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

4.5. СПЕЦИАЛЬНЫЕ МЕТОДЫ НАГНЕТАНИЯ ПАРА

4.5.1. Нагнетание пара в водоносный слой, лажащий под нефтеносным

Нагнетание пара в водоносный слой неболыпой толпщны, расположенный под пластом, содержащим вязкую нефть, и связанный с этим пластом, позволяет повысить уровень нефтедобычи, преодолев трудности, вызываемые слабой приемистостью скважин. Эксперименты, проведенные в лабораторных условиях на физических моделях, показали возможность достижения высоких уровней нефтедобычи при таком методе нагнетания, если разрабатываемый нефтеносный пласт характеризуется повышедным содержанием битума [4.64], [4.124], [4.125].

Этот способ воздействия был использован при разработке месторождения Слокум. Нефтеносный пласт толщиной 14 м (вязкость нефти от 10 до 30 сПз, глубина залегания кровли пласта 150 м) лежит над водоносным слоем толщиной 4 м, подошву которого образует слой глины (рис. 4.48) [4.126]. Нагнетательные скважины перфоркрованы на горизонте водоносного слоя. Измерения в контрольных и добывающих скважинах, а также результаты каротажа, проведенного после окончания работ, помогли определить расположение зоны, занятой паром. Эта зона распространилась от свода водоносного слоя в его нижнюю область и в нефтеносный пласт. На первой стадии работ по нагнетанию, .проводившихся на шести смежных участках, зона, занятая паром, составляла около 25 % конечного своего объема, и увеличшие нефтедасыщенности привело к добыче 36 % нефтяных запасов пласта. 42 % закачанной в пласт тепловой энергии аккумулировано в жидкостях, поднятых на поверхность; следствием зтого является не слишком хорошее отношение нефть-п. Однако часть этой знергии была использована для предварительного подогрева воды, поступающей в парогенераторы [4.126]. Дальнейшие работы были призваны увеличить эффективность процесса. В 1978 г. &ШО отмечено, что в последующих стадиях отношение объема полученной нефти к объему закачанного пара достигло 0,26 м/т, включая нефть, полученную при нагнетании воды после окончания нагнетания пара [4.§1].

Рк. 4.48. Участок мепорождешп Саохум, на котором было 1фоведеао шгяетанне парш н водоносный слой [4.126]:

1 - добываюпия скважина; 2 -нагнетательная скважина; 3 - кровля пласта; 4 - объем пласта, прогретый эа счет теплопроводностн, 5; =65 %; •5 - зона, эшятая паром; б - слой гли-нм; 7 - яефтшосный горизонт. ДГщ = - 65 %; 8 - водоносный горизонт.

~ 3 %; 9 - исходная гршвца контакта воды в нефти

Так как эффективность промывки со стороны водоносного пласта ограшчена быстрым прорывом нагретых жидкостей, было предложено проводить вытеснение циклами, чередуя снижение пластового давления и его восстановление путем нагнетания пара, причш пметры каждого цикла были определены в лабораторных условиях на модели [4.125], [4.127]. Подобная методика прошла испытания при добыче битума вяэкостыо 2000 сПэ на месторождении Пис Ривер (Канада). Глубина залегания пласта составляла 550 м, его толщина 27 м. Насыщенность битумом в нижнем слое пласта толщиной 3 м составляла 45 %, а на всей остальной толщине - 88 %. Работы проводились на семи соединенных друг с другом шеспгопьных участках, площадью по 2,8 га [4.127] по следукяцей программе:

1. Нагнетание пара в основание пласта вплоть до прорыва (длительность - около 2 лет).

2. Поддержание пластового давления нагнетанием пара при повышенном расходе в течение б мес при одновременном увеличении давления в добывающих скважинах.

3. Согласование расходов нагнетания пара и извлечения нефти для поддержания уровня пластового давления в течение 1,5 лет.

4. Снижение давления внутри пласта при нагнетании пара с небольшим расходом; длительность периода - примерно 1,5 года.

5. Повторение периодов 2,3,4.

Использование такой методики позволит получить отношение объема добытой нефти к количеству закачанного пара, равное 0,25 м/т, и довести коэффициент нефтеотдачи от 40 до 70 % [4.127].

