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:


курсовая работа Тепловые методы

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 26.11.2012. Сдан: 2012. Страниц: 6. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


? 1.Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вязкость нефти – олин нз основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эффективность извлечения.   Вязкость   нефти   сильно   зависит  от температуры,  которая   в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт  разработки, для   эффективного  извлечении нефти вязкостью более 25–50 мПа.с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения се вязкости. При нагревании нефти от 20–25oC до 100–1204oC: вязкость ее может снижаться с 500–1000 до 5–20 мПа.с. На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти, внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклнческие обработки скважин.
1.1.           Внутрипластовое горение
1.1.1.     Механизм процесса
Метод извлечения нефти с помощью внутритиастового горения был предложен в начале 30–х годов советскими учеными А.Б. Шейнманом и К.К. Дуброва. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро­вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он отличается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не­посредственно в пласте основное преимущество данного метода.
Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетателыной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.
Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горении, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.
После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, СО2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутилластового горения и перемещение по пласту фронта вытеснения нефти.
В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистилляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зависимости от геолого–физических условий пласта расход сгорающего топлива может составлять 10–40 кг на 1 м3 пласта, или 6–25 % первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличивается, а с увеличением проницаемости уменьшается.
В случае обычного сухого внутри пластового горения, осуществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо­дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80% и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рас­сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением снежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т.е. приближение генериро­ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.
Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи­тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получаст метод влаж­ного горения.
Процесс влажного внутрипластового горення заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу­щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото­ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе­ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденсированной горячей воды.
Внутрипластовое парогенерирование – одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяю­щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха лежит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т.е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1–5).10-3 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого–физическими и технологическими условиями осуществления процесса.
Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пласте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ­лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отношения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе­ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечении нефти. Процесс влажного трения целесообразно проводить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.
По мере перемещения фронта горения в плаете формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон. Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон изменения температуры фронта горення составлял 350- 1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта н окружающих пород. Кроме того, применительно к сухому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение во до воздушного отношения приводит к снижению температуры фронта горения. На температуру фронта горения влияет также тип коллектора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше, чем в песчаных.
В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовндного остатка, служащего топливом для внутри пластового горення. Позади фронта горения остается выжженный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушною отношения может находиться остаток несгореншего топлива.
В зоне II, непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды.
В зоне I температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрации воздуха и воды.
К зоне горения III примыкает зона перегретого пара IV, характеризуется резким падением температуры и ис­парением воды, содержащейся в пласте.
Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного парь V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато, С температурой, претерпевающей незначительные изменения В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горення.
Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще выделяются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.
Зона VII – так называемый водяной вал.
Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностью (нефтяной вал).
В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется начальным распределением их насищснностсй.
Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество СО2.
1.1.2.     Системы и технология разработки
При осуществлении влажного горення впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер се имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, н достигает 100–150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горення при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16–20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефти. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить расход воздуха в 1,5–2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч­ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2–3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до­полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м3/м3 а при влажном горении – от 1000 до 2000м3/м3.Технология внутрипластового горения должна предусматри­вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соответствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5–2 раза выше пластовою давления.
Максимально возможное сокращение расхода воздуха на добычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширении применении этою метола на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной технологии процесса.
1.1.3.     Реализуемые проекты и эффективность метода
В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов внутри пластового горения. В большинстве из них при­меняется только та или иная комбинация внутрипластового горения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутрипластового горения в США превышает 600 тыс. т/год. а в Румынии – 430 тыс. т/год.
В табл. 42 приведены геолого–физические параметры промысловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного горения. В табл. 43 приведены основные технологические результаты этих испытаний. Наибольший интерес из них представляют опыты, проведенные на месторождениях со значительной глубиной залегания продуктивных пластов и малой вязкостью нефти.
Месторождение легкой нефти Слосс было открыто в 1954 г. Его начальные геологические запасы нефтн составляли 6млн.м3. Оно было разбурено к 1968 г. с плотностью 16 га/скв. Через 2,5 года после начала разработки была достигнута максимальная добыча нефтн – 1530 м3/сут. Месторождение разрабатывалось вначале на упругом режиме, а затем на режиме растворенного газа, н к середине 1958 г. текущая нефтеотдача достигла 11 % от начальных запасов нефтн. В это время было начато заводнение месторождения, в результате которого среднесуточная добыча нефтн увеличилась на 400 м3/сут. К середине 1963 г. вся залежь была обводнена. В по время и начались испытания влажного горення на одном из участков месторождения.
