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

4.4.2. Пчютепловое воздействие на пласт

Огромное количество работ, проводимых во всем мире по паротеп-повому воздействию на пласт, позволяет выделить некоторые направления этой технологии нефтедобычи. Наиболее крупномасштабные работы проводятся на калифорнийских (США) месторояздениях, таких, как Кэт Кяшол, Коолинга, Хантингтон Бич, Керн Ривер, Мидвей Сансет, Йорба, а также в Венесуэле (Бачакеро, Лагинилпас, Тиа Жуана).

Цшслы паротеплового воздействия на одной скважине характеризуются количеством пара, нагнетаемого за один цикл, свойствами пара, длительностью ожидания, а также результатами периода добычи нефти: начальным расходом, кривой падали добычи, количеством нефти, из-влечошой за один цикл, увеличошем к.пд. процесса от цикла к циклу.

Оптимальные параметры нагнетания должны быть определены в зависимости от условий залегания эмпирически или на основании модельных зкспериментов. Понятно, что при обработке мощных пластов или добыче малоподвижной нефти из месторождений, характеризующихся невысокой собственной энергией, следует увеличить объем нагнетания пара. Как видно из табл. 4.6-4.8, при разработке калифорнийских место-роящошй за один цикл в пласт обычно нагнетается 1000-3000 т пара.

На месторождениях Венесуэлы, нефть которых имеет вязкость от 1 до 100 сПз, исследования оптимизации добычи при закачке от 1000 до 50 ООО т пара показали, что наибольшая эффективность достигается при нагнетании от 4000 до 100 ООО т пара за один цикл [4.98].

Способ паротешювого воздействия на пласт исследовался и на залежах очень тяжелой нефти в месторождениях восточной части Канады [4.99]. Так, от 4000 до 8000 т пара за цикл нагнеталось в два коллектора месторождения Джобо (толщина пластов равна 18 и 63 м, глубины их залегания - 1100 и 1200 м, вязкость нефти в пластах составляла 2 и 20 сПз). Ксшпания ,JlMnepHan Ойл" при зксплуатации месторождения Колд Лейк на востоке Канады, разработка которого в условиях естественного режима пласта невозможна из-за высокой вязкости нефти (1000 сПз), закачивала в пласт за цикл от 6000 до 11 ООО т и даже 32 000 т пара [4.100].

Часто полагают, что объем нагнетания пара должен быть пропорционален толщине пласта, по крайней мере для очень мопошх пластов. Тем самым вводят параметр, характеризующий необходимый уровень нагнетания, - отношение количества закачиваемого пара (или поступившего в пласт количества теплоты) к полезной толщине пласта. Этот Щфаметр обычно лежит в 1феделах от 15 до 300 т/м (см. табл. 4.6 и 4Л, а также [4.98]) и чаще всето изменяется в интервале 40-100 т/м, что соответствует, при сухости пара на выходе парогенератора 80 %, пределам 36-720 ГДж/м и 96-240 ГДж/м*. Анализ эффективности паро-

*Если cwTSTb, что раэжхяь энталышй пара на выходе парогенератора н воды на его входе составляет примерно 2400 мДж/т.

Таблиц» 4.6

Эксплуатациотые характеристики участкои различных калифорнийских местороасд подвцнпутых пцютаиювому иоэдейетвию [4.88]. Плотность нефтн 0,96-0985 кг/№

(США),

Местороипшие

Участок

Полезная открытая толщи-яа ппас та, м

Нашетшие пара

Длительность цикла, мес

Добыча нефти

перед паро-теппо-вым воз действием

после паротеплового воздействия

30* пер вых дней

окончательный

уро-

Добыча не4пи, м*

Количество добытой нефти/количество закачанного пара, мЗ/т

полная добыча нефти

дополнительная до-быча нефти

710 2230 700 950 1030 1430 1900 1220 2230 1060

59 33 104 13 16 44 26 16 98 44

15 18 6 5 5 5 6 4 4 6

2,4 4

0.5 1.6 2.2 0.5 0.8 0.8 4.8 1.1

25 57 22 17 10 8 9 б 13 3

5.6 2.4 4

3.2 2,4 1,6 1.6 4,8 1,6

4610 7950 1840 1470 750 680 740 480 1070 420

1.55

0,73

0.48

0.39

0.39

0.48

0.40

1.29

0.43

0.40

0.31

0.29

0.23

0.21

Среднее значение.

кн послсдмателымх циклон паротеплового

Примечшне. Глубина залегания пласта от 600 до 700 м; его полезная толщина от 12 до 18 м; пористость коллектора 35 %; проницаемость от 400 до 800 мД; во-«онасыщеиность 20.5 %; нормальная температура пласта 53 °С; нормальное давле-ниевш1асте65 бар; шютность нефти от 0.965 до 0.985 (от 12 до 15° APD: вязкость нефти плотностью 13,7° API. насыщенной газом, составляет 4.57 Пз прн 53 °С.

теплового воздействия иа пласт толпдшой 30 м месторождения Хантингтон Бич, вязкость нефти которого 7 сПз, позволил определить оптимальный уровень нагнетания пара, составивший 90 т/м [4.101].

Чтобы снизить уровень тепловых потерт», ограничить время нещю-дуктивного использования скважины и обеспечить наилучшее распределение пара по высоте пласта, необходимо добиться соответствия расхода нагнетаемого пара, мощности парогенераторов и приемистости пласта. Чаще всего расход пара составляет S0-200 т/сут при длительности нагнетания от нескольких дней до месяца и более. Период прогрева пласта перед извлечением нефти продолжается от двух-трех дней до месяца. Вопрос о продолжительности прогрева является сп(фным [4.98],

[4.101], [4.102], причем по некоторым источникам она мало влияет на эффостивность нефтедобычи [4.103]. Длительный прогрев дает возможность обеспечить полную диссипацию скрытой теплоты в призабойной зоне и снизить долю энергии, вновь поднятой на поверхность. Однако в этом случае умшьшается число дней добычи нефти. При обработке пластов с низкой собственной энергией выгоднее сокращать длительность прогрева, чтобы использовать для подъема на поверхность нефти энергию, обусловленную ростом давления, вызванного нагнетанием пара

[4.102]. На месторождении Хантингтон Бич наибольшая нефтеотдача была достигнута при длительности щюгрева около 9 сут [4.101 ].

Экспдуипциовиые характер-------------- -

ноздсйствня на участке ТМместорождеянн Хантингтон Бич [4,96 J