загрузка...
загрузка...
На головну

Витіснення нафти паром.

  1. Витіснення нафти закачуванням вуглеводневих і зріджених газів.
  2. В'язкість нафти і способи її вимірювання.
  3. ДЕВ'ЯТНАДЦЯТИЙ Лекція Опір і витіснення
  4. Диверсифікація є проникнення монополій певної галузі в інші галузі виробництва і витіснення з них конкурентів.
  5. Видобуток нафти (включаючи газовий конденсат) в Росії і Тюменської області, млн т
  6. І використання нафти і нафтопродуктів

На підставі лабораторних і промислових досліджень встановлено, що найбільш ефективним робочим агентом, використовуваним для збільшення нафтовіддачі, є насичений водяний пар високого тиску (8-15 МПа) з наступними відмітними властивостями.

1. Висока ентальпія завдяки прихованій теплоті паротворення. При ступеня сухості пара 0,8 (80% пара і 20% води) в пласт можна ввести значно більше тепла (в розрахунку на одиницю маси закачується об'єкта), ніж під час нагнітання гарячої води (в 3-3,5 рази).

2. Обсяг пара може бути в 25-40 разів більше, ніж обсяг води.

3. Пар в змозі витіснити майже до 90% нафти з пористої середовища.

У процесі витіснення нафти паром пар нагнітають з поверхні в пласти з низькою температурою і високої в'язкості нафти через спеціальні паронагнетательного свердловини, розташовані всередині контуру нафтоносності. У пласті утворюються три наступні зони, що розрізняються по температурі, насиченню і характеру витіснення.

1. Зона пара навколо нагнітальної свердловини з температурою, що змінюється від температури початку конденсації (400-200 ° С), в якій відбуваються екстракція з нафти легких фракцій (дистиляція нафти) і перенесення (витіснення) їх по пласту, т. Е. Спільна фільтрація пара і легких фракцій нафти.

2. Зона гарячого конденсату, в якій температура змінює-ся від температури початку конденсації (200 ° С) до пластової, а гарячий конденсат (вода) в неізотермічних умовах витісняє легкі фракції нафти.

Мал. 7.7. Розподіл температури Т і насиченості S по довжині однорідного зразка L при витісненні нафти паром.

Зона: I - дистиляція нафти; II - конденсація легких фракцій нафти і пара; III - конвективного прогріву пласта і об'ємного розширення нафти

3. Зона з початкової пластової температурою, що не охоплена тепловим впливом, в якій відбувається витіснення нафти пластової водою.

Зони пара і гарячого конденсату в міру продовження процесу розширюються, а третя зона з початкової пластової температурою скорочується. В кінцевому рахунку, зона гарячого конденсату, а потім і зона пара можуть досягти видобувних свердловин. Тоді гаряча вода і пар прориваються в свердловини і витягуються з нафтою на поверхню. Після цього продовження процесу нагнітання пара з практичної точки зору.

Збільшення нафтовіддачі пласта в процесі нагнітання в нього пара досягається за рахунок зниження в'язкості нафти під впливом температури, що сприяє поліпшенню охоплення пласта процесом, а також за рахунок розширення нафти, перегонки її з парою і екстрагування розчинником, що підвищує коефіцієнт витіснення. Основну частку ефекту витіснення нафти (40-50%) забезпечує зниження в'язкості нафти, потім дистиляція нафти і зміна подвижностей (18-20%) і в меншій мірі -розширення і смачиваемость пласта.

Просування по пласту зон пара і гарячого конденсату супроводжується втратами, відходом теплоти з нафтового пласта в навколишні породи, які пропорційні температурі цих зон на кордоні з оточуючими породами, температурі на поверхні контакту з ними, тривалості контакту і ін.

