Циклическое нагнетание пара. Добыча нефти паром


Циклическое нагнетание пара

Механизм процесса. Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добываю­щие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увели­чить приток нефти к скважинам.

Механизм процессов, происходящих в пласте, довольно слож­ный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он, естественно, внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перерас­пределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий кон­денсат вытесняет, замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопрони­цаемые слои, т. е. меняется с ней местами.

Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлече­ния нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от па­роциклического воздействия был бы минимальным и исчерпы­вался бы за первый цикл.

Технология пароциклического воздействия. Технология пароциклического воздействия на пласты состоит в следующем.

В добывающую скважину в течение двух-трех недель (макси­мум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта.

Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энер­гии имеется для ее движения.

После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в те­чение одной-двух недель - периода, необходимого для заверше­ния процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде. Чем меньше пластовой энергии в пласте, тем меньше должен быть период вы­держки, чтобы использовать давление пара для добычи.

Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 8-12 недель. Полный цикл занимает 3- 5 мес. и более.

Вслед за первым осуществляют второй и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки.

Обычно всего бывает пять-восемь циклов за три-четыре года, иногда до 12-15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть дос­таточно плотной (не более 1-2 га/скв).

Эффективность от пароциклического воздей­ствия на пласты выражается:

в очистке, прогреве призабойной зоны пласта, повышении ее проницаемости, снижении вязкости нефти;

в повышении дебита скважин и их продуктивности;

в увеличении охвата дренированием призабойных зон пласта и, за счет этого, конечной нефтеотдачи, которая может достигать 10-12 и даже 25-30 % (Боливар, Венесуэла) против 3-4 % без воздействия паром.

В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10-15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается до 0,5-1 т, составляя в среднем 1,5-2,5 т.

Преимущества этого метода заключаются в том, что эффект от нагнетания пара получается сразу же (практически с начала применения процесса) после прекращения закачки пара в скважину.

К недостаткам метода относится то, что периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны может вызвать нару­шения этой колонны в резьбовых соединениях и цементного камня за колонной.

Ограничения на применение пароциклической стимуляции скважин накладывают прежде всего глубина за­легания пласта (менее 500-800 м), его толщина (не менее 7-8м) и пористость пласта (не менее 25 %), иначе будут большие бес­полезные потери теплоты.

Будущее пароциклического воздействия на призабойные зоны пласта с высокой вязкостью нефти неразрывно свя­зано с применением тепловых методов разработки нефтяных месторождений.

Вытеснение нефти паром или внутрипластовым горением не может быть эффективным без пароциклического стимулирования скважин, без обеспечения нормальных условий притока нефти в добывающих скважинах. В условиях совместного применения тепловых методов разработки месторождений с пароциклическим стимулированием добывающих скважин значительная доля эф­фекта (до 40-50 %) по праву будет принадлежать пароцикличе­ским обработкам скважин.

Такое сочетание вытеснения нефти паром и пароциклической стимуляции добывающих скважин наиболее широко применялось на месторождениях Керн Ривер, Сан Адро, Вайг Вольф с высокой вязкостью нефти (Калифорния, США). Нефтяные пласты этих месторождений залегают на глубине 200-600 м. Толщина пласта составляет 25-70 м, вязкость нефти - более 3000 мПа-с. Геологи­ческие запасы оцениваются в несколько миллиардов тонн. С сере­дины 60-х годов на месторождениях Калифорнии применяются вы­теснение нефти паром и пароциклические обработки более 2500 скважин в год. За счет этих двух методов извлекаемые за­пасы нефти увеличиваются до 35-37 % от геологических.

На месторождениях с малой толщиной пластов, с трещинова­тыми пластами и другими условиями, неблагоприятными для теп­ловых методов разработки, пароциклическая стимуляция добываю­щих скважин будет применяться самостоятельно (без применения других методов воздействия).

studfiles.net

Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти и/или битума. Технический результат - увеличение дебита скважины с одновременным снижением материальных и энергетических затрат. В способе добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающем бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, спускают колонну насосно-компрессорных труб, которые выполняют теплоизолированными. Восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Забой, в свою очередь, устанавливают ниже кровли пласта по вертикали на расстоянии не менее 2 м. После закачки теплоносителя осуществляют выдержку для распределения тепла в пласте, производят отбор нефти насосом до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара повторяют. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к термическим способам добычи нефти или битума из одиночной горизонтальной скважины.

Известен способ разработки и добычи высоковязкой нефти (заявка РФ №2007122922/03 Е21В 43/24, опубл. 27.12.2008), включающий бурение этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, при этом окна зарезки горизонтальных стволов располагаются в нефтенасыщенном пласте на расстоянии 8-10 м друг от друга, а вытеснение вязкой нефти или битума производится с помощью закачки теплоносителя. Горизонтальные стволы бурятся по восходящей траектории и размещаются по направлению к купольной части залежи, забой каждого ствола располагается выше окна зарезки. Закачка теплоносителя ведется через насосно-компрессорные трубы (НКТ) верхнего горизонтального ствола, а отбор жидкости - через НКТ нижнего горизонтального.