Общие результаты заводнения и достигнутая при этом нефтеотдача не приводятся, однако указывается, что к началу приме­нения влажного горения остаточная нефтенасыщенность пласта оценивалась величиной порядка 30 % (± 10%).
Четыре добывающие скважины располагались примерно в 320 м от нагнетательной. Скважины эксплуатировались до чистой воды и перед началом опытных работ простаивали уже в те­чение 2–3 лет.
Горение было начато в мае 1963 г., после чего в течение 34 сут в пласт закачивался один воздух с расходом 28 тыс. м3/сут. В июне 1963 г. процесс был переведен на режим влажного горе­ния. Закачка водовоздушной смеси в нагнетательную скважину продолжалась до октября 1965 г. затем из-за резкого снижения приемистости нагнетание рабочих агентов разделили: воздух закачивали в оценочную скважину, расположенную в 45 м от нагнетательной, а воду – в нагнетательную. Средний водовоздушный фактор составлял 7,5.10-3 м3/м3. Темп нагнетания воздуха также был высоким – более 40 тыс. м3/сут. Давление нагнетания составляло 23 МПа.
Добыча нефтн за счет влажною горения составила 13,4 тыс.м3, а средний дебит нефти реагирующих скважин – 13,5 м3/сут. Сум­марная закачка воздуха равна 40,7 млн. м3.
Согласно анализу кернов из скважин, расположенных на расстоянии 45 и 90 м от нагнетательной, был сделан вывод, что фронт горения продвинулся на расстояние порядка 90 м, а сред­ний охват пласта горением по толщине составляет 80%. Удельное количество сгорающей нефти равно примерно 15 кг/м3 пласта (13 – 15% от начальной насыщенности).
К концу 1965г. коэффициент извлечения нефти на опытном участке достиг 43% от запасов нефти к началу осуществления процесса. Было принято решение о расширении программы применения влажного горения на месторождении Слосс. Эта программа реализована на площади 388,5 га и была самой крупной из известных программ третичных методов добычи нефтн. Как и на опыт­ном участке, система размещения скважин была площадной пятнточечной. Всего было десять элементов, плотность размещения скважин на большинстве из них составляла 32 га/скв. Два элемента из упомянутых были объединены. Программа испытаний включала 9 нагнетательных и 27 добывающих скважин. Средний темп нагнетания воздуха составлял 250 тыс. м3/сут, или 28 тыс. м3/сут в расчете на одну нагнетательную скважину. После создания фронта горения его постепенно увеличивали в течение месяца. В дальнейшем в прнзабонной зоне сильно повышалось сопротивление и скважины практически не принимали воду. Поэтому сравнительно длительный период (примерно 8 мес.) в пласт закачивали только воздух.
Нагнетание воды было начато в ноябре 1967 г. Накопленный водовоздушный фактор за 4,5 года составил 4,4.10-3 м3/м3. Всего в пласт в период осуществления влажного горения было закачано 1,72 млн. м3 воды. Затем 2,5 года осуществлялось обычное заводнение.
Перед началом опытных работ нефть давали только шесть скважин с суммарным дебитом 51, 7 м3/сут. Все остальные скважины были обводнены и закрыты. По оценкам, за счет продолже­ния заводнения можно было бы получить максимум 19,1 тыс. м3 нефти.
Максимальный отбор нефти был достигнут на стадии осуществления влажного горения в 1968 г. и составил 87,5 м3/сут.
За период осуществления процесса горения (4,5 года) из залежи было добыто 102,8 тыс. м3 нефти. С учетом добычи нефтн из опытного участка к началу реализации расширенной про­граммы общий отбор нефти составил 116,2 тыс. м3 нефтн. В расчете на эту добычу воздухонефтяной фактор составил 3700 м3/м3. В результате применения влажного горення с учетом добычи при заводнении из залежи было извлечено 179,7 тыс. м3 нефти, т. е. 19,1 % от остаточных после заводнения запасов нефти. Накопленный воздухонефтяной фактор составил 2390 м3/м3.
Объемный коэффициент охвата пласта горением был значи­тельно ниже 50% из-за трудностей регулирования процесса при площаДной системе размещения скважин. В то же время наблю­далось перемещение высокотемпературных зон на значительные расстояния (до 360 м).
В целом результаты работ на месторождении Слосс дают весьма важный обнадеживающий материал о возможности эффективного применения влажного горения для доразработкн месторождения маловязкнх нефтей после их частичного заводнения.
Интересные результаты были получены и на месторождении Суплаку де-Барку (Румыния). Здесь на пятиточечном элементе с плотностью размещения скважин 0,5 га/скв в 1966 г. был на­чат процесс сухого внутрипластового горения. При этом дсбиты отдельных скважин увеличивались от 2 – 5 до 90 – 100 м3/сут. В 1967 – 1971 гг. горение осуществлялось на восьми новых участках площадью около 4 га каждый.
