На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Технология и техника воздействия на нефтяные залежи и повышение нефтеотдачи

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 24.08.2012. Сдан: 2011. Страниц: 10. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


 Технология  и техника воздействия  на нефтяные залежи и повышение нефтеотдачи
 С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов залежи разрабатывали на режимах истощения, при которых извлекали не более 25 % нефти от начальных запасов. Редко встречался естественный водонапорный режим. 

 Заводнение  как отдельный метод разработки при благоприятных физико геологических условиях позволяет достичь коэффициента нефтеотдачи (нефтеизвлечения) 0,65—0,7. Однако при заводнении месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость и большая неоднородность пластов) коэффициенты нефтеотдачи уменьшаются до 0,3—0.35 при увеличивающейся кратности промывки с 0.8—1 до 5-7, а при вязкости нефти более 25—30 мПа-с за- 
воднение становится малоэффективным. Поэтому перед нефтедобывающей отраслью стоит проблема повышения нефтеотдачи пластов, заключающаяся в увеличении эффективности заводнения кзк основной технологии и в отборе остаточной нефти из 
уже заводненных зон (третичные методы добычи) и из залежей, которые разрабатываются при других режимах истощения или вытеснения.
 

 Классификация, условия и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи
 В настоящее  время известны, изучаются и внедряются в промышленную практику десятки различных методов воздействия на нефтяные залежи и повышения нефтеотдачи (первичные, вторичные. третичные). Современные методы повышения нефтеотдачи (нефтеизвлечения) в той или иной степени базируются на заводнении. Среди них можно выделить четыре основные группы:
    гидродинамические методы — циклическое заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а также методы воздействия на призабойную зону пласта;
    физико-химические методы — заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);
    газовые методы — водогазовос-циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления;
    тепловые методы — вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя нефти.
 Для месторождений с маловязкими нефтями, разрабатываемых с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести следующие методы: гидродинамические; применение диоксида углерода, водогазовых смесей, ми- целлярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями — использование пара; внутрипластовое горение. Остальные методы будут примениться в основном дли интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки.
 Современные методы повышения нефтеотдачи с 70-х годов получили широкое промышленное применение и испытание. 
В целом по стране на физико-химические методы приходится 50, на тепловые — 40 и на газовые — 10 % от общего объема применения по охвату запасов нефти. Практика показала, что использование методов повышения нефтеотдачи пластов в 7—10 
раз дороже применения заводнения. Поэтому рентабельность их определяется ценой на нефть. Однако в будущем с учетом роста потребности в нефти и ограниченности ресурсов, тенденции экономии нефти и повышения эффективности се использования 
во всех сферах потребления, интенсивных поисков альтернативных источников ее замены как топлива и сырья методы повышения нефтеотдачи пластов найдут широкое применение.
 

Таблица 1. Основные критерии для применения физико-химических и газовых 
методов повышения нефтеотдачи (по М Л. Сургучеву)
 

Параметр Вытеснение диоксидом углерода Водо- газовое  воздействие Закачка мицеллярных растворов Полимерное  воздействие Закачка водных растворов ПАВ
Вязкость  пластовой нефти, мПа*с   <16   <25   <15   5—100   25
Нефтенасыщенность, %   >30   >50   >25                    >50
Пластовое давление, МПа    >8                 Не ограничено
Пластовоя температура, °С    Не ограничена                                 <70
Проницаемость пласта, мкм2    Не ограничена    >0.1         0,1 Не ограничена
Толщина пласта, м     25    <25          Не ограничена
Трещиноватость                                     Неблагоприятна *
Литология    Не ограничена              Песчаник Песчаник и        карбонаты
Соленость пластовой воды,  мг/л    Не ограничена      5                      20
Жесткость воды (наличие со- 
лей кальция и магния)
    Не ограничена      Неблагоприятна Не ограничена
Газовая шапка Неблагоприятна Не ограни чена
                    Неблагоприятна
Плотность сетки скважин, 
104, м2/скв
     Не ограничена      <16      <24 Не ограничена
 
 
* Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме - недопустимый параметр. 