Недостатками данного способа являются высокая стоимость бурения этажной горизонтальной скважины с размещением двух горизонтальных стволов в одной вертикальной плоскости, сложность монтажа спускаемого оборудования. Обязательная направленность бурения скважины в сторону купольной части залежи ограничивает выбор разрабатываемого участка.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (пат. РФ №2067168, Е21В 43/24, опубл, 27.09.1996), включающий добычу высоковязкой нефти методом циклической закачки теплоносителя в конечную часть ствола горизонтальной скважины и отбором жидкости из отделенной пакером зоны закачки пара ближайшего участка. Способ реализуется следующим образом: по кольцевым образующим в начале и в конце горизонтальной части участка эксплуатационной колонны скважины производится перфорация, к ближайшему к забою интервалу перфорации спускаются НКТ, снабженные пакерным устройством, разобщающим горизонтальный ствол скважины между этими двумя группами перфорации. Теплоноситель закачивается по НКТ в пласт через удаленную зону перфорации, а жидкость отбирается из ближней от устья зоны перфорации. Транспорт жидкости на поверхность производится по кольцевому межтрубному пространству скважины.

Способ имеет следующие недостатки:

- закачка теплоносителя и подъем жидкости на поверхность производится по не теплоизолированным НКТ, в результате этого в межтрубном пространстве происходит интенсивный теплообмен закачиваемого теплоносителя с добываемой жидкостью и жидкостью, находящейся в межтрубном пространстве, что приводит к большим тепловым потерям и снижению температуры закачиваемого агента;

- в предложенном способе предусматривается только фонтанный способ подъема жидкости на поверхность по межтрубному пространству.

Техническими задачами изобретения являются снижение материальных и энергетических затрат за счет бурения единичной наклонно направленной скважины, а также увеличение дебита скважины, реализуемое механизированным отбором жидкости.

Поставленная задача решается способом добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающим бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти.

Новым является то, что забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м, и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.

На чертеже изображена схема наклонно направленной скважины в разрезе нефтяного пласта.

Способ реализуется следующим образом.

Производится наклонное бурение ствола 1 скважины под эксплуатационную колонну 2 до глубины ниже кровли 3 пласта 4 не менее 2 м. Спускается эксплуатационная колонна 2, производится цементаж затрубного пространства 5. Меньшим диаметром долота производится бурение восходящего участка 6 ствола скважины по наклонно направленной восходящей траектории, при этом максимальный угол кривизны расположен в подошвенной части 7 продуктивного пласта 4, далее проводка восходящего участка 6 ствола 1 скважины ведется с углом подъема не менее 5-8° от подошвы 7 к кровле 3 с установкой забоя 8 скважины на расстоянии не менее 2 м по вертикали ниже кровли продуктивного пласта 4.

Производится спуск фильтра 9 с двумя вскрытыми зонами перфорации 10, 10' в конце и начале восходящего участка скважины 6.

Спускаются теплоизолированные НКТ 11, снабженные термостойким пакером 12, разобщающим восходящий участок скважины с двумя вскрытыми зонами, которые расположены в начале и конце этого участка 6. Выше вскрытой зоны перфорации 10, но ниже забоя 8 (для получения максимального притока разогретой нефти за счет гравитационных сил) спускается электроцентробежный насос 13 на НКТ 14 с термопарным кабелем (на чертеже не указан) для контроля температуры на приеме насоса.

Уклон восходящего участка 6 ствола скважины 1 от кровли 3 к подошве 6 пласта 4 позволяет разогретой нефти под воздействием гравитационных сил стекать к нижней вскрытой зоне 10 ствола скважины 1.

Применение теплоизолированных НКТ 11 снижает тепловые потери закачиваемого пара, а отсутствие нагрева внешней поверхности НКТ 11 дает возможность использовать электроцентробежный насос 13 серийного типа, который находится в допустимых температурных условиях эксплуатации в период закачки пара в пласт 4.

Закачивается расчетное количество теплоносителя в удаленную вскрытую зону 10' по колонне теплоизолированных НКТ 11. Выдерживается определенный промежуток времени для распределения тепла в пласте 4 и производится отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14 до допустимого снижения дебита, после чего цикл закачки пара по колонне теплоизолированных труб 11 повторяется.

Пример конкретного выполнения.

На участке залежи высоковязкой нефти в пласте 4 пробурили скважину с восходящим участком 6. Осуществили ее обустройство. Уточнили коллекторские и тепловые свойства вскрытого пласта 4. На основании изученных и уточненных коллекторских свойств была построена стационарная геологическая модель пласта 4. Участок разработки залежи, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 200×100×15 м. Средняя толщина пласта равна 15 м.

В наклонно направленную скважину 1 обеспечили подачу пара. После прогрева и начала создания паровой камеры подачу пара в скважину 1 прекратили и начали отбор жидкости насосом 13 по НКТ 14.

Для базы сравнения был рассчитан вариант с использованием одиночной горизонтальной скважины с длиной горизонтального ствола 200 м. Результаты расчетов показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 5%, полученный по модели максимальный дебит нефти составил 8 т/сут против 3 т/сут при использовании горизонтальных в вертикальной плоскости скважин.

Таким образом, в отличие от применения технологии закачки пара в горизонтальные скважины, предлагаемый способ за счет применения теплоизолированных НКТ, особого профиля скважины и механизированного способа добычи позволяет снизить материальные и энергетические затраты и получить более высокий темп отбора жидкости со скважины.

