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

Таблиц» 4.9 (продолженне)

Ооюаные работы ио яспоАзоианию метода вытеси

вфтн иэ пласта паром

Месторождения и нефте-добывающие компшни

Тип системы скважин и их расположение на участке

Площадь пласта, заполняе-мен паром, га

Число наг нета-шшх/ эксплуата-цисишых скиажин

Давление нагнетании, 6wp

Ресход пшр», нагнетаемого и одну скважину, т/сут

Кци1№вер (Гетти) Маунт Поэо (Шелл)

Йорба Линда (Шелл)

Тиа Жуана (Шелл) ТтЖушвлИб (Маравен)

СБелридж (Мобипь) Шоонебеек (Шелл) 2

В. Коалинга

(Шелл) 5

Kq«iPHBq>

(Шеирон)5

Винклеман

Дом (Амоко]

(Амоко)

Мидвей

Сансет

(Шеврон)

КетКенион

(Геггн)

ЧаркоРспо-

СГехасо)

ШиллсКени-

он СГехасо)

Георгсдорф

(ВЕВ),

ЛэкСап

(SNEA)

Площадь 1 га, пяти-скважяая система Эксплуатационная скважина находится между двух нагнеа-тепы1ых

Площадь 1,3 га, девя-тнскважная система Площадь 4,6 га, семи-1ажная система (ощадь 14 га, семн-скважная система

сква Плш

14(Ю 3(Ю

22 32

42 /740/(4)

Одна серия нагаеа-телы1ых скважин Площадь 6-7 га, пятнскважная система Площадь 3,5 га, пяти скважная система Площадь 2,5 га, семи-скважная система Площадь 4 га, пятнскважная система

Площадь от 0,8 до 2.3 га, пятяскважная система

Площадь 2 га, шпи-скважная система Площадь 1 га, пятнскважная система

Система, ограниченная сбросами Оброс пород на севере и »ге Площадь 20 га, семи-скважная система

82 27 210 25 40

12 64 20

700/1100 16/90

16/74 7/24 3/

(19/131) 15/41 4/10 60/93 10/32 15/21

6/15 (13/33) (4)

2/13 1/6

15 15

20-30 45

35-60 25 15 80

20-40

50-95 15

30-50 100-120 85

50 300

400-600 (500) (4)

60-130

95-60 90

30-90 400 160

Оценка дана для нытеснения паром. Работы окончены.

Включая нефть, полученную прн уплотнопт (см. раздел 4.4.3).

*Цифры относятся к крупномасштаКош работам, планируемым к проведению

f Прн нагнетании воды.

Объем добытой нефти, отнесенный к объему нефтн внутри пласта прн пятискиаж ннутри пласта нефти поднято на поверхность или нытесиено за пределы разрабаты Отиошенне дополнительно добытого обьема нефти к количеству закачанного пара

после окончания опытно-промышленной стадии.

ной системе; из анализа керна можно сделать вывод, что более 70 % находившейся

ваемого участка.

составляет примерно 0.19 м/т.

Анализ тепловсн-о баланса в трех работах по вытеснению нефти паром позволил оценить распределение знергии, поступившей в пласт с паром, и ее долю, остающуюся в пласте, передающуюся окружающим породам и уносимую извлекаемыми на поверхность жидкостями [4.30], [4.109], [4.112]. Во всех трех случаях при непрерывном нагнетании пара в течение пяти-шести лет бьша получена следушцая картина: в первый год нагнетания количество теплоты, уносимой извлекаемыми жидкостями, мало; к кшцу второго года оно достигает 10 % и в последующие годы растет до 15-20 %. В среднем от 10 до 20 % поступающей в пласт энтальпии пара уносятся извлекаемыми на поверхность нефтепродуктами. Это значение может увеличиться, если нагнетание проводится и после прорыва пара: при низком давлении внутрипластовые жидкости могут переносить до 50 % теплоты, поступакнцей в пласт [438]. Бьшо предложено (см. раздел 4.2.1) учитывать долю количества теплоты с поступающими на поверхность жидкостями при оценке эффективности вытеснения с помощью аналитической модели.

К.ПЛ- процесса можно повысить, нагнетая в конечной его стадии теплшоситель с энтальпией меньшей, чем пар (пар с меньшей степенью сухости, холодная или нагретая вода); в этом случае оставшаяся в пласте нефть вытесняется при минимальных энергетических затратах.

Если добываемая нефть малоподвижна, рекомецдуется холодные эксплуатационные скважины прогревать паром.

Описание некоторых работ. Наиболее масштабные работы по вытеснению нефти паром были осуществлены компанией ,Хетт Ойл" на месторождении Керн Ривер в Калифорнии, США (рис. 4.44 и см. табл. 4.9). В них использовалось около 1800 нагнетательных и 2550 эксплуатационных скважин; объем нефтедобычи составлял примерно 4,8 млн. м/год. В каждую центральную скважину пятискважинной системы, охватывакнцей площадь около 1 га, нагнеталось примерно 50 т/сут пара [4.104].

Пар, используемый одновременно и для вытеснения нефти, и для циклической обработки пласта, вырабатывается системой парогенераторов, оборудованных очисткой дымовых газов. Нефтеносный пласт содержит четыре основных песчаных горизонта; толщины обрабатываемых паром эш изменяются от 8 до 38 м. Их пористость составляет ~ 30 %, а проницаемость 5 Д. При вытеснении нефти паром были получены хорошие результаты: коэффициент нефтеотдачи пласта на пяти участках, разрабатываемых компанией ,Детти Ойл", составлял от 45 до 73 % от запасов нефти, коэффициент охвата по площади был близок к 100 % [4.104].

Непрерывное нагнетание пара в пласт на участке Тен Пэттерн (компания ,Деврон") позволило получить коэффициент нефтеотдачи, равный 37 % эапасов нефти, при разработке пласта на естественном режиме. Нагнетание холодной воды в конечной стадии обработки пласта дало возможность дополнительно получить еще 25 % нефти; в дальнейшем ожидается выход на уровень приблизительно 78 % (табл. 4.10) [4.114].

Перемещение пара в верхнюю область пласта обусловливает более низкую остаточную нефтенасыщенность вблизи кровли пласта, чем вбпи-