Таблица 2. Основные критерии для применения тепловых методов  повышения 
нефтеотдачи (пo М Л. Сургучеву)
 

Параметр Виутри- 
пластовое 
горение
Вытеснение 
паром
Пароцикли- 
ческая 
обработка
Вытеснение 
горячей 
водой
Вязкость  пластовой нефти, мПа*с >10 >50 >100 >5
Нефтенасыщенность, % >50
Проницаемость пласта, мкм2 >0,1 >0,2 Не ограничена
Толщина пласта, м >3 >6 >3
Трещиноватость Неблагоприятна *
Глубина залегания пласта, м >1500 <1200 <1500
Содержание  глины в пласте, % Не ограни- 
чено
5—10
Плотность сетки скважин, 104 м2/скв <!6 <6 Не ограничена
 
 
* Неблагоприятный, а в сильно выраженной форме — недопустимый параметр. 

Таблица 3. Потенциальные  возможности и критические факторы  методов 
повышения нефтеотдачи (по М. Л. Сургучеву)
 

Рабочий агент Увеличение 
нефтеот- 
даче, %
Критический фактор применения 
рабочего агента
Вода + газ 5-10 Гравитационное  разделение. Снижение
    продуктивности
Полимеры 5-8 Соленость воды и пласта. Снижение
    продуктивности
Щелочи 2-8 Активность  нефти
Мицеллярные растворы 8-20 Сложность технологии. Соленость воды
  и пласта. Снижение продуктивности
Диоксид углерода 8-15 Снижение охвата воздействием. Реге-
    нерация, коррозия
Пар 15-35 Потери теплоты. Малая глубина. Вынос
  песка. Технические  проблемы
Воздух + водя (горение) 15-30 Осложнения  прн инициировании горе-
  ния. Охват пласта горением. Техниче-
    ские проблемы. Охрана окружающей
    среды
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 ТЕХНОЛОГИЯ И ТЕХНИКА ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ЗАВОДНЕНИЕМ
 В настоящее время заводнение — высокопотенциальный и освоенный метод разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, применимый практически при всех геолого-физических и технико-технологических условиях, кроме гидрофобных коллекторов, высоковязких нефтей и сильно загазированных малопроницаемых пластов. 

 Водоснабжение систем ППД. Качество нагнетаемой воды
 Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Потребность составляет 1,5—2 м1 воды на 1 т добытой нефти. Расход -закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения (рис. 3.1). Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняющих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорослей и микроорганизмов. Растворенный в воде кислород вызывает интенсивную коррозию металла и способствует активному развитию в пласте аэробных бактерий. Диоксид углерода понижает рН воды и приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, а также к усилению коррозии оборудования. Сероводород образует, реагируя с железом, твердые уносимые потоком воды частицы сернистого железа, а при наличии кислорода — серную кислоту. Он может образовываться в результате восстановления содержащихся в воде сульфатов кальция углеводородами нефти с выделением диоксида углерода и в виде осадка карбоната кальция. Наличие его в продукции добывающих скважин приводит к усилению коррозии нефтедобывающего оборудования. Сульфатопоглощающие и сульфатообразующие бактерии вызывают биокоррозию металлов. Они могут жить за счет расщепления органических и неорганических веществ и развиваться как при отсутствии свободного кислорода (анаэробные бактерии), так и при наличии растворенного в воде кислорода (аэробные бактерии). Сульфатовосстанавливающие бактерии способны полностью восстанавливать сульфаты, имеющиеся в закачиваемой воде, и образовывать до 100 мг/л сероводорода. Снижение проницаемости пласта возможно вследствие набухания глин в пресных водах, химической несовместимости по солевому составу закачиваемой воды с пластовой, выпадения различных осадков и др. Механические примеси, соединения железа (продукты коррозии и сернистое железо), водоросли и различные микроорганизмы заиливают (кольматируют) по- 
верхность фильтрации, выключают мелкопористые слои из процесса вытеснения.

