Предыдущая страница реферата | 14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24 | Следующая страница реферата

Известно, что повышение температуры ведет к снижению вязкости, а, следовательно, и подвижности нефти. В этом смысле извлечение нефти с вязкостью в сотни и тысячи Мпа-с путем повышения температуры пласта может оказаться наиболее приемлемым методом.

Следует также иметь ввиду, что и на вполне благополучных месторождениях закачка огромных объемов холодной воды для целей ППД ведет к постепенному охлаждению пласта, выпадению парафина в нем, загустению нефти и снижению ее подвижности. Это ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации
30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1.

Для разработки таких месторождений в стране создано научно- производственное объединение «Союзтермнефть».

Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», показали, что при закачке горячей воды коэффициент нефтеотдачи может быть повышен: при температуре закачиваемой воды 30оС – до 0,432, при 100оС – до 0,745, при
200оС – до 0,783.

С повышением температуры уменьшается поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой: при Т – 20оС поверхностное натяжение 6,05 эрг/кв.см., при 60оС – 2,34 эрг/кв.см.

Установлено, что лучшие показатели достигаются при закачке пара КНО –
86,3%, горячей воды – 78,31%, горячего воздуха – 46,24%.

5.13. Закачка горячей воды

Способ сравнительно легко осуществим. При закачке в пласте формируются две зоны: зона с подающей температурой и зона с первоначальной пластовой температурой. Именно в первой зоне и происходит эффективный процесс вытеснения: снижается вязкость, увеличивается объем нефти и ее подвижность, ослабляются молекулярно-поверхностные силы. Это приводить к увеличению КНО.

Технологические расчеты, связанные с закачкой горячей воды, ведут в следующей последовательности.

Радиус теплового влияния через известное время t определяют по уравнению:

[pic] где а – средний коэффициент температуропроводности горных пород, окружающих нагнетательную скважину, кв.м/ч; t – время, ч (а=3,077 10-3 кв.м/м).

5.14. Закачка пара

При закачке пара в пласт формируются три зоны: первая зона, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне; вторая – зона горячего конденсата (воды), в которой та снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой; третья – зона, не охваченная тепловым воздействием, в которой температуры равна пластовой.

Закачка пара ведет к увеличению КНО по сравнению с горячей водой вследствие более низких капиллярных сил, из-за более высокой температуры пара, более высокой его смачиваемости и подвижности.

Механизм вытеснения нефти аналогичен вытеснению при закачке горячей воды.

В качестве примера рассмотрим паротепловое воздействие (ПТВ) на пласт на месторождении Оха (Сахалин), которое характеризуется следующими данными: текущий КНО до ПТВ – 20%, пласты – сцементированный песок, нефтенасыщенная толщина 22…36 м, глубина залегания 100…950 м, пористость 27%, проницаемость
– 1500 мД, плотность 0,92…0,95 г/куб.см, вязкость – 2000 Мпа-с.

В 1968 г. начали ПТВ с расходом пара 2 тыс.т, в течение 8 лет КНО возрос до 52%, добыча нефти увеличилась со 147,4 тыс. т до 250 тыс.т, а объем закачки пара со 156 тыс. т до 750 тыс.т в год.

ПТВ в настоящее время ведется на месторождениях Катангли (Сахалин),
Ярегском (Коми), Хорасаны (Азербайджан) и других.

Эффективность метода доказана. В настоящее время разрабатываются новые разновидности метода – циклическая закачка пара, закачка высокотемпературной воды (Т = 320…340оС при давлении 16…22 Мпа) и другие.

На территории СНГ к настоящему времени несколько сот залежей высоковязких нефтей, 50% из них законсервировано. КНО на таких месторождениях не превышает 15%.

5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения

Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0,35…3,5 млн.кДж/сут на каждые 100 м трубопровода, а в скважине – 1,7 млн.кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ.

Поэтому более эффективным представляется источник тепла, расположенный непосредственно в пласте. Таким источником является очаг внутрипластового горения.

Метод заключается в следующем.

На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой – коксоподобные остатки нефти – являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой
450…500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов.
3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой. 7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения. 8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

В пласте образуются несколько зон: I – выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса; II – зона горения, в которой максимальная температура достигает 300…500оС; III – зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар; IV – зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО, N; V – зона увеличенной насыщенности; VI – зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной; VII – невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.

Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20…40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания 1 кг кокса требуется 11,3 куб.м. воздуха при коэффициенте его использования 0,7…0,9.

Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600 тыс.куб.м. воздуха.

Материальный баланс процесса ВГ представляется так:

Iн = Iнд + Iнг + Iуг где Iн – количество нефти до процесса; Iнд - количество добытой нефти в регультате ВГ; Iнг – количество сгоревшей нефти; Iуг – количество нефти, превратившейся в углеводородный газ.

5.16. Закачка углекислоты

Углекислый газ СО2, закачиваемый в пласт в жидком виде, смешиваясь в нефтью, уменьшает ее вязкость, увеличивает подвижность, снижает поверхностное натяжение на границе «нефть-порода» Жидкая углекислота экстрагирует из нефти легкие фракции, создавая активно-действующий на породу вал из смеси СО2, и углеводородов и способствующий лучшему отмыванию нефти из пласта. Установлено и химическое взаимодействие СО с породой, ведущее к увеличению ее проницаемости.

По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно увеличивается после применения СО концентрацией 4…5% (по массе).

Свойства СО2,: бесцветный газ, относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2; критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р = 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%.

В настоящее время реализовано несколько технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.

По данным исследований нефтеотдача при применении углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового объема пласта.

Источниками СО2 являются обработанные газы тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%), месторождения нефтяных газов (до 20%).

Закачка СО2 впервые была осуществлена на Александровской площади
Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в пласт было закачено
252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2 – 1,7%.
Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных увеличивается на 10…40%.

Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил 238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).

Крупномасштабные работы по закачке СО2 ведутся на ряде месторождений
США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981 г. ведется закачка СО2 в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных скважин по пятиточечной сетке.

Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость 64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая температура
28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2 46..53 долл. За 1000 куб.м.
Эффективность применения СО2 оценивается дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет до 12% от начальных геологических запасов.

5.17. Оборудование для осуществления технологий

Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей автономные компрессорные станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры 10-ГКМ155-125 с подачей 24000 куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.

Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов, отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а) возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими потерями.

Система пароподготовки включает в себя следующие узлы: узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой в скважину.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ) предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной скважине.

Отечественная промышленность выпускает для этих целей оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.

Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: школьные рефераты, реферат знания.



Предыдущая страница реферата | 14  15  16  17  18  19  20  21  22  23  24 | Следующая страница реферата

Поделитесь этой записью или добавьте в закладки