4.5.2. Искусственное образование трещин и нагнетание пара

Искусственное образование трещин - один из способов увеличения приемистости нагнетательной способности скважин. Этот метод прошел испытания на месторождении Локо, разрабатывавшемся ранее с использованием различных технологий, показавших незначительную приемистость пласта, плохую связь меяоду скважинами и существование предпочтительных надравлений распространения нагнетаемых теплоносителей, характерных для данной нефтеносной формации (см. раздел 4.4.1) [4.128]. В таких условиях образование разломов между скважинами было достигнуто при нагнетании воды, в которую с учетом свойств коллектора не бьшо введено никаких добавок или укрепляющих реагентов. Учитывая небольшую глубину эадегания обрабатываемых пластов (60 и 150 м), а также малые объемы нагнетаемой жидкости, основной целью бьшо создание горизштальной троцины в толще пласта между скважинами. После гидроразрыва пласта в него нагнетадся пар под давлением, превышающим горное. Работы проводились на трех участках плсхцадю 1 га с пятью скважинами, причем на двух первых участках обрабатываи-ся слой, залегакнций на глубине 60 м, а на третьем - более глубокий (fa 150 м). На первом участке бьша получена хорошая связь между нагнетательной скважиной и всеми добывающими, на втором участке -

меязду нагнетательной скважиной и тремя добывающими и иа третьем участке - между нагнетательной скважиной и двумя добывающими. Преждевременный прорыв пара не наблюдался, было получено быстрое увеличоше уровня добычи; отношение нефть-пар возросло от 0,16 до 0,28 mVt [4.128].

Периодическое нагнетание пара под давлением, превышающим давление трещинообразования, без предварительного гидроразрыва пласта щюводится иа месторождении битуминозных песков Колд Лейк (Канада), характеризуемом малой приемистостью [459], [4.100]. Зная, что нефтеносный пласт залегает иа глубине около 500 м, вызывали образование вертикальных троцин, распространявшихся в определенных направлениях, которые учитывались при выборе мест бурения скважин [4.100].

Циклический процесс нефтедобычи приводит к снижооио содержания битума в призабойной области, что позволяет постепенно увеличивать приемистость пласта и даже получить после нескольких циклов обработки гидродинамическую связь скважин. На установке Леминг, добыча иа которой в 1979 г. составила 300 ООО м/год, было получено отношение нефть/пар 0-0 мт [4.100]. [4.129]. Работы иа этой установке щюдолжены, и уровень добычи иа udi доведен до 800 ООО м/год.

4.5.3. Нагнетание парогазовой смеси

На ряде месторождений нагнетали в пласт парогазовые смеси ра.члич-ных концентраций. Добавление газа приводит к изменению относительной проницаемости, способствует поддержанию давлогая, а также в известных случаях воздействует иа саму нефть в результате растворения и химических реакций газа с ее фракциями.

Для одновремошого нагнетания в пласт пара и продуктов сгорания разработаны специальные парогазогендторы [4.130]. На вход в паро-газогеифатор горючий газ и вода подаются соответственно компрессором и насосом. В комплект установки входят камера сгорания высокого давлогая и испаритель, в котором из воды при ее непосредственном контакте с продуктами сгорания образуется пар.

При использовании глубинных парогенераторов высокого давлогая (глубинных парогазогшераторов) щюдусматривают нагнетание в пласт смеси водянш-о пара и газообразных 1фодуктов сгорания. В этом случае отношение газ-пар зависит от стехиометрии реакции. Так, для получения 1 т пара сухостью 80 % с энтальпии! 570 ккал/кг (беря эа исходную температуру температуру окружающей среды) требуется 63 кг топлива, теплота сгорания которого не ниже 9500 ккал/кг, при тепловом клл. 95 %. Если считать, что при стехиометрическом сжигании 1 кг топлива потребляется около 12 м воздуха (если отношение Ц/с = 2 -см. раздел 53.2), то отношение газ-пар будет близко к 800 им/т 1фи 5 %«ом избытке воздуха. Для снижения этого значения следует или комбинировать нагнетание чистого пара и парогазовой смеси, или использовать в качестве окислителя кислород либо обогащенный кислородом воздух. 221