 Опыт  показал, что устанавливать единые нормы по качеству воды для закачки в пласты нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещиноватости пород
 до 5—50 мг/л, причем с увеличением трещиноватости повышается допустимое содержание. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3—6 раз больше диаметра частиц. 

   

 Рис. 3.1. Динамика относительного отбора жидкости, нагиетаии воды, по- 
требности в воде V и нефтеотдачи N во времени (no М. Л. Сургучеву)
 

 Пригодность воды оценивается в лаборатории (стандартный анализ состава и свойств, опыты по затуханию фильтрации через естественный керн) и пробной закачкой в пласт. Следует отмстить, что количество ежегодно закачиваемого в каждую скважину загрязняющего материала достигает нескольких тонн. Источники закачиваемой воды могут быть разные. В настоящее время используют воды: открытых водоемов (рек, озер, водохранилищ, морей); грунтовые (подрусловые и артезианские); глубинные (нижних и верхних глубинных горизонтов); сточные.
 Грунтовые воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100—200 мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц. Их можно закачивать без специальной подготовки.
 Воды  глубинных горизонтов в большей степени минерализованы и также не требуют дополнительной обработки. Воды поверхностных водоемов значительно уступают по качеству грунтовым и глубинным, содержат большое количество механических примесей* (глины, ила, песка), особенно в период ливней, паводков, снеготаяния, штормов, способны вызвать набухание глин, кроме морской воды (минерализация черноморской и каспийской вод составляет 16 и 13 г/л).
 Сточные воды минерализованы (15—3000 г/л) и обладают хорошими нефте вытесняющим и свойствами. Вместе с тем сточные воды содержат большое количество эмульгированной нефти, механических примесей, а также диоксида углерода и сероводорода. Необходимость очистки от механических примесей и эмульгированной нефти удорожает использование сточных вод, однако прн этом решается проблема охраны окружающей среды н утилизации (канализации) сточных вод.
 В системах заводнения используется более 60 % сточных вод, остальной объем все еще закачивается в поглощающие скважины или сбрасывается в бессточные испарители. Сброс промысловых сточных вод в водоемы полностью прекращен. Следует отметить, что система ППД динамична: сначала используются воды внешних источников, а затем — пластовая вода по замкнутому циклу (безотходное производство).
 Для проведения' ППД можно использовать также стоки других промышленных предприятий (нефтеперерабатывающих заводов, калийных комбинатов, коммунальных хозяйств и др.). Источник воды выбирают на основе данных технико-экономического анализа с учетом технологии водоподготовки. 
 
 
 
 

 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ
 Физико-химические методы обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата одновременно или одною из них. Среди них выделяют две подгруппы: методы, улучшающие заводнение, которые основаны на снижении межфазного поверхностного натяжения и изменении соотношения подвижностей фаз н обеспечивают увеличение коэффициентов вытеснения и охвата; методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов, основанные на полной или частичной смесимости рабочих агентов с нефтью и водой.
 Методы, улучшающие заводнение. К ним относятся методы, использующие в качестве рабочих агентов поверхностно-активные вещества (ПАВ), полимеры, щелочи и серную кислоту.
 Неионогенные ПАВ типа ОП-Ю при оптимальном массовом содержании 0,05—0,1 % обеспечивают снижение поверхностного натяжения от 35—45 до 7—8 мН/м, увеличение угла смачивания от 18 до 27" и уменьшение натяжения смачивания в 8—10 раз. Однако такие растворы способны обеспечить повышение нефтеотдачи не более чем на 2—5%. Метод закачки водных растворов ПАВ испытывался с 60-х годов на 35 участках более 10 месторождений страны. Наиболее крупные промышленные опыты проводятся на Арланском и Самотлорском месторождениях. Однако вследствие большой адсорбции ПАВ из раствора поверхностью породы технологическая и экономическая эффективность становится весьма сомнительной. Объемы закачиваемых растворов ПАВ должны быть очень большими (не менее 2—3 объемов пор). Фронт ПАВ движется по пласту в 10—20 раз медленнее, чем фронт вытеснения. Технология закачки раствора ПАВ весьма простая, не влечет за собой существенных изменений в технологии и в системе размещения скважин. Для дозированной подачи растворов ПАВ разработана установка УДПВ-5. Будущее метода связывают в основном с обработкой призабойных зон нагнетательных скважин для повышения их приемистости, с нагнетанием слабоконцентрированных (0,05—0,5%) и высококонцентрированных (1 —5%) растворов для освоения плотных глинистых коллекторов и снижения давления нагнетания, а также с созданием композиций ПАВ, обеспечивающих уменьшение межфазного натяжения до 0,01-0,05 мН/м. 