Способ добычи высоковязкой нефти из наклонно направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт, включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти, отличающийся тем, что забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка.

www.findpatent.ru

ТЕРМОХИМИЧЕСКОЕ СТИМУЛИРОВАНИЕ НЕФТЕДОБЫЧИ

Гидроразрыв пласта холодной жидкостью и нагрев пласта перегретым паром – преимущественно применяемые сегодня технологии стимулирования добычи углеводородов. Это во многом определяется привлекательностью тепловых методов, связанной со значительным уменьшением вязкости и возможностью увеличения скорости добычи нефти. Но эти ведущие технологии имеют ряд недостатков экономического, ресурсосберегающего и экологического характера и могут быть усовершенствованы путём разогрева пласта теплом химических реакций бинарных смесей (БС).

 

На вопросы корреспондента журнала ТОЧКА ОПОРЫ относительно данной технологии отвечает доктор химических наук, заведующий лабораторией Института биохимической физики им. Н.М.Эмануэля РАН (ИБХФ РАН), научный руководитель проекта: «Технология термохимического стимулирования нефтедобычи» Евгений Николаевич Александров.

 

– Евгений Николаевич, как вы оцениваете современное положение нефтедобывающей отрасли в России и мире в целом?

– В настоящее время в мире складывается критическая ситуация с добычей углеводородов, главным образом потому, что запасы, находящиеся на малых глубинах, уже разведаны, а разработка тех, что залегают на больших глубинах, дорогостоящая и требует специальной техники. Тем не менее, именно глубинные запасы сейчас являются приоритетом, особенно для западных стран. В России это направление ещё мало освоено, причина этому – высокая стоимость техники. Поскольку стоимость разведки и добычи также растёт, то соответственно быстро растут и цены на нефть. Но самый главный недостаток сложившейся ситуации, критическая точка, – то, что прирост разведанных запасов сильно отстаёт от добычи, мы вынимаем нефть быстрее, чем наращиваем её запасы. Поэтому кризиса удастся избежать лишь в течение ближайших 3-4 лет, а через 5-6 лет, неизбежно придётся сокращать добычу.

 

– Что может в столь короткий период переломить ситуацию в лучшую сторону?

– Выход есть, но существует несколько проблем решения этой задачи.

 

Первое – это, конечно же, поиск новых месторождений и неизбежное резкое подорожание нефти через несколько лет, хотя и сейчас она недешёвая. Ситуацию отчасти, а, может, и полностью, удастся разрешить, если мы перейдём к методам интенсификации добычи нефти, таким же контролируемым и надёжным как американский способ гидроразрыва пласта и канадская технология, которая, кстати говоря, не является ресурсосберегающей.

 

По канадской технологии чтобы получить одну тонну битума или нефти, необходимо закачать в пласт 2,5-5 тонн пара, что, естественно, вызывает сильное обводнение. Легко посчитать, что после добычи таким методом всего 18% от продуктивного пласта, основная часть подводимого тепла начнёт уходить на нагрев воды в пласте. Поэтому сейчас главная задача – тестирование и внедрение метода добычи термохимическим способом без обводнения. Добыча с помощью бинарных смесей – решение указанной задачи, позволяющее сократить обводнение в 10 раз. Ранее невозможно было применять эту систему, потому что не было контроля текущей температуры на забое. Сейчас, когда этот контроль налажен, мы можем производить отладку технологии, получать максимальный КПД и двигаться дальше, в перспективе составив конкуренцию канадской технологии.

Второе направление, которое может разрешить наметившуюся кризисную ситуацию, заключается в возможности борьбы с обводнением, что является глобальной проблемой. До сих пор везде и всегда воду обязательно закачивали в пласт, в т. ч. в Арабских Эмиратах, где, казалось бы, проблема добычи нефти не стоит. Дело в том, что по мере добычи нефти пластовое давление, которое способствует извлечению нефти на поверхность, падает, соответственно, уменьшается и скорость добычи. Повышение давления посредством закачки воды (иногда и морской) сильно обводняет пласт. И вот сейчас из-за того, что большинство месторождений сильно обводнены, сложилась парадоксальная ситуация: когда, например, соотношение нефти и воды в пласте 50% на 50% – добывается в основном вода, 80-85%. Она оттесняет нефть от скважины, т. к. имеет большую плотность. Но на таких месторождениях ещё много нефти, которую можно было бы добыть, применив систему выгодной добычи флюида. В США подобные запасы составляют около 40%, в России – это 60-62%.

 

– Каким же образом возможно бороться с сильным обводнением пласта?

– В принципе, если бы удалось превратить пласт в «подземную котельную», когда на глубину закачивается окислитель нефти, и наладить разработку пласта, то можно утверждать, что даже при 90%-ной обводнённости добыча флюида может быть выгодной. Разогрев пласта (и нефти, и воды) достигается путём сжигания части из 10% оставшейся нефти. На самом деле, 90% – граничная концентрация воды в пласте, при которой имеет смысл вести разработку, потому что придётся сжечь половину имеющейся нефти, т.е. 5% флюида, чтобы нагреть всю систему на 100°С. При этом вязкость нефти падает в несколько раз, вязкость воды, о чём редко упоминают, падает в 4-5 раз, а добыча флюида резко возрастает. А если, допустим, в пласте 80% воды и 20% нефти, то достаточно сжечь лишь четверть, т.е. те же 5%, и добыча остального флюида сильно облегчится. Эта стезя совершенно не освоена, пока она является чисто теоретической.

 

– А что мешает активному внедрению методики «подземной котельной»?

