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

Однако существует оборудование (см. раздел 4.3.2), позволяющее получать пар, сухость которого равна 1. Следовательно, предпочтительно пользоваться другим п>аметром - отношением количества извлеченной нефти к знтальпии закачанного пара, который позволяет исключить неопределенность, обусловленную свойствами пара.

Еак более показателен коэффициент полезного действия метода 17, равный отнопюнию теплоты сгорания добытой нефти к количеству теплоты, использованной в парогенераторе для производства нагнетаемого в нефтеносный пласт пара:

pjt Q, объем добытой нефти

. - количество закачанного пара

где rtG - к-пд. пгенератора обычно 03 < tjg < 05; - теплота crqparau добытой нефти; p - плотность добытой нефти; 3Q,- удельная знтальпия пара, полученного в шфогенераторе; ° - удельная энтальпия воды, поступающей в парогенератор.

Отнопшше объема добытой нефти к количеству закачанного пара выражается в [м/м] или в [м/т]. Если считать, чю р/, Qj « 37 700 МДж/м*, VG = 0.83 и И„С 23 85 МДж/т (сухость пара * 0,8),

получим

V13,3 объем добытой нефти-

количество закачанного па

При отношении объема до&пой нефти к количеству закачанного пара, равном 0,075 м/т, т? = 1 (т.е. энергозатраты шфогшераторов равны теплотворной способности добытой нефти). Е9ЛИ отношение это равно 0,3 м/т, то 17 = 4 - энергозатраты парогенератора составляют 1/4 часть теплотворной способности извлеченной нефти. Если в качестве топлива парогенераторов использовать часть добытой нефти, то объем нефти, использованной как отнесенный к объему извлеченной на поверхность нефти, равен 1/>7, а отношение количества нефти, отводимого от данной нефтедобывающей установки (нетто), к общему количеству добытой нефти определяется выражошем

количество нефти нетто i

------1--. (4.119)

о&цее количество нефти 17

4.4.1. Нагнетание нагретой воды

Технология нагнетания в пласт нагретой воды мало отличается от технологии обычного заводношя, чем этот метод и привлекает. Спнако эффективность вытесншия нефти нагретой водой ниже эффективности

Этот пчмметр ntwMemiM н при иагнетании нш-ретой воды. Величина С,- обычно составляет примц>но 42 ООО МДж/т.

Рнс 4.41. Местороввдеяж Шоонебеек (Нндврлшды) [4.92], [4.94] :

1 - зона распространенна растворенного газа; 2 - зона воздействия водоносного слоя; 3 - граница вода-нефть; 4 - Нидерланды; 5 - ФРГ

ее вытесношя водяным пм. Более того, знталышя нагретой воды ниже знтальшш водяного пара, и, как видно из ряда работ, для вымывания единицы объема нефтеносного пласта необходимый объем воды должен быть вдвое больше, чем обьем пор коллектора [4.92], [4.93]. И, наконец, процесс нагнетания нагретой воды менее устойчив, чем 1фо-цвсс нагнетания пара. Поэтому использовать нагретую воду рекомендуют в тех случаях, когда нагнетание пара неприемлемо, например, если в пласте присутствует глина, разбухающая в пресной воде. Нагнетание горячей воды может быть предпочтительнее нагнетания пара и.при разработке глубокозалегающих пластов, коща теплоносшель должен подаваться под большим давлением. Действительно, при росте давления в определенном интервале температур происходит снижение энтальпии пароводяной смеси (см. табл. 2.1, рис. 3.1 и раздел 4.2.1); более того, можно использовать воду, температура которой ниже температуры насы-щшия, что позволяет воздействовать на больший объем пласта при нагнетании в него того же количества теплоты.

Метод нагнетания нагретой воды был применен для разработки месторождения Шоонебеек (рис. 4.41), расположенного на территории Квдерландов вблизи границы с ФРГ [452], [4.94]. Нефтеносный коллектор данной залежи представляет собой сыпучий песок с размерами зерш от 60 до 250 мкм, обладающий хороиюй проницаемостью и пористостью около 30 %; плотность нефти зтого месторождения равна 0505 г/см, ее вязкость составляет 2 сПз при 40 °С, а газовый фактсф незнанителен (10 м/м). Средняя глубина залегания пласта равна 850 м, его максимальная толщина в западной части составляет 20 м, а в восточной - 60 м. Большой разлом разделяет юго-западную область, ще режим

Эквивалентного количества холодной воды.

эксплуатации основан на расширении растворенных гаэов, и юго-восточную эону, содержащую 70 % эапасов нефти, на которую оказывает воэ-дейстБие водоносный слой. В общих зонах естественные режимы добычи малоэффективны, и коэффициент первичной отдачи пласта по оценкам составляет примерно б % в первой области (давление 10-30 бар) и 15-20 % - во второй (давление 60-85 бар). После лабораторных экспериментов в 1957 г. была начата разработка месторождения при нагнетании нагретой воды в эону активного влияния водоносного пласта .

Опытно-промышлшный нефтедобывающий комплекс включал в себя две нагнетательные скважины для подачи нагретой воды, расположенные в низкой части структуры на расстоянии друг от друга 408 м, и семь эксплуатационных. Такая технология позволила в рассматриваемой эоне дополнительно добыть 26 % нефти; однако повышенный уровень добычи был достигнут ранее расчетного срока вследствие неравномерности охвата по площади.

Затем в период с 1963 до 1973 г. [4.94] было пущено в строй еще семь нефтедобывающих комплексов, включающих от двух до шести нагнетательных скважин, что позволило значительно увеличить нефтеотдачу, несмотря иа существование предпочтительных направлений распространения нагнетаемой нагретой воды. Работники нефтепромысла в Шоонебе еке отмечали, что нагнетание горячей воды достаточно эффективно для зтого месторождошй, но уровень повышения нефтедобычи при этом трудно предсказуем.

Третичные методы воздействия на пласт горячей водой бьши испытаны иа месторождении „Поко" (шт. Оклахома, США), где пористость внутрипластового коллектора составляет 25,6 %, а проницаемость -2,5Д [4.93]. Глубина залегания пласта равна 160 м, его средняя полезная толщина всего 4 м, остаточная нефтенасыщенность после заводнения холодной водой составляла 46 %. Плотность нефти данного месторождения 0,926 г/см*, ее вязкость - 5,9 сПз при 21 "С. После начальной стадии нагнетания воды через четьфе скважины нефть извлекали с площади 1 га по пятискважинной системе. Наблюдадось значительное увеличение приемистости. Однако вода распространялась преимущественно в основании пласта, в зоне сильной водонасыщенности, что повлияло на эффективность зксперимента. Увеличо1ие нефтеотдачи было получено, но в течоше всего цикла водонефтяное отношение оставалось высоким.

Шгнетание в пласт нагретой воды использовадось на различных скважинах, так как в зтом случае в трубах возникают не слишком существенные напряжения, что позволяет избежать разрушопи обсадных труб при нагнетании водяного пара [4.95]. Некоторые из этих работ привели к существенному приросту уровня нефтедобычи.

Этот выбор основывался на ур<жне давления н степени воздействия со стороны водоносного пласта. В первой стадии работ по эксплуатации месторождения существовала опасность набухания глины [4.92].

в обе зоны залежи нагнетали водяной пар (см. раздел 4.4.1).