 Метод полимерного заводнения основан на способности раствора полимера в воде уменьшать соотношение подвижностей (загущение воды) нефти и воды (текущий фактор сопротивления) и уменьшать подвижность воды, закачиваемой за раствором полимера (остаточный фактор сопротивления), что повышает охват пластов заводнением. Рекомендуется оторочка размером 0,1—0,5 от объема пор с концентрацией 0.01-0.1 %. Гель ПАВ не технологичен в применении (требует больших затрат ручного труда, больших транспортных расходов, замерзает при минусовой температуре). Метод относится к дорогим, поэтому перспективы его применения зависят от цены на нефть, объемов производства дешевых полимеров и эффективного сочетании с другими методами повышения нефтеотдачи.  

 Метод щелочного заводнения основан на взаимодействии щелочей с активными компонентами (органическими кислотами) нефти и породой. При этом образуются ПАВ, изменяется смачиваемость породы, набухают глины, образуются устойчи- 
вые эмульсии и выделяются осадки. Для приготовления щелочных растворов могут использоваться с различными показателями щелочности едкий натр (каустическая сода) NaOH, углекислый натрий (кальцинированная сода) Na2C03, гидроксид аммония (аммиак) NHOH, силикат натрия (растворимое стекло) Na2SiO3 Наиболее активные из них первый и последний (селикатно-щелочное заводнение). Щелочные растворы закачивают в виде оторочек размером 0,1—0,25 объема пор с концентрацией 0,05—0,5%. При значительной адсорбции щелочи возможна ступенчатая оторочка раствора с убывающей концентрацией. При взаимодействии силиката натрия и хлористого кальция СаС1
2 образуется устойчивая эмульсия и выделяется осадок силиката кальция CaSiO3, снижающие проницаемость промытой части пласта. Приготовление раствора щелочи и его подача в пласт не отличаются большой сложностью. Будущее метода связывают с сочетанием его с тепловыми методами (термощелочные растворы) и с осадкообразованием в пласте.
 Механизм  повышения нефтеотдачи  при вытеснении нефти 
серной кислотой (сернокислотное заводнение)
заключается в образовании кислого гудрона (вязкой смолистой массы) в наиболее промытой водой зоне (наиболее значимый фактор) и поверхностно-активных водорастворимых сульфокислот. В результате снижается водопроницаемость промытых зон. повышается охват пласта заводнением и снижается межфазное натяжение (до 3—4 мН/м). Применяют либо техническую серную кислоту концентрацией до 96%, либо так называемую алкилированную серную кислоту (АСК) концентрацией 80—85% (сернокислотный отход производства высокооктанового бензина). Технология метода заключается в закачке в пласт небольшой (порядка 0.15 % порового объема пласта) оторочки серной кислоты, продвигаемой по пласту водой. Для этого у нагнетательной скважины размещают емкости (500—2000 м1) с АСК, которую насосами закачивают в пласт. После этого скважина подключается к общей системе заводнения дли закачки воды.