– Вся предыдущая история развития метода подземного горения привела к тому, что выжигание нефти в пласте стало пугающим. Например, в России 60 лет назад было объявлено, что метод пластового горения – это новый способ добычи нефти, который резко улучшит показатели добычи. В результате несколько институтов занимались разработками в этой области, выжигали при экспериментах большое количество нефти, но в силу того, что процесс был абсолютно неконтролируемым, наладить отбор нагретой нефти не удавалось. Когда в одну скважину закачивали воздух, раздувая пласт как сырые дрова (вначале можно было даже нагревать нефть паром до 200°С), то образовывался фронт горения, где температура поднималась до 500-800°С. Всё зависело от скорости подачи воздуха, пористости и т.д. Фронт горения двигался достаточно медленно к соседним скважинам, которые были приёмными, а отбор нефти из этих скважин возможен был лишь кратковременный, т.к. он производился только из областей пласта перед фронтом горения – после него фактически нефти для забора не оставалось. Это «выжигание» нефти, когда добывалось не более 1% от количества нефти, которое сгорало, довольно долго пропагандировалось как перспективная технология. Сейчас практически нигде пластовое горение не применяется, но стереотип остался: если используется горение, то это бессмысленная, расточительная трата ресурсов.

 

– Но ведь пластовое горение и окисление нефти с помощью химических реагентов, закачиваемых в пласт, не одно и то же?

– Горение нефти с энергетической точки зрения то же самое, что и окисление, но если мы сможем закачивать в пласт тепло контролируемым образом, удерживая температуру на уровне 200-300°С, не выше, чтобы не возникало горения, то окислитель будет действовать в заданной области его закачки. При этом там будет разжиженная нефть, частичный крекинг, так называемая «облагороженная нефть», и можно наладить добычу, в т.ч. флюида, содержащего до 90% воды. Современные технические возможности это позволяют, сейчас разработана и используется техника, которая позволяет с хорошей точностью контролировать параметры нефтяного пласта, и данная технология получит распространение в течение ближайших 2-3 лет. Ведь при добыче битумов часть извлечённой на поверхность нефти, около 25%, приходится сжигать, чтобы вновь закачать пар в пласт. При закачке в пласт окислителя достаточно будет сжечь не 25%, а 5%. К проверке этой идеи мы сейчас приступаем на Туймазинском месторождении.

 

– Какое значение имеет эксперимент на скважинах?

– Большое значение. Решающее. Но это дорогой эксперимент. Несмотря на то, что для испытаний, как правило, предоставляют скважины с наихудшими показателями, тем не менее за 12 лет работы экспериментальный материал нами набран, и он позволяет судить о перспективности дальнейшего развития и о направлении, в котором необходимо двигаться. В частности, ОАО «ЛУКОЙЛ» предоставил нам для экспериментов 5 скважин. Мы близки к решению многих проблем, но скважина – слишком сложный объект.

 

Поэтому работать с ними необходимо серьёзно и с почтением. Никаких технических препятствий сегодня я не вижу. Современная техника, хоть она и недешевая, предоставляет множество вариантов для строительства и обслуживания скважин. И она окупает себя. Указанные проблемы решаемы, и сейчас, строя свои модели на базе современных технических возможностей, мы стараемся доказать это.

 

– Возможна ли добыча нефти с одновременным принятием мер по сокращению обводнения флюида?

– Да, это применение химического метода добычи с использованием кристаллогидратов, когда вода остаётся в пласте в виде аллюмоцементов. Что это такое? По аналогии с обычным цементом это кристаллогидрат, ион алюминия, который способен удерживать химической связью до 6 молекул воды. Когда алюминий отбирает кислород у окислов железа, где энергия связи в 2 раза меньше, выигрыш получается 100 кКал на моль – очень большое количество энергии, а на второй фазе реакции образуются аллюмоцементы. Этот процесс перспективный, но ещё плохо исследованный, его надо дорабатывать и внедрять на скважинах. Он тоже, очевидно, получит распространение, но не скоро. Всё решается конкретно на скважинах, которые надо научиться разрабатывать новыми методами. Ключевым вопросом здесь является контроль протекания процессов, ведь не бывает котельной, где не отслеживались бы параметры: сколько выделилось тепла, какова текущая температура, каково давление и т.д. А любой разрабатываемый пласт – это «чёрный ящик». При воздействии на него о процессах, проходящих в его толще, можно только строить многочисленные гипотезы. Вроде бы всё сходится, но нет постоянной регулировки, как в котельной. Когда нам удастся перейти к режиму постоянно действующей регулировки, отладки и оптимизации процесса – только тогда всё встанет на свои места. Когда удастся достичь связи между закачкой тепла и добычей нефти, тогда это будет переход к цивилизованным, энерго- и ресурсосберегающим методам.

 

– Какие оценочные расчёты можете привести в подкрепление состоятельности выше описанных методов добычи нефти?

