Мои Конспекты
Главная | Обратная связь


Автомобили
Астрономия
Биология
География
Дом и сад
Другие языки
Другое
Информатика
История
Культура
Литература
Логика
Математика
Медицина
Металлургия
Механика
Образование
Охрана труда
Педагогика
Политика
Право
Психология
Религия
Риторика
Социология
Спорт
Строительство
Технология
Туризм
Физика
Философия
Финансы
Химия
Черчение
Экология
Экономика
Электроника

Парогаз при паротепловой обработке скважин



Пар выполняет две функции в вытеснении нефти: передает тепло и вытесняет нефть. Оптимизация обеих функций редко совместима. В большинстве операций но вытеснению нефти паром в пласт нагнетают избыток тепла для того, чтобы вытеснить нагретую нефть. Эксперимен­ты на моделях продемонстрировали возмож­ность замены некоторой части пара инертным газом, чтобы поддержать процесс вытеснения нефти без уменьшения количества добываемой нефти, которая может быть нагрета и приведе­на в состояние подвижности. Однако для заме­ны 15 м3 пара потребуется закачать примерно 15 тыс. м3 инертного газа. Если вместе с паром закачивать газы, растворимые в нефти, то мож­но достичь дополнительного снижения вязкос­ти нефти [10, 15].

Лабораторные исследования показали, что оптимальные условия эффективного примене­ния пара и потенциально эффективного исполь­зования растворимых газов диаметрально про­тивоположны [45]. Растворимость газов в не­фти увеличивается с повышением давления и снижением температуры. Пар в основном эф­фективно используется при низком давлении и высокой температуре.

Закачка неконденсируемого газа вместе с паром позволяет в определенной степени пре­дотвратить сжимание зоны пара в период паро-проиитки коллектора. При таком способе в мо­мент пуска скважины в эксплуатацию по окон­чании пропитки в пласте существует так назы­ваемый псевдогазонапорныи режим, который совместно с гравитационным режимом пласта обеспечивает более эффективную добычу пла­стовой жидкости. Растворяясь в нефти, углекис­лый газ также способствует снижению ее вяз­кости.

По данным лабораторных исследований ли­нейных моделей установлено [108]:

— нагнетание дымовых газов или С02 со­вместно с паром оказывает положительное вли­яние на коэффициент вытеснения нефти. По­вышается темп отбора жидкости из пласта, по­нижается паронефтяной и водонефтяной фак­торы. Наличие неконденсирующихся газов (N2) способствует развитию газонапорного режима, который является одним из основных факто­ров повышения эффективности парогазового процесса;

— закачка вместе с паром растворяемого в углеводородах газа (СО, С02) позволяет увели­чить отбор нефти и повысить эксплуатацион­ную характеристику в результате расширения нефти, уменьшения вязкосги ее и проявления режима растворенного газа.

В настоящее время считается, что С02 является самой эффективной добавкой к пару. При прочих равных условиях добавка к пару азота и топочного газа более эффективна, чем закач­ка одного пара; добавка же С02 еще более улуч­шает эффективность процесса.

Использование парогазогенераторных уста­новок позволяет не только улучшить техноло­гические показатели, но и существенно повли­ять на эффективность процесса в целом, осо­бенно при использовании его в забойном вари­анте, а именно:

— ликвидирует тепловые потери по стволу скважины, которые имеют место при транспор­тировке теплоносителя с поверхности на забой скважины;

— увеличивает тепловой КПД парогазогенератора до 95—98%, тогда как у наземных па­рогенераторов он составляет 80—90%;

— не требует термостойкого устьевого обо­рудования и теплоизолированных труб;

— позволяет использовать их в сложных геолого-физических условиях в районах с час­тичной или вечной мерзлотой;

— способствует охране окружающей сре­ды, так как продукты сгорания поступают не­посредственно в пласт.

Процесс вытеснения нефти парогазовой смесью рассматривается как низкотемператур­ная, неравновесная фильтрация многофазной многокомпонентной системы, сопровождающа­яся фазовыми переходами. При построении модели вытеснения нефти парогазом должны учитываться следующие процессы:

— взаимная растворимость воды и нефти;

— термическое расширение жидкости и газа;

— зависимость фильтрационных параметров фаз от температуры и количества растворенно­го газа;

— конвективная диффузия компонентов растворенного газа;

— конвективная диффузия компонентов в фазах;

— теплопроводность.

Построение математической модели осуще­ствляется на основе общих положений механи­ки гетерогенных сред.

К недостаткам парогаза можно отнести по­вышенное содержание в нем сажи и солей, ко­торые могут кальмотировать поровый объем пласта и отрицательно влиять на механизм воз­действия и извлечение нефти. Однако для не­которых геологических условий (трещиноватый пласт, наличие высокопроницаемых пропластков и др.) парогаз оказывает положительное влияние по увеличению коэффициента охвата и нефтеотдачи путем выравнивания фронта вытеснения.

Промысловые испытания парогазового воздей­ствия на высоковязкую нефть подтвердили ре­зультаты теоретических и лабораторных иссле­дований как у нас в стране, так и за рубежом.

На Южно-Зыбзинской площади месторож­дения Зыбза-Глубокий Яр (Краснодарский край) впервые была осуществлена парогазоциклическая обработка скв. 27 (при устьевом варианте расположения парогазогенератора). За три ме­сяца эксплуатации скважины после первого цикла было добыто 305 т нефти, тогда как за три предшествующих года — лишь 102 т. При этом следует отметить, что нефть в ионти-ческих отложениях данной залежи тяжелая — 970 кг/м3, высоковязкая — 4000 мПа*с при пластовой температуре 190 С, высокосмолис­тая — 16,6% (селикагелевых смол), и характе­ризуется высокой адгезией.

Отличительной особенностью опытных ра­бот по обработке скважин парогазом на место­рождении Колд-Лейк (Канада) являлось нагне­тание небольших объемов пара за один цикл. Цикл нагнетания пара длился примерно две недели. При этом в пласт закачивали около 1,2 тыс. т. пара. Цикл добычи продолжался три месяца. В процессе проведения опытных работ менялась концентрация СО, и скорость нагне­тания пара. Было установлено, что наиболее приемлемая концентрация С02 равна 15%, а темпы нагнетания пара — 80—95 т/сут. на одну скважину.




Поиск по сайту:







©2015-2020 mykonspekts.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.