 Применение  метода сопровождается сильной коррозией используемого оборудования и эксплуатационной колонны скважины. 

 Методы извлечения остаточной нефти из заводненных пластов
 После применения обычного заводнения, физико-гидродинамических и газовых методов и методов, улучшающих заводнение, в залежах остается до 30—70 % запасов нефти. Эту остаточную нефть способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение. К ним относятся наиболее перспективные и высокопотснцнальныс методы вытеснения нефти диоксидом углерода (СО2) и мицеллярными растворами. Углекислый газ при температуре выше 31 °С находится в газообразном состоянии при любом давлении. Если температура ниже 31 °С, образуется жидкая фаза, однако при давлении меньше 7,2 МПа углекислый газ испаряется.
 Источниками получения СОг могут быть залежи углекислого газа (Семивидовское, Астраханское месторождения), тепловые электростанции, заводы по получению искусственного газа из угля, сланцев и другие химические заводы. При сжигании природного газа получается в 6—11 раз больший объем продуктов сгорания.
 Диоксид углерода закачивают во внутриконтурные нагнетательные скважины в газообразном (лучше при давлении полной смесимости около 10—30 МПа) или жидком состоянии в виде оторочки, проталкиваемой водой-, вместе с водой для создания чередующихся оторочек при отношении порций СО2 и воды приблизительно 0,25—1, а также в растворенном состоянии в виде карбонизированной воды концентрацией3—5%. Использование карбонизированной воды малоэффективно (коэффициент вытеснения повышается всего на 10—15%). Оптимальный объем оторочки С02 составляет 0,2—0,3 объема пор. Кроме сочетания закачки СОг с заводнением для уменьшения преждевременных прорывов С02 предлагается нагнетать его попеременно с раствором полимера, силиката натрия, ПАВ, углеводородным газом и др. Техника закачки зависит от применяемой технологии.
   Для внедрения метода необходимо решить проблемы транспорта жидкого С02, распределения его по скважинам, утилизации СО2 и повторного использования, борьбы с коррозией труб и нефтепромыслового оборудования.
  Из всех известных методов закачка СО2 наиболее универсальна и перспективна. Применение этого метода определяется ресурсами природного СО2, так как потребности в нем (1000—2000 м3 на 1 т добычи нефти) трудно удовлетворить за счет отходов химического производства, хотя этот источник С02 экономически рентабелен.
   Мицеллярный раствор — это тонкодисперсная  коллоидная система из углеводородной жидкости (от сжиженного нефтяного газа до сырой легкой нефти), воды и водонефтерастворимого ПАВ, стабилизированная спиртом (изопропиловым, бутиловым). Мицеллярное заводнение обеспечивает снижение межфазного натяжения в пласте при оптимальном составе практически до нуля (не более 0,001 мН/м). По лабораторным данным, коэффициент нефтевытеснения при мнцеллярном заводнении составляет 80—98 %.
   Технология  процесса состоит в закачке во внутриконтурные скважины последовательно оторочек растворов химических реагентов: а) предоторочки (20 % от объема пор) из пресной воды или слабоминерализованного раствора хлористого натрия для понижения концентрации ионов кальция и магния (при необходимости); б) оторочки мицеллярного раствора малоконцентрированного (20—50 % от объема пор) или высококонцентрированного (5—15% от объема пор); в) буферной оторочки или буфера подвижности (до 30—60 % от объема пор) из полимерного раствора с постепенно уменьшающейся вязкостью от вязкости мицеллярного раствора до вязкости воды (мицеллярно-полимерное заводнение). Вслед за буферной оторочкой до конца разработки закачивается обычная вода, применяемая для заводнения. Для сохранения целостности оторочки мицеллярного раствора в предоторочку и в буферную оторочку добавляют спирт концентрации, равной его концентрации в мицеллярном растворе.
   Мицеллярные растворы могут быть высококонцентрированными, содержащими до 50—70 % углеводородов, до 8—10% сульфонатов, до 2—3 % стабилизатора, и малоконцентрированными водными, содержащими углеводородов менее 5%, сульфонатов до 2% и стабилизатора менее 0,1 %. Мицеллярный раствор готовится из составных компонентов непосредственно на месторождении. Обычно он хорошо перемешивается при циркуляции его через насос, перед закачкой его пропускают через фильтр. Оптимальная технология должна жестко выдерживаться, так как ее нарушение неизбежно ухудшает эффективность процесса.
   Потенциальные масштабы применения метода очень большие (все месторождения с терригенными коллекторами, нефтенасьпценностью более 30 % и вязкостью нефти менее 15—20 мПа*с). Внедрение метода ограничивается сравнительно высокой стоимостью мицеллярного раствора. 
 