Средний удельный расход воздуха при осуществлении сухого горения на первоочередной опытном участке составлял около 2200 м3/т. Начатая в нюне 1973 г. Закачка воды наряду с возду­хом, позволила уже к октябрю 1973 г. уменьшить удельный рас­ход воздуха до 1700 м3/т. Нефтеотдача за фронтом горении со­ставляла 45 – 50% от запасов.
В 1971 г. испытания влажного горения были начаты на месторождении Белл ее ью (США). Опытный участок площадью 4 га представлял собой четыре семиточечных элемента. За период раз­работки с 1921 до марта 1971 г., несмотря на применение различ­ных методов интенсификации добычи, нефтеотдача по опытному участку составляла всего лишь 5%. За два первых года испыта­ний в пласт было закачано 118,9 млн. м3 воздуха и 72 тыс. м3 воды. Накопленная добыча нефти за этот период достигла 40,4 тыс. т, что составляло 13, 65 % от запасов нефти на начало процесса. Воздухонефтяной фактор составил 2768 м3/м3.
В России первый промысловый опыт применения влаж­ного горения был начат на залежи, содержащей нефть повышен­ной вязкости, где, как известно, тепловые методы воздействия дают наибольший эффект. В качестве объекта для испытаний влажного горения была выбрана залежь горизонта ПКв площади Хоросаны месторождения Балаханы – Сабунчи – Романы. Опыт­ный участок расположен в северо–западной части площади Хоросаны. Его геолого-промысловая характеристика приведена ниже.
Разработка залежи горизонта ПКа в районе опытного участи была начата в 1930 г. на режиме растворенного газа с переходо в дальнейшем на гравитационный режим с весьма невысоким темпами отбора нефтн, составляющими в среднем около 0,3 % в год от начальных балансовых запасов нефти.
К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добывающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг нагнетательной скважины ил расстоянии соответственно 60, 130 и 180 м с дебитамн 0,3–1,4 т/сут.
Промысловые испытания были начаты в апреле 1973 г. и осуществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт горення, который в течение 1973 г. поддерживался нагнетанием в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горения. В конце декабря 1973 г. была начата пробная, а с марта 1974 г. –  регулярная закачка воды вместе с воздухом.
Пластовое давление в районе первою ряда добывающих скважин увеличилось от 0,58 до 2–2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование. Добыча нефтн из добывающих скважин опытною участка воз­росла от 13,4 до 20 т/сут. Воздухонефтяной фактор изменялся от 1500 до 2360 м3/т при среднем значении 1840 м3/т.
Нагнетание вместе с воздухом воды повысило текущую добычу нефти до 30 т/сут, которая более чем в 2,5 раза выше исходной добычи. При этом дебиты нефти отдельных скважин возросли в 10–15 раз, а темп отбора нефти возрос от 0,17 до 2 % в год от начальных балансовых запасов нефти. Текущая нефтеотдача за период промысловых испытаний увеличилась от 11,4 до 25%.При реализации влажного горення текущее водовоздушное отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м3/м3. Накопленное водовоздушное отношение составляет 0,0018 м3/м3. Всего в пласт за период промысловых испытаний закачано 41,6 млн. м3 воздуха и 73,6 тыс. м3 воды. Переход к реализации влажного горения позволил в 2,5 раза уменьшить по сравнению с сухим горением воздухонефтяной фактор, который снизился до 700–1000 м3/т.
Анализ керна из оценочной скважины, пробуренной в выжженную зону, показал, что распространение фронта горения определяется слоистой неоднородностью пласта. Было установлено, что собственно процессом горення охвачено 32,2% от общей эффективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием за счет послойного перемещения фронта горения составляет 84% от общей эффективной толщины пласта. Коэффициент вытеснения нефти в выжженных прослоях с учетом ее затрат на осуществление процесса составляет 80,5%, а в прослоях, примыкающих к ним, –57,3%.
За счет теплового воздействия в значительной мере умень­шается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на его нефтеотдачу.
В 1978 г. было завершено создание основного элемента рядной системы – линейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха в эти скважины составлял окало 10 тыс. м3/сут, а воды – 10 м3/сут.
С 1981 г. осуществляется крупный промышленный опыт внутрипластового влажного горения на месторождении Каражанбас. Нагнетание осуществлялось вначале через три скважины, а затем через 35. Объем нагнетаемого в пласт воздуха превышает 80 млн. м3/год, а добыча нефти за счет метода – 100 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена по технологическим показателям.
1.1.4.     Недостатки, ограничения, проблемы
Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из–за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, образованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, коррозии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др.
Для реализации внутрипластового влажного горения в малопроинцаемых пластах требуется бурение нагнетательных скважин–дублеров для раздельного нагнетания воздуха и воды, так как при совместной их закачке резко снижается приемистость (в 4–10 раз).
Метод внутрипластового горения – один из наиболее сложных по своему механизму, условиям реализации, моделированию и про­гнозу возможной эффективности.
Неравномерное выгорание пласта сильно изменяет его свой­ства, что усложняет применение в дальнейшем каких-либо других методов извлечения остаточной нефти.
Будущее метода. Масштабы применения в будущем будут сдерживаться в основном сложностью его технической реализации, а также техническими трудностями обеспечения безопасности и управления охвата пласта процессом.
Эффективность и управляемость метода внутрипластового горения можно существенно повысить, добавляя к нагнетаемой водо–воздушной смеси определенные агенты, катализаторы, добавочное топливо (жидкое или газообразное), изменяя режим и системы нагнетания рабочих агентов (воды и воздуха) в пласт (циклическое воздействие) с целью сокращения удельного расхода воздуха и повышения теплового воздействия на пласт.
При повышенных подовоздушных отношениях метод влажного горения переходит в другие модификации внутрипластового горения с заводнением. Фронт горения может прекратить существова­ние, а закачиваемый кислород воздуха будет поступать в зону насыщенного пара, вступать в экзотермические реакции с нефтью и поддерживать так называемое сверхвлажное горение.
При сверхвлажном горении достигаются существенная интенсификация теплового воздействия на пласт, а также значительное сокращение затрат воздуха на добычу нефти. Для поддержания сверхвлажного горення требуются небольшие затраты топлива (5–10 кг на 1 м3 пласта), что имеет важное значение для пластов, содержащих маловязкую нефть.
Периодическое изменение режимов нагнетания рабочих агентов в пласт, т. е. периодическое изменение водовоздушного отно­шения, дает возможность качественно изменять характер перемещения по пласту фронта горення. При такой технологии процесс вытеснения можно существенно интенсифицировать за счет продуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.
Применение внутрипластового горения в карбонатных коллекторах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытеснения нефтн СО2, образующимся при диссоциации карбонатов, или с существенным использованием этого продукта для извлечения нефти.
Важным направлением совершенствования технологии внутрипластового горения представляется также его сочетание с другими методами увеличения нефтеотдачи пластов. Поэтому в будущем метод внутрипластового горення будет развиваться в этих направлениях.
1.2.           Вытеснение нефти паром
Вытеснение нефти паром – наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоковязких нефтей он обладает явными преимуществами перед другими методами.
1.2.1.     Механизм процесса
В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефтн через специальные паронагнетательные скважины  расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью более 5000 кДж/кг  в 3–3,5 раза выше горячей воды при 230 оС, вносит в пласт значительное коли­чество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов – нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 85).
              1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400—200 СС), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром но пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.
              2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в нензотсрынческих условиях вытесняет легкие фракции и нефть.
              3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.
Зоны пара и горячего конденсата по мере продолжения процесса расширяются, а третья зона с начальной пластовой температурой сокращается. В конечном счете зона горячего конденсата, а затем и зона пара могут достигнуть добывающих скважин. Тогда горячая вода н пар прорываются в скважины и извлекаются с нефтью на поверхность. После этого продолжение процесса нагнетания пара практически нецелесообразно.
При нагреве пласта происходят дистилляции нефти, снижение вязкости к объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых пронииаемостей, смачиваемости пласта и подвижностей нефти и воды и др.
Основную долю эффекта вытеснения нефти (40 – 50 %) обеспечивает снижение вязкости нефти, затем – дистилляция нефти и изменение подвижностей (по 18 – 20 %) и в меньшей мере – расширение нефти и смачиваемость пласта.
1.2.2. Технология и система разработки
Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы, которые пропорциональны температуре этих зон на границе с окружающими породами, температуре на поверхности контакта с ними, продолжительности контакта и др.
При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими породами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплообмена (по отношению к объему пласта) также будет очень большой, вследствие чего при больших расстояниях между скважинами применение пара, как правило, неэффективно. Поэтому для оптимальной технологии и систем вытеснения нефтн паром характерно то, что способствует сокращению потерь теплоты и достижению более полного и равномерного прогрева всего объема залежей.
