присутствуют малые количества сероводорода.

Для предотвращения появления газовой щюбки был разработан специальный тип насоса [4.86], в котором используется сжатый природный газ (или в некоторых случаях воздух) для создания давления, соответствующего давлению в скважинах, в которые нагаетают пар. Подовые установки признаны рентабельными при разработке месторождения „Слокум" [4.86].

4.3.6. Обработка поднятых на поверхность внутрипластовых жидкостей и проведение контрольных измерений

При добыче нефти, особенно тяжелой, плотность которой близка к плотности воды, основная сложность связана с образованием змульсии нефти в воде или воды в нефти. При засорении поднятых на поверхность внутрипластовых жидкости! песком возникают проблемы зрозии отдельных узлов оборудования (например, штров).

Вещества, разрушающие эмульсии, обычно вводят в нефтепроводы перед нефтеочистительными установками. В одном из возможных вариантов в комплект такой установки входит щюмывочный бак для первичной сепарации смеси газов, нефти и воды, а также для осаждения твердых частиц и отстойник (рис. 439). Если нефть с трудом поддается обработке, предпочтительно после промывочного бака устанавливать сепаратор - подогреватель или злектросшаратор.

Поднятую на поверхность воду вновь закачивают в пласт или же подают после обработки в парогенератор (см. раздел 4.3.1). Повторное использование воды для производства пара обычно проводится на крупных нефтедобывающих установках.

В процессе нагнетания в нефтеносный пласт теплоносителей следует щюводить как можно больше контрольных измерший температуры и давления в наземных блоках нефтедобывающей установки, а также температуры в подземных устройствах. Чрезвычайно важно четкое опреде-

Рмс 4.39. Успвовка нефпочяспсн с фомывошым бажом [4Л7] :

1 - промывочный бак; 2 - отстойник; 3 - резервуар; 4 - нефть; 5 - вода; б - нефтепродукты; 7 - обрабатывающие вещества (вещества, разрушающие эмульсии); 8 - труба с нагревателем; 9 - слив воды; Ю - очищенная нефть

ление профиля температуры по всей толщине пласта в контролы{ых скважинах. Для выявления неоднородностей нефтеносного пласта полезно перед началом нагнетания теплоносителя ввести в пласт индикаторное вещество. Для контроля характеристик теплоносителя и извлекаемой нефти необходимо вести непрерывные наблюдения в течение всего процесса нагнетания.

4.4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ МЕТОДА НАГНЕТАНИЯ ТЕПЛОНОСИТЕЛЕЙ В ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЯХ

Нагнетание в пласт нагретых жидкостей начало раэвиваты:я в 1950 г. Горячую воду, с которой легко работать и затраты на получение которой невелики, использовали для улучшения традиционных способов извлечения нефти задолго до того, как она стала основным рабочим агентом нового метода нефтедобычи. Начало крупномасштабной попытки нагнетания в пласт нагретой воды было положено в Шоонебееке (Нидерланды) в 1957 г., однако используемая на зтом месторождении технология до настоящего времени не находит широкого применения.

Метод нагнетания в нефтеносный пласт водяного па, который начали использовать в тот же период, стал широко применяться с 60-х годов, особенно в США (на калифорнийских месторождшиях) и Венесуэле. Применшие метода паротеплового воэдшствия на пласт оказалось эффективным. В 1959 г. специалисты компании ,Д11влл" разработали основы метода» и он стал широко использоваться в Калифорнии. С июня 196

Рис. 4.40. Уровни нефтедобычи ив месторовзденни Керн Ривер (США), разрабатываемом ковцервом Гели Ойл [4Л9]:

1 - первичная добыча; 2 - паротеп-ловое воздействие; 3 - вытеснение паром

т т т ш т mt т

1966 по шшь 1967 г. подача пара осуществлялась на 99SS скважинах [4.88], а с 1968 до 1972 г. число нагнетательных скважин составляло около 90(Ю. К 1972 г. на некоторых скважинах было проведено 16 полных циклов паротеплового воздействия на нефтеносный пласт. Различные компании все более часто прибегают и к вьпеснению нефти паром, что дает дополнительный зффект (рис. 4.40) [4.89]. В Калифорнии в 1972 г. 20 ООО скважин из 38 ООО использовались, хотя бы однократно, для нагнетания в нефтеносные пласты водяного пара.

К 1982 г. в США за счет этих методов добывали около 17 млн. м/год нефти [4.90], причем половина ее - нз калифорнийских месторождений. Таким образом, нагнетание пара обеспечивает получение 77 % нефти, добываемой в США с помощью методов повышения нефтеотдачи пластов.

В Венесуэле уровень добычи нефти 1фн нагнетании в пласты водяного пара практически равен уровню добычи аналогичным методом из калифорнийских месторождений, т.е. 1фимерно 9 млн. м/год, в основном на мест(фождениях побд>ежья н на озере Маракаибо, в районе Боливар [4.91]. 1ме того, методы паротеплового воздействия н вытеснения нефти паром используются на месторождениях Ориноко.

В меньших масштабах нагнетание пара в нефтеносный пласт применяют и в других странах, в том числе 1Санаде, ФРГ, Нидерландах, Франщш, СССР и Индонезии. Таким образом, речь идет об одном из самых распространенных методов повышения нефтеотдачи пластов.

Для оценок эффективности нагнетания пара используют коэффициент эффективности, определяемый отношением количества добытой нефти к количеству закачанного пара, или иногда обратной величиной. Прн паротепловом воздействии на пласт рассматривают количество пара, нагнетаемого в течение каждого цикла, а при вытеснении нефти паром - лишь суммное его количество, поступивцюе в пласт в течоше заданного времени нагнетания. Параметр, равный отношению количества добытой нефти к количеству закачанного пара, позволяет сравнивать результаты различных промысловых экспериментов 1фн 1фимерном равенстве энтальпий пара в каждом из экспериментов; это условие вьшол-няется во многих промысловых работах, в которых сухость пара на выходе парогенератора составляет 0,8, а энтальпия равна 2430-2470 МДж/т.

Если возможна добыча нефти без нагнетания пара в пласт, то рассматривают лишь количество нефти, получаемое дшолнительно в результате вс1юльзования метода повышения нефтеотдачи.