 
 
 
 
 
 
 

  

 ТЕПЛОВЫЕ  МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ  НЕФТЕОТДАЧИ
 Сущность  тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др.
 Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскимн свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические - закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя, и пароциклическне обработки скважин); термохимические — внутрипластовое горение. 
 
 

 Внутрипластовое горение
 Сущность  процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещенин ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5—15% запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300—500 м3 воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутрипластового горения с заводнением). Но соотношению расходов воды и воздуха (л/ма) различают сухое (отсутствует закачка воды) влажное (до 2—3 л/м1) и сверхвлажное (более 2—3 л/м ) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1.5—3 раза), возрастанию скорости двнжения фронта (в 1,5-2 раза и снижению температуры (от 500—540 до 260 С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературною пароводяною вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10—20 % С02) и др. Охват по толщине составляет 0.6-0,7. а нефтеотдача — 0.4— 0,6 причем это в 2—3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа*с. 

 Технология  процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Если в течение первых месяцев не обнаруживается признаков экзотермических реакций (по даннным анализов газа и температуры в добывающих скважинах), то приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле н обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали) химическими средствами или ракетным патроном; в) использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. Самовоспламенением характеризуются только некоторые нефти После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальшеего поддерживают и перемещают но пласту закачкой воздуха.  

 Предусматривается постоянно возрастающий расход воздуха в соответствии с расширением фронта и удалением его от нагнетательной скважины. Устьевое давление закачки воздуха ооычно в 1,а—2 раза выше пластового давления. Воду и воздух закачивают циклически с периодами до суток, а затем закачивают только воду.
 Для осуществления внутрипластового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ- IM. ОВГ-72/220М) включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование 
 

   

   Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции 
при внутрипластовом горении:

 I – воздух, II - вода, III - продукция скважин, IV - смесь газов, V - топливо для дожига, VI – нефть; 1 - компрессорная станция, 2 - насосная станция для воды, 3 – воздухо- и водораспределительные пункты, 4 – нагнетательная станция, 5 – добывающие скважины, 6 – пескоуловитель, 7 – замерная установка, 8 – печь для путевого подогрева продукции скважин, 9 – депульсатор – узел предварительного отбора газа, 10 – сепаратор, 11 – устройство для сжигания газа, 12 – буферная ёмкость, 13 – насосная станция для нефти. 

 устья нагнетательной скважины ОУВГ и др. Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции показана на рисунке. Добываемый газ содержит большое количество азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газов, в некоторых случаях сероводорода, вследствие чего может оказаться непригодным для использования в народном хозяйстве. Поэтому в целях охраны окружающей среды требуется его сжигание. Лучше извлекать токсичные компоненты специальными поглотителями.
 Осложнения  при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в затрубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин). преждевременными прорывами газов (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), обрзованием стойких водонефтиных эмульсий. Проектирование процесса включает совместное решение термо- и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое дли создания фронта горения путем самовоспламенения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показатели разработки (расход воздуха, приемистость нагнетательных скважин и давление нагнетания, размеры пароводяной и выжженной зон, изменение дебита нефти во времени, коэффициент нефтеотдачи).
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.