С этой целью для этого метода выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (15 м и более), вскрывают их в нагнетательных скважинах в средней части, системы размещения скважин принимают площадные с плотностью сетки от 1–2 до 4–8 га/скв, обеспечивает максимально высокий темп нагнетания пара с чередующейся закачкой пара и воды, после достаточного прогрева пластов переходят на их заводнение н др.
Реализуемые проекты. Вытеснение нефти из пластов паром получило широкое применение во всех странах, разрабаты­вающих месторождения с высокой вязкостью нефти. Этот метод увеличения нефтеотдачи пластов имеет определенную область применения, достаточно хорошо изучен и испытан, подготовлен к промышленному применению и, без сомнения, будет широко применяться при наличии соответствующих экономических условий и технических средств.
В отечественной практике опытно-промышлениые работы но закачке пара в пласты начали широко осуществляться с 60–х годов в Краснодарском крае, на Украине и др.
Вытеснение нефти тепловой оторочкой, переметаемой по пласту нагнетанием вслед за паром холодной воды, было реализовано на месторождении Оха (о. Сахалин). Эта технология обладает значительной эффективностью и теперь применяется в промышленном объеме в достаточно широком диапазоне геолого-физнческих свойств для залежей нефти в песчаниках, ранее разрабатываемых на естественных режимах истощения (месторождения Оха, Ярегское, Кенкиякское и др.) (рис. 86). Метод вытеснения нефти паром В карбонатных коллекторах испытан незначительно.
В настоящее время метод испытывается в промышленных условиях на 12 месторождения (16 объектов разработки). Испытываются различные модификации метода: вытеснение нефти паром, циклическое паротепловое воздействие на пласты, сочетание за­качки пара в пласты с паротепловыми обработками призабойных зон добывающих скважин и т.д. За счет метода извлекается более 1 млн. т нефти в год.
С 1982 г. крупный промышленный проект вытеснения нефти паром осуществляется на месторождении Каражанбас. Пар заканчивается в 27 нагнетательных скважин. Объем закачки пара превышает 400 тыс. т/год, а добыча нефти за счет метода – более 150 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении уста­новлена, масштабы применения метода расширяются.
В США широко применяется пар на месторождениях с высокой вязкостью нефти. Метод позволяет извлекать более 6 млн. т нефти в год, а совместно с пароциклическими обработками – более 12 млн. т в год.
В Венесуэле нефть при помощи вытеснения паром добывают на месторождениях с высоковязкой нефтью в районе оз. Маракаибо (Тиа Хуана, Боливар и др.) в объеме более 1 млн. т в год, а совместно с пароциклическими обработками – около 7 млн. т в год.
1.2.3. Эффективность технологическая и экономическая
Технологический эффект зависит от равномерности прогрева пласта и степени использования теплоты для прогрева пласта и жидкостей. Применение пара на месторождениях с глубиной залегания высокопроницаемых пластов не более 500–800 м и вязкостью нефти выше 200 – 1000 мПа-с потенциально может обеспечить конечную нефтеотдачу пластов до 50 – 55 % против возможных 15–18 % при заводнении. Однако при неэффективной технологии процесса или при неподходящих (трещиноватых, с малой нефтенасыщенностью) объектах увеличение конечной нефтеотдачи пластов от применения пара может быть столь несущественным, что не компенсирует даже расхода нефти на произ­водство пара.
При сжигании 1 т нефти в парогенераторах можно получить до 13–15 т пара. На некоторых месторождениях, например Бостон в Средней Азии, до 10 т пара расходовалось для получения 1 т нефти из пласта. Ясно, что такой процесс не может быть эффективным. При благоприятных условиях вытеснения нефтн паром расходуется всего 2,5–3,5 т пара на 1 т дополнительной добычи нефти. Такую удельную эффективность процесса вытеснения нефти паром можно считать вполне удовлетворительной, так как за счет 1 т нефти, сожженной в парогенераторе, можно получить 4–5 т нефти из пласта.
Технологическую эффективность метода можно увеличить закачкой перед паром оторочки углеводородного растворителя, если он не вызывает выпадения асфальтенов в пласте.
Экономическая эффективность вытеснения высоковязкой нефти паром определяется его стоимостью, ценой нефти, удельной эффективностью процесса, расходом пара на 1 т добычи дополнительной нефти. Затраты на добычу 1 т нефти могут составлять от 15–20 до 30–50 руб.
Эффект в добыче нефти от применения пара проявляется очень быстро, через 1–1,5 года после закачки, затем в течение 2–4 лет поддерживается постоянным, после чего резко падает за 2–3 года до экономического предела (рис. 87).
1.2.4. Недостатки, ограничения, проблемы
К недостаткам метода вытеснения нефти паром следует прежде всего отнести необходимость применения высококачественной чист
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.