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

Рнс. 4.49. Ближние поверхноспннистивных веществ на результаты вытеснения нефти паром [4.143]:

/ - вода; и - пар; Ш - пар + noBqixHocTHo-актнвное вещество; IV - оптимальные условия.

Экспц)нменты щюводились в цилиндрвяеской трубке длиной 1,2 м. Использовалась пористая среда на основе двуокнсв кремния (пористость 36 %). Рабочее давление 4 Ъер. Эталонные опыты: нагиетянне воды (опыт М* 1) н вагнеганне пара (опыт N* 2). Неоптимиэированные экспч)нмвнты: нагиетаине только одной порции noBqixHOCTHO-aKTBBHoro вещества nepta нагнетанием пара (опыт N* 3) или 1фн резком прекращенин его подачи (опыт N* 4), нагнетание раствора поверхностно-активного вещества недостаточной ксящентрацин (опыт N* 8). Оптимизированные эксперименты (опыты N* 5-7): нагиетаине раствора noBqixHocTHO-активного вещества оптимальной ксящентрацин в ходе нагнетания пара (нагнетание отдельными порциями или непрч)ывная подача)

Обработка пласта состояла в периодическом нагнетании сначала слабого раствора поверхностно-активного вещества, а затем - небольшого количества воздуха. Эта технолопш позволила поднять нефтедобычу и существенно снизить водонасыщенность извлекаемой водонефтяной смеси [4.147].

Отметим, наконец, что предложено нагнетать растворы полимеров или их гелей и для ограничшия проникновения пара в слои со слишком высокой проницаемостью. Эта методика успешно прошла испытышн на калифорнийских месторождениях, нефтеносные пласты которых обрабатываются водяным паром низкого давления, причем термическая стабильность используемых веществ в данном случае была достаточно удовлетворительной [4.150].

Прияожаиив А.4.1. Примар расчатв тепловых потерь в скважина (см. разд. 4.1) Насыщогаый пар нагнетается при следукнцих условиях:

Диаметр скважины...................2, =9 .Ч/в" =0.2445 м

Диаметр обсадных труб...............2г=7"=0,1778 м

2rj =6,276 =0,1594 м

Диаметр НКТ....................2 =2 7/8" =0,073 м

Излучательная способность НКТ и обсадной

трубы...........................е, =ej =0,9

Тешкн1роводность цемента..............\im ~0>8 ккал-м~*-ч~*-сГ*

Теплсшроводностьп1И1эабойной зоны.......Кр=2,\ ккал- м"*-ч"-°СГ*

Температуропроводность призабойной зоны . . .а = 3,7-10~ м/ч

Температура пласта .................Гр=20+0,03г С

Постоянная Стефана-Больцмана..........З =4,88-10~ ккал-м~-ч~ IT*

ГлуАша залегания ппаста...............г* =500 м

Давпение нагаетания.................50 бар

TeMnqiaiypa насыщения пяря...........7*11 ~ °С

Сухость пара на устье скважин .......... хР=0,80

Тепловые потери и свойства теплшосителя, поступившего в пласт по истечении 480 ч нагнетания пара при его расходе 2 т/ч, определяют для следующих двух случаев:

межтрубный зазор изолирован пакером и заполнен воздухом при атмосферном давлении;

Зазор заполнен азотом при давлении нагнетания.

Давление нагнетания принимается постоянным на всей длине трубы. Точность определения суммарного коэффициента теплоп>едачи должна составлять 1 %.

Требуется определить влияние длительности нагнетания на температуру труб и осевое распределение потерь при заполнении зазора газом под атмосферным давлением.

А.4.1.1. Давление в колыевом зазоре - атмосферное

Средняя температура грунта Гр = 20 + 0.03 z*l2 = 27.5 °С;

Р f() °5 + [2 Vlai - 0.29 0.5 1п< - 0.295 ~ X, X, 2.1

= 1.330. Для Г = 480 ч,/", =1,330

F.=ilL= 0.398 Actm

Р, = -:рД =0,0 333 1г. {rjr i)

F5= Т.-Т, = 236.3 о.

1

= 1.333-ю-»

Расчет осевого распределения потерь. Определяют начальную величину А" = 17 ккал-м~-ч~*-°С"* суммарного коэффициента теплопередачи (см. рис. 4.4).

Затем

F8 = [ri А»]-» =i.6i2.

Методом последшательных приближошй, используя уравнение (429), определяют Tj-i темпюатуру трубы, затем среднюю температуру в зазоре Т и значошя to соотношошя (4J66), (4.25), (4.27) и (4.22):

тг = 337 - (FS - F5/(Fo + F.) = 337 - 97.6 = 439. 4 Ki

То = (т« + т.)/2= 488,2 к;

/(Т», Ро) = 0,846 - 1,33 (То/1 ООО) + 1,1 (Тв/1 ооо)« = 0,331: 1 А = 0,331 F3 (337 - 439,4)1/3 = 0,0894.;

1 Ai = F. (337" + 439.4") (337 + 439.4) = 0,7 206,-F0) = A(4]-i = [/, А(Ц + /. AU)]-. + F. = 1.633.

Отсюда

F»]/F» = (A(i> - A«»)/Ao = 1,3 %.

Итерацию следует продолжать, так как погрешность превышает 1 %. Тогда

= 438.4 К Т(0 = 487,7 / (Т(»>, Ро) = 0,332

г\ А<*> = 0,0 899 Л А(,"> = 0.7 186 р(/> = [/, А(«>]-» = 1.633,

Отсюда

[р(/> - F<,>]/F(,> = (А(«> - А(1))/Аа> = 0,1 % Т.е.

F,=Fi") =1,633 и, исходя из (4.19) или (437), получаем

9=27: F5/(F, + F,) = 301 ккал.м".ч"= 382 В-м"

Температура труб Га = 438 К = 165 °С.

Расчет тепловых потерь. Значение знтальпии нагнетаемого пара находится на основе данных табл. 2.1: для температуры 264 °С = = 2794 Дж/г и JQ = 1155 Дж/г.

Таким образом,

- = .Ж. - = I 639 Д?к/г.