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

Показатель	Номер цикла
Количество пара, нагнетае-	1007
мого за цикл, т
Расход нагаетаемого пара.	От 72 до 106	От 19 до 85	От 44 до 79	От 82 до 95	От 83 до 16	От 32 до 105	От ИЗ до 126
т/сут
Температура нагнетания, °С		От 148 до 168	Or 153 до 170	От 148 до 164	От 153 до 162	От 148 до 153	Or 192 до 213
Давление нагнетания, бар	Or 9 до 10	От 4,5 до 7,5	Ог5 до8	От 4,5 до 8	Or 5 до 6,5	От 4.5 до 5	От 13 до 20
Длительность нагнетания, сут
Время про11>ева, сут
Общая длительность цикла, сут Уровень нефтедобычи за
		1397			1148		1175
цикл (в стандартных усло-
виях)
Количество извлеченной воды за цикл, м
Количество добытой нефти/	0,88	1.42	1,10	1.28	1.29	0.95	1.31
количество закачанного
пара, м/т

Прим ечанне. Глубина залегания кровли пласта 180 м, средняя полезная мгацность 62.5 м. порнсгость коллектора 30 %, проницаемость 1 Д; начальная нефтенасыщенность 75 %. нормальнаи температура пласта 32 °С плотность добытой нефти 0.972. вязкость прн тем-пературе пласта 15 Пз

Экоиатациониыехарактцшстики последоиательиых циклов паротеплового иоэдсйствии на участке Буэиа Фе Фее, местороящение Мидией Сансет (шт. Кашфорнии, США) [4.97]

При повторном извлечении нефти из скважины на участке, подверг-пюмся паротепловому воздействию, часто наблюдалась фаза фонтанирования, длившаяся несколько дней, особенно если прогрев пласта был продолжителен. Следует избегать излишней закачки пара-, снижение темпа нефтедобычи при повторном пуске скважин может благоприятно сказаться на объемах добычи [4.98]. Для минимизации периодов обработки пласта перед повторной откачкой нефти полезно оставлять глубинный насос в скважине на время нагнетания пара. В этом случае насос поднимают из его гнезда на высоту бурильной трубы, если нагнетание проводится по обсадной трубе; на уровне расположения насоса обсадная труба должна иметь больший диаметр для обеспечения подачи пара без сущест-вошого падения напора.

Реакция на паротепловое воздействие зависит от характеристик пласта. Иногда можно получить очень высокие отношения количества добытой нефти к количеству закачанного пара, соответствуюпше коэффициентам полезного действия, лежащим в хфеделах от 10 до 100 (см. табл. 4.6-4.8). Примеры кривых понижения уровней нефтедобычи показаны на рис. 4.42 и 4.43.

Эффект паротеплового воздействия тем заметнее, чем выше вязкость нефти. Более того (см. раздел 42,2), уменьшение количества отложений, засоряющих призабойную область, также способствует повышению производительности скважины; если зто явление носит преобладающий характер, отпадает необходимость нагнетания больших количеств пара за цикл.

Длительность одного цикла паротятового воздействия может юме-няться от нескольких месяцев до двух лет; для определения момента начала нового цикла обычно задаются минимальным уровнем добычи нефти в текущем цикле (см. рис. 4.42).

Поскольку количество механической энергии, поступившей в пласт, незначительно и сосредоточено в призабойной зоне, объем которой мал относительно объема области воздействия, циклическое нагнетание пара обычно приводит к небольшому повышению уровня добычи, достигнутого после длительного периода непрерывной нефтедобычи. Этот выигрыш оценивается в 2-S % от нефтяных запасов пласта [4.98].

Рис. 4.42. Нефтедо№1ча qiH последовательных цикл» воздействия пв пласт [4.10]

1 - первый цикл: 100 сквавсин, по которым проводилось усрсщнение; 2 - второй цикл: 40 скважин; 3 - тре-твй цикл: 6 скважин; 4 - интервал уроввя нефтедобычи, являюпцокся оп-тнмалышм для начала повторного нагнетания пара

О Z и S в ю а

Дмтемиост магметания, уяс

X зе SB

Врвшя.тс

О* 96

Рк. 4.43. Уровень иефтедобычн при циклическом иагиепини три в пласт [4.98].

Усредненные значения по всем скважинам месторождения побережья Болнвц) (Венесуэла) участков, подвергнутых паротепловому воздействию:

1 - суммч1ный объем нефтедобычи; 2 - дебит нефти; 3 - добыча в естественном режиме пласта (среднее понижение уровня добычи составляет 9,4 % в год)

Однако вследствие паротеплового воздействия ускоряется добыча нефти на поверхность. Так, на месторояздеииях побережья Боливар (Венесуэла) добыча нефти в результате теплового воздействия составила от S до IS % [4.98], причем циклическое птепловое воздействие на пласт позволило увеличить объемы нефтедобычи до 30 % [4.83], [4.98].

4.4.3. Вытаа

i паром

Общие сведения. После циклического птеплового воздствия на пласт часто прибегают к вытесншию нефти из пласта паром. Данная технология используется при истсмцении запасов нефти в разрабатываемом районе и снижшии внутрипластового давления.

Так, в США с 1970 г. наблюдалось постепенное увеличение числа установок по вытеснжию нефти паром: 22 - в 1973 г., 31 - в 197S, 43 - в 1977, в то время как число установок циклического паротеплового воз-дствия оставалось примерю одинаковым: S4 в 197S г. и S6 - в 1977 г. [4.91]. Самые крупные комплексы по вытеснению паром функционируют на таких калифорнийских месторождениях, как Керн Ривер, Сан Ардо, Мидвей Сансет, Маунт Поэо, и на венесуэльской залежи Тиа Жуана Эст.

Основными рабочими параметрами, влияющими на эффективность вытеснения паром, являются расход, количество нагнетаемого пара, его характеристики (давление, сухость), размер и геометрия разрабатываемого участка.

Оптимальные рабочие параметры установок определяют как в результате анализа добычи нефти при вытеснении ее паром в промышлш-ных масштабах, так и при модельных исследованиях численными методами. Например, на основе данных, полученных при разработке калифорнийского месторождения Керн Ривер, для которого характерто неглубокое залегание пластов, компание" .Хетти Ойл" получено оптималь-