При малій товщині нафтового пласта на кордоні з оточуючими породами завжди буде висока температура, відносна поверхню теплообміну (по відношенню до обсягу пласта) також буде дуже великий, внаслідок чого при великих відстанях між свердловинами застосування пара, як правило, неефективно. Тому для оптимальної технології і систем витіснення нафти паром характерно те, що сприяє скороченню втрат теплоти і досягненню більш повного і рівномірного прогріву всього обсягу покладів.

З цією метою для цього методу вибирають нафтові пласти з Чималий товщиною (15 м і більше), розкривають їх в нагнітальних свердловинах в середній частині, системи розміщення свердловин приймають майданні з щільністю сітки від 1 - 2 до 4 - 8 га / вкв, забезпечує максимально високий темп нагнітання пара с чергується закачуванням пара і води, після достатнього прогріву пластів переходять на їх заводнення і ін.

До недоліків методу витіснення нафти паром слід перш за все віднести необхідність застосування високоякісної чистої води для парогенераторів, щоб отримати пар з насиченістю 80% і теплоємністю 5000 кДж / кг. У воді, яка живить парогенератор, повинно міститися менше 0,005 мг / л твердих суспендованих частинок і повністю мають бути відсутні органічні речовини (нафта, солі), розчинений газ (особливо кисень), а також катіони магнію і кальцію (нульова жорсткість).

Обробка води хімічними реагентами, пом'якшення, видалення газів, знесолення вимагають великих витрат, іноді досягають 30-35% від загальних витрат на виробництво пара.

Витіснення нафти паром з піщаних пластів після прогріву і підходу фронту пара до видобувних свердловин супроводжується виносом піску, а з глинистих пластів - зниженням їх проникності, що створює додаткові труднощі.

Ставлення подвижностей пара і нафти гірше, ніж ставлення подвижностей води і нафти, тому охоплення пласта витісненням паром нижче, ніж при заводнении, особливо в разі вязкостей нафти більш 800-1000 мПа-с. Підвищення охоплення пластів процесом витіснення нафти паром - одна з основних проблем, що потребують вирішення. Інша, найбільш складна проблема при застосуванні пара - скорочення втрат теплоти через обсадні колони нагнітальних свердловин, які в звичайних умовах досягають 3 - 4% на кожні 100 м глибини свердловини.

При великих глибинах свердловин (1000 м і більше) втрати теплоти в нагнітальних свердловинах можуть досягати 35 - 45% і більше від поданої на гирлі свердловини, що сильно знижує економічну ефективність процесу. Термоізоляція паронагнетательного труб особливо в глибоких свердловинах знижує ці втрати, але при цьому зустрічаються технічні труднощі. Цементація колони повинна здійснюватися до самого гирла свердловини. Цемент повинен бути ширшим зі спеціальними добавками (до 30 - 60% кремнезему), термостійким.

Основне обмеження на застосування методу - глибина не більше 800-1000 м. З підвищенням темпу нагнітання пара втрати теплоти різко знижуються.

Взаємодія пара з карбонатними породами викликає їх дисоціацію (розкладання), що супроводжується утворенням вуглекислого газу, кальцію, магнію та ін. Хоча наявність вуглекислого газу в пласті може покращувати процес витіснення нафти паром, не виключена можливість засмічення пористого середовища утворилися твердими речовинами, т. Е. зниження продуктивності пластів.



Попередня   77   78   79   80   81   82   83   84   85   86   87   88   89   90   91   92   Наступна

Загальні поняття про методи впливу на нафтові і газові пласти, їх призначення. | Умови ефективного застосування підтримки пластового тиску. | Критерій застосовності заводнення | Вибір і розташування нагнітальних свердловин. | Визначення кількості води, необхідної для здійснення заводнення, тиску нагнітання, приемистости і числа нагнітальних свердловин. | Джерела водопостачання. | Вимоги, що пред'являються до нагнітається в пласт воді. | Призначення і класифікація методів збільшення нафтовіддачі пластів. | Циклічне заводнення. | Метод зміни напрямку фільтраційних потоків. |

загрузка...
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати