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

•Эксперимент, проводившийся в первой зше на четырех участках с пятиточечной системой скважин, дал неплохие результаты. Сако наибольший уровень нефтедобычи был достигнут на добывающих скважинах, структурто расположенных ниже нагнетательных, хотя прорьш пара наблюдался на ряде скваясин, расположенных выше по восхождению пласта [4.94], [4.112]. Недавно на зтом же участке месторождошя начался новый эксперимент.

С другой стороны, с 1972 г. на месторождении Шоонебеек, разрабатываемом на водонапорном режиме (см. рис. 4.41), проводятся работы по вытеснению нефти паром. Ранее в эону, охватываемую экспериментом, нагнеталась нагретая вода вблизи водонефтяного контакта. Это привело к тому, что на начальном этапе нагнетания нефтенасыщенность в рад19се 10-15 м от водонефтяного контакта достигала 35 %, в то время как в остальных областях ее значение мало отличалось от исходного. П нагнетался через две скважины, расположенные недалеко от водоносного слоя; ответная реакция добывающих скважин, расположенных выше по восхохщению пласта, оказалась хорошей - отношение объема полученной нефти к количеству закачанного п составила 0,7 м/т [4.123]. Более того, нагнетание пара снизило фильтрацию воды из водоносного слоя, что уменьшило долю воды в извлекаемой продукции. На основе результатов испытаний было ропено начать крупномасшта№ые работы с использованном 14 нагнетательных и 43 добывающих скважин. Для повышения ресурса обсадной трубы в нагнетательных скважинах при росте теьшературы и давления (325 °С и 120 бар) ша была изол1фована и спед1ально оборудована. Емкости для сбора извлекаемой на поверхность продукции изготовлены из нержавеющей стали, стойкой к коррозии, вызываемой присутствием H2S и СО2 в эффлюопах. Программой предусматривалось нагнетание 6,7 млн. т пара в течение шести лет (примерно 400 т/сут в каждую скважину); повышение объема нефтедобычи планировалось на уровне 7 млн. м (17 % нефти в условиях залегания). Таким образом, конечный объом добычи в этой зше составил 39 % [4.123].

При работах на месторождении Маунт Поэо (см. табл. 4.9), характеризуемом активным водоносным споем, достигнутое отношение объема нефти к количеству закачанного пара составило 0,22 м/т. Такое повышение нефтеотдачи бьшо получено благодя оригинальной программе нагнетания, отработанной на физической модели. На первой стадии пар нагнетался одновременно через две батареи скважин, одна из которых располагалась в верхней части месторождения, а другая - вблизи водонефтяного контакта. Прогревание нижней части месторождения препятствовало накоплению холодной нефти вблизи зоны водонефтяного контакта. На впфом этапе нагнетание проводилось лишь в верхнюю часть месторождения, причом поднятие водоносного пласта обеспечивало перемещение нефти, находящейся в зоне, нагретой ранее в результате нагнетания пара вблизи водонефтяного кштакта [4.106].

Выгесноше нефти паром бьшо исщюбовано на месторождении Тиа Юана (см. табл. 4.9). Первый эксперимент (Тиа Жуана С3/С4) прово-

Рнс 4.46. Рирабатываемый участок Тиа Жуана (С3/С4) [4.109]:

J - сброс; 2 - контуры (75 м над верхним слоем); 3 - граница разрабатываемого участка; 4 - старые схважинм; 5 - иовме схвавш-иы; б - двойные иагиетатапыше скважины; 7 - оборудованве для нагнетания пара и добычи нефти

. ДЖ7м

дился при одновременном нагнетании пара в два горизонта, расположенных на глубинах соответственно 400 и 520 м, толщина которых составляла 45 и 30 м, а суммарная полезная - 61 м [4.109]. В начале зкспери-мшта давление в нижнш слое, содержащем нефть вязкостью 50 сПз, доводилось до 25 бар, а в верхнем слое с нефтью вязкостью 13 сПз - 13 6q>. Область, на кот(фой проводилиа работы, была разбита на семь шестиугольных участков (рис. 4.46), в центре каждого из которых были расположены две нагнетательных (по одной на каждый слой) скважины; добываняцие скважины были сконструированы для приема нефти из обоих слоев, что могло обеспечить обмен жидкостью между слоями. Нагнетательные скважины были оборудованы 7-дюймовыми обсадными трубами, зацемент1дюванными термостойким цементом; для ошжения тепловых потерь кольцевой зазор между обсадной кол(жной и нагнетательными трубами сообщался с воздухом благодаря установке глубинного пакера. Была получена хорошая приемистость скважины, хотя в нижний слой пар нагнетался при более высоком давлении, разность давлений нагнетания снижалась в ходе зксперимента (рис. 4.47). В обоих слоях было отмечено предпочтительное распространоше пара в их верхней части. Во всех участках наблюдалось асимметричное першещагае жидкостей - это удалось определить нагнетанием вместе с паром небольших количеств воздуха и измерением объемов азота, поступающего в различные добывающие скважины. Попытки дросселирования некоторых сква-ЯСИН не смогли изменить данной тенденции, однако некоторое улучшение положения было достигнуто при прогревании паром тех скважин, которые ранее не подвергалиа никакой обработке. При зтом отношение объема полученной нефти к количеству закачанного пара составило 0,6 м/т [4.109]. Однако вследствие замеченного в ходе разработки мес-тороящения опускания почвы бьшо определено, что более половины эффекта вытеснения обусловлено уплотнением, и отношение объема нефти,

W 10

ш m Ш aa

Рис 4.47. ХарактерНСТНКИ работ иа участке Тиа Жуана (с3/С4) [4.109]:

1 - обводненность иа большивстве скважив; 2 - температура иа больптнстве скважины; 3 - начальный момент роста обводнеивости в первом ряду иветних скважив в разрабатываемой зоне; 4 - паротепловая обработка некоторых эксплуатационных скважин; I - нижний пласт; Л - верхний пласт; ЯГ - суммарная добмча; /V-нефть

полученного за счет тепловой обработки, к количеству закачанного пара составляет 0,29 м/т [4.110]. Новый эксперимент (Тиа Туана ) начался в ноябре 1975 г.: с 1978 г. площадь, охватываемая вытеснением нефти паром, составила 740 га [4.110].

Работы, проводимые на месторождении легкой нефти Шиллс Кэнион (раздел 4.4.3), также интересны. Месторождение содержит большое количество легконабухающих глин (3,2 % монтмориллонитов), и нагнетание пресной воды значительно влияет на свойства грунта. Чтобы избежать набухания глин, в двух нагнетательных скважинах предварительно создавалась в радиусе 3 м пробка из раствора хлористого калия. Кроме того, насыщенный раствор КО добавлялся в пресную воду, питающую парогенераторы, с образованием 0,5 %-ного раствора КСЛ [4.120]. В ходе эксперимента на одной скважине расход нагнетания пара составлял 90 т/сут при давлении нагнетания 47 бар и 32 т/сут - на остальных скважинах.