– В качестве примера можем рассмотреть стимулирование добычи тяжёлой нефти плотностью 0,96 т/м3, находящейся в терригенном коллекторе (песчанике) пористостью 20% при начальной температуре 40°С. При повышении температуры до 140°С вязкость уменьшается от 400 до 25 сПуаз. Затраты тепла на такой прогрев одного кубометра терригенного коллектора, содержащего 200 литров нефти, составляют 210 МДж. Второй, третий и каждые последующие нагревы потребуют в два раза меньших затрат на химреагенты по сравнению с первым нагревом. Отношение тепла, введённого в коллектор с нефтью, и тепла, введённого в нефть, заполняющую поры указанного коллектора, видно из равенства:

С/Сн*a = 2,29/2,016*0,2 = 5,67

 

Здесь С и Сн – теплоёмкость коллектора с нефтью и теплоёмкость нефти соответственно, a – пористость коллектора в долях. Т.е. количество тепла в коллекторе значительно превышает количество тепла в нефти. Поэтому при остывании через нагретый коллектор, должна пройти и нагреться изначально холодная нефть, объём которой в 5 раз превышает объём нефти в нагретом коллекторе. При откачке нефти через 1 м3 нагретого коллектора должна пройти и нагреться изначально холодная нефть объёмом, близким к 1 м3. Для нагрева на 100°С одного кубометра породы пласта вместе с нефтью (коллектора) необходимо 210 МДж. Стоимость химикатов для нагрева на 100°С 1 м3 коллектора составляет 50$ (стоимость химикатов для выделения 4,2 МДж энергии при реакции бинарных смесей не превышает 1$).

 

 

Спецкор Майя ЭТРЕКОВА

 

Учреждение Российской академии наук

Институт биохимической физики

им. Н.М.Эмануэля РАН

(ИБХФ РАН)

119334, г. Москва,

ул. Косыгина, д. 4

тел.: +7 (495) 939 7318

факс: +7 (495) 954 9472

e-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

www.to-inform.ru

способ добычи нефти - патент РФ 2490440

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти, содержащей большое количество попутного газа. Способ добычи нефти включает подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание. Сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха. Продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают. Для получения рабочего агента жидкий углекислый газ смешивают с водяным паром, образующимся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа. Повышается технологичность, экологическая и экономическая эффективность разработки нефтяных месторождений за счет использования продуктов сгорания при сжигании попутного газа. 1 ил.

Рисунки к патенту РФ 2490440

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче трудноизвлекаемых залежей нефти с утилизацией попутного газа.

При разработках месторождений высоковязкой нефти и на разрабатываемых истощенных месторождениях наиболее остро стоит проблема увеличения нефтеотдачи пласта. Другой важной проблемой для любого нефтяного месторождения является утилизация попутного нефтяного газа, добываемого с нефтью, который при рассеивании в атмосфере и при сжигании в факелах негативно влияет на экологию региона нефтедобычи.

Существуют различные способы, позволяющие повысить нефтеотдачу пласта. К наиболее часто применяемым методам увеличения нефтеотдачи (МУН) относятся тепловые методы (вытеснение нефти различными теплоносителями, например, водяным паром) и газовые методы (закачка углеводородных газов, углекислого газа, азота или других газов и газожидкостных смесей). На долю этих методов приходится 95% всех третичных МУН.

В статье «Комплекс оборудования для отработки технологии добычи природных битумов методом парогазового воздействия» (авторы Т.М. Магсумов, В.А. Фисейский, И.С. Галиев. Научно-технический журнал «Георесурсы» 3 (39) 2011) приведена схема производства парогаза и его закачки в нефтяной пласт. Согласно схеме на нефтяные пласты осуществляют тепловое парогазовое воздействие. Парогаз получают в парогазогенераторе, в первой зоне которого сжигается горючее с воздухом при стехиометрическом соотношении топлива ( =1), где - коэффициент избытка окислителя (воздуха). Во второй зоне к продуктам сгорания добавляется вода. На выходе парогазогенератора получается парогаз с температурой 250-300°С, который подается в пласт.

К недостаткам такого способа можно отнести то, что получаемый, согласно описанному способу, массовый состав парогаза включает 50% паров воды, 12% углекислого газа (СО 2) и 38% азота (N2). Азот редко применяют для закачки в пласт, так как он инертен и оказывает только упругое механическое воздействие на нефтеносные пласты, создавая газовую подушку, а также играет роль теплоносителя, если перед закачкой газа в скважину его нагревают. Азот, закаченный в пласт по мере разработки месторождения, извлекается вместе с нефтью и попутным газом, отделить от которых «балластный» азот технически сложно. Кроме того, предлагаемый в способе парогазогенератор работает при стехиометрическом соотношении топлива, поэтому температура продуктов сгорания в первой зоне составляет примерно 2000°С (2300 К). В условиях длительной работы установки трудно осуществить эффективное охлаждение теплонапряженной первой зоны парогазогенератора. Также существенным недостатком способа является использование нефтепродуктов в качестве горючего, что при наличии попутного нефтяного газа нецелесообразно.

За прототип предлагаемого способа принят патент РФ № 2038467 «Способ разработки нефтяной залежи». В этом способе закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, отделение от нефти и сжигание попутного газа. Сжигание попутного газа производят в искусственном окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания попутного газа, содержащих углекислый газ и водяной пар. Образовавшиеся продукты сгорания в виде углекислоты или карбонизированной воды закачивают в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента.

К недостаткам описанного способа можно отнести то, что кислород для искусственного окислителя получают путем разделения воздуха на азот и кислород в воздухоразделительной установке. Существующие устройства для разделения газов, основанные на мембранном принципе, имеют высокую стоимость при изготовлении и эксплуатации. В этом способе продукты сгорания попутного газа и искусственного окислителя охлаждаются до температуры 110-130°С в газоводяном теплообменнике, в котором вода принявшая теплоту от продуктов сгорания никак не используется, а просто сбрасывается. Рабочими агентами, подаваемыми в нагнетательную скважину, являются углекислота и карбонизированная вода. Таким образом, осуществляется только физическое воздействие на пласт, то есть снижается вязкость нефти за счет растворения в ней CO2 и осуществляется вытеснение нефти из пласта за счет увеличения объема нефти. Тепловое воздействие на пласт отсутствует.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение технологической, экологической и экономической эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти, в том числе на разрабатываемых истощенных месторождениях нефти, за счет применения комплексного теплового и газового воздействия на нефтеносный пласт с одновременным снижением негативного воздействия на экологию окружающей среды.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание, сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха, продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают. Для получения рабочего агента жидкий углекислый газ смешивают с водяным паром, образующимся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа.

Одним из главных отличительных признаков предложенного способа является то, что в качестве рабочего агента в нагнетательную скважину закачивают смесь водяного пара и жидкого СО2, которая является более эффективным рабочим агентом, вытесняющим нефть. Эффект достигается за счет комплексного теплового и физического воздействия на нефтеносный пласт. Водяной пар, входящий в состав рабочего агента и обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих нефтяной пласт агентов - нефти, воды, газа. На границе прогретой зоны, где температура равна начальной пластовой температуре, происходит вытеснение нефти водой, которая образовалась при конденсации водяного пара.

В состав рабочего агента, получаемого в описываемом способе, также входит CO2, который хорошо растворяется в нефти (в четыре-десять раз лучше, чем в воде), поэтому СО2 может переходить из водного раствора в нефть. При этом вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается. Помимо этого CO2 снижает поверхностное натяжение на границе нефть - порода. Уменьшение вязкости нефти - основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти при растворении в ней СО2. Кроме того, при растворении CO2 в воде в областях нефтяного пласта, где парогазовая смесь начинает конденсироваться, может образовываться угольная кислота Н2СО3, которая растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, а также повышает его проницаемость.

В качестве окислителя используется обычный атмосферный воздух, являющийся дешевым, доступным и удобным окислителем. При этом не требуются дорогостоящие мембранные газоразделительные устройства, используемые в прототипе для получения искусственного окислителя. После охлаждения продуктов сгорания и отделения конденсированной воды и жидкого CO2 , оставшиеся охлажденные газообразные «балластный» азот, кислород и небольшое количество азотных соединений сбрасываются. Сжигание попутного газа производится с избытком воздуха, поэтому температура продуктов сгорания в газогенераторе невысока и составляет примерно 1200°С (1500 К). Такая температура позволяет организовать более эффективное в условиях длительной работы установки охлаждение газогенератора.

Важным отличием предлагаемого способа от прототипа является более эффективное использование тепловой энергии. Это достигается за счет того, что продукты сгорания попутного газа и воздуха охлаждаются в теплообменнике подготовленной водой, при этом на выходе из теплообменника получается водяной пар, используемый далее в качестве теплоносителя, обладающего высокой теплоемкостью, который подается в нефтяной пласт. В прототипе охладитель просто сбрасывается.

На фигуре приведен пример схемы установки для осуществления заявляемого способа. Установка включает в себя газогенератор (горелку) 1, компрессоры 2 (для подачи попутного газа) и 3 (для подачи атмосферного воздуха), теплообменник 4, теплообменник - конденсатор 5, холодильник 6, насос 7, смеситель 8, блок водоподготовки 9, водяной насос 10.

Способ добычи нефти осуществляют следующим образом.

Попутный газ, извлеченный вместе с нефтью через добывающую скважину, отделяется от нефтепродуктов, поступает в компрессор 2, где компримируется и подается в газогенератор 1. Также в газогенератор подается избыточный воздух, отобранный из атмосферы и компримированный в компрессоре 3. В газогенераторе происходит сжигание попутного газа с воздухом при коэффициенте избытка окислителя (атмосферного воздуха) 2. При таком соотношении компонентов топлива температура продуктов сгорания составляет примерно 1200°С (1500 К). Продукты сгорания из газогенератора 1 поступают сначала в теплообменник 4, где охлаждаются до температуры 150-200°С, затем подаются в теплообменник-конденсатор 5, в котором конденсируется и отделяется вода. Как вариант, конденсированную воду, не содержащую примесей, можно собирать в отдельную емкость и в дальнейшем использовать, например, для охлаждения газогенератора. Причем контур охлаждения может замыкаться этой же емкостью, в которой вода для охлаждения газогенератора, смешиваясь с водой в емкости, охлаждается и опять подается на охлаждение газогенератора. Осушенные продукты сгорания подаются в холодильник 6, где CO2 сжижается и с помощью насоса 7 подается в смеситель 8. После отделения жидкого СО 2 оставшиеся охлажденные газообразные «балластный» азот, кислород и небольшое количество азотных соединений отводится из холодильника 6 для сброса. В теплообменник 4 с помощью водяного насоса 9 подается вода, прошедшая блок водоподготовки 10. В блоке водоподготовки вода очищается от примесей, которые могут выпадать на теплообменные поверхности, засорять проходные сечения теплообменника и, тем самым, ухудшать теплообмен. Вода, проходя через теплообменник 4 и принимая теплоту от продуктов сгорания из газогенератора, подается в виде пара в смеситель 8. В смесителе 8 жидкий СО 2 газифицируется и полученный парогаз, состоящий из смеси водяного пара и углекислого газа, подается в скважину.

Совместное тепловое и газовое воздействие парогаза на нефтяной пласт снижает вязкость нефти и увеличивает нефтеотдачу пласта.

Таким образом, предложенный способ позволяет повысить нефтеотдачу залежи посредством более эффективного, совместного теплогазового воздействия парогаза (водяной пар + СО2 ) на нефтеносный пласт. При этом попутный нефтяной газ, который обычно из-за удаленности друг от друга месторождений просто сжигается в факелах, нанося вред окружающей среде, утилизируется, что позволяет снизить негативное воздействие его на окружающую среду и повысить экономическую эффективность разработки, так как тепловая энергия сжигаемого в газогенераторе попутного газа расходуется на увеличение нефтеотдачи залежи.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ добычи нефти, включающий подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание, отличающийся тем, что сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха, продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают, затем смешивают водяной пар, образующийся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа, с жидким углекислым газом для получения рабочего агента.

www.freepatent.ru

Добыча нефти вторичным методом • ru.knowledgr.com

Статья:This о стимулирующем производстве от обычных нефтяных месторождений. Для получения информации о нефтяном песке посмотрите нефтяные пески.

Добыча нефти вторичным методом (сократил EOR) является внедрением различных методов для увеличения количества сырой нефти, которая может быть добыта из нефтяного месторождения. Добычу нефти вторичным методом также называют улучшенным нефтяным восстановлением или третичным восстановлением (в противоположность основному и вторичному восстановлению). Согласно американскому Министерству энергетики, есть три основных метода для EOR: тепловое восстановление, газовая инъекция и химическая инъекция. Иногда восстановление четверки термина используется, чтобы относиться к более продвинутому, спекулятивному, методам EOR. Используя EOR, 30 - 60 процентов, или больше, оригинальной масленки водохранилища быть извлеченным, по сравнению с 20 - 40 процентами, используя основное и вторичное восстановление.

Методы

Есть три основных метода EOR: газовая инъекция, тепловая инъекция и химическая инъекция. Газовая инъекция, которая использует газы, такие как природный газ, азот или углекислый газ (CO), счета почти на 60 процентов производства EOR в Соединенных Штатах. Тепловая инъекция, которая включает введение высокой температуры, счета на 40 процентов производства EOR в Соединенных Штатах, с большей частью из него происходящий в Калифорнии. Химическая инъекция, которая может включить использование долго прикованных цепью молекул, названных полимерами, чтобы увеличить эффективность заводнений, счета приблизительно на один процент производства EOR в Соединенных Штатах. В 2013 техника под названием технология Плазменного Пульса была введена в Соединенные Штаты из России. Эта техника может привести еще к 50 процентам улучшения существующего хорошо производство.

Газовая инъекция

Газовая инъекция или смешивающееся наводнение - в настоящее время обычно используемый подход в добыче нефти вторичным методом. Смешивающееся наводнение - общий термин для процессов инъекции, которые вводят смешивающиеся газы в водохранилище. Смешивающийся процесс смещения поддерживает пластовое давление и улучшает нефтяное смещение, потому что граничная напряженность между нефтью и водой уменьшена. Это относится к удалению интерфейса между двумя взаимодействующими жидкостями. Это допускает полную эффективность смещения.

Используемые газы включают CO, природный газ или азот. Жидкость, обычно используемая для смешивающегося смещения, является углекислым газом, потому что это уменьшает нефтяную вязкость и менее дорого, чем сжиженный газ. Нефтяное смещение инъекцией углекислого газа полагается на поведение фазы смесей того газа и сырья, которые решительно зависят от температуры водохранилища, давления и состава сырой нефти.

Тепловая инъекция

В этом подходе различные методы используются, чтобы нагреть сырую нефть в формировании, чтобы уменьшить его вязкость и/или выпарить часть нефти и таким образом уменьшить отношение подвижности. Увеличенная высокая температура уменьшает поверхностное натяжение и увеличивает проходимость нефти. Горячая нефть может также испариться и затем уплотнить улучшенную нефть формирования. Методы включают циклическую паровую инъекцию, паровое наводнение и сгорание. Эти методы повышают эффективность зачистки и эффективность смещения. Паровая инъекция использовалась коммерчески с 1960-х в Калифорнийских областях. В 2011 солнечные тепловые проекты добычи нефти вторичным методом были начаты в Калифорнии и Омане, этот метод подобен тепловому EOR, но использует солнечную батарею, чтобы произвести пар.

Паровое наводнение

Паровое наводнение (см. эскиз) является одним средством представления высокой температуры к водохранилищу, качая пар в хорошо с образцом, подобным тому из закачивания воды. В конечном счете пар уплотняет к горячей воде, в паре зонируют нефть, испаряется, и в горячей воде зонируют нефть, расширяется. В результате нефть расширяет снижения вязкости и увеличения проходимости. Чтобы гарантировать успеху, процесс должен быть цикличным. Это - основная программа добычи нефти вторичным методом в использовании сегодня.

  • Солнечный EOR - форма пара, затопляющего, который использует солнечные батареи, чтобы сконцентрировать энергию солнца нагреть воду и произвести пар. Солнечный EOR, оказывается, жизнеспособная альтернатива газовому производству пара для нефтедобывающей промышленности.
Наводнение огня

Наводнение огня работает лучше всего, когда нефтяная насыщенность и пористость высоки. Сгорание вырабатывает тепло в пределах самого водохранилища. Непрерывная инъекция воздуха или другой газовой смеси с высоким содержанием кислорода поддержит фронт пламени. Поскольку огонь горит, он перемещается через водохранилище к эксплуатационным скважинам. Высокая температура от огня уменьшает нефтяную вязкость и помогает выпарить пластовую воду, чтобы двигаться. Пар, горячая вода, газ сгорания и банк дистиллированного растворителя весь акт, чтобы вести нефть перед огнем к эксплуатационным скважинам.

Есть три метода сгорания: Сухое передовое, обратное и влажное сгорание. Сухое передовое использование воспламенитель, чтобы поджечь нефть. В то время как огонь прогрессирует, нефть отодвинута от огня к производству хорошо. Наоборот воздушная инъекция и воспламенение происходят от противоположных направлений. Во влажном сгорании вода введена только позади переднего и превратилась в пар горячей скалой, это подавляет огонь и распространяет высокую температуру более равномерно.

Химическая инъекция

Инъекция различных химикатов, обычно как разведенные решения, использовалась, чтобы помочь подвижности и сокращению поверхностного натяжения. Инъекция щелочных или едких решений в водохранилища с нефтью, у которой есть органические кислоты, естественные в нефти, приведет к производству мыла, которое может понизить граничную напряженность достаточно, чтобы увеличить производство. Инъекция разведенного раствора водного разрешимого полимера увеличить вязкость введенной воды может увеличить количество нефти, восстановленной в некоторых формированиях. Разведенные решения сурфактантов, такие как нефтяные сульфонаты или биосурфактанты, такие как rhamnolipids могут быть введены, чтобы понизить граничную напряженность или капиллярное давление, которое препятствует нефтяным капелькам от перемещения до водохранилища. Специальные формулировки нефти, воды и сурфактанта, микроэмульсий, могут быть особенно эффективными при этом. Применение этих методов обычно ограничивается стоимостью химикатов и их адсорбции и потери на скалу нефти, содержащей формирование. Во всех этих методах химикаты введены в несколько скважин, и производство происходит в других соседних скважинах.

Наводнение полимера

Наводнение полимера состоит в смешивании длинных молекул полимера цепи с введенной водой, чтобы увеличить водную вязкость. Этот метод повышает вертикальную и ареальную эффективность зачистки в результате улучшения водного/нефтяного отношения Подвижности.

Сурфактанты могут использоваться вместе с полимерами; Они уменьшают поверхностное натяжение между нефтью и водой. Это уменьшает насыщенность остатка при переработке нефти и повышает микроскопическую эффективность процесса.

У

основных сурфактантов обычно есть co-сурфактанты, ракеты-носители деятельности и co-растворители, добавленные к ним, чтобы улучшить стабильность формулировки.

Едкое наводнение - добавление гидроокиси натрия к закачиваемой воде. Это делает это, понижая поверхностное натяжение, полностью изменяя скалу wettability, эмульгирование нефти, мобилизацию нефти и помогает в вытягивании нефти из скалы.

Микробная инъекция

Микробная инъекция - часть микробной добычи нефти вторичным методом и редко используется из-за ее более высокой стоимости и потому что события широко не приняты. Эти микробы функционируют или частично переваривая длинные молекулы углеводорода, производя биосурфактанты, или испуская углекислый газ (который тогда функционирует, как описано в Газовой инъекции выше).

Три подхода использовались, чтобы достигнуть микробной инъекции. В первом подходе бактериальные культуры, смешанные с источником пищи (углевод, такие как патока обычно используется), введены в нефтяное месторождение. Во втором подходе, используемом с 1985, питательные вещества введены в землю, чтобы лелеять существующие микробные тела; эти питательные вещества заставляют бактерии увеличивать производство естественных сурфактантов, которые они обычно используют, чтобы усвоить метрополитен сырой нефти. После того, как введенные питательные вещества потребляются, микробы входят в способ почти закрытия, их внешность становится мягкой контактной линзой, и они мигрируют в область границы раздела воды и масла, где они заставляют нефтяные капельки формироваться из большей нефтяной массы, делая капельки более вероятно, чтобы мигрировать к источнику. Этот подход использовался в месторождениях нефти около этих Четырех Углов и в Нефтяном месторождении Беверли-Хиллз в Беверли-Хиллз, Калифорния.

Третий подход используется, чтобы решить проблему компонентов твердого парафина сырой нефти, которые имеют тенденцию ускорять, когда сырье течет на поверхность, так как поверхность Земли значительно более прохладна, чем нефтяные залежи (температурное снижение 9-10-14 °C за тысячу футов глубины обычно).

Жидкие супержидкости углекислого газа

Углекислый газ особенно эффективный при водохранилищах глубже, чем 2 000 футов., где будет в сверхкритическом государстве. В приложениях высокого давления с более легкими маслами CO смешивающийся с нефтью с проистекающей опухолью нефти и сокращением вязкости, и возможно также с сокращением поверхностного натяжения с пористой породой. В случае низких водохранилищ давления или необработанной нефти, CO сформирует несмешивающуюся жидкость или только частично смешается с нефтью. Некоторая нефтяная опухоль может появиться, и нефтяная вязкость может все еще быть значительно уменьшена.

В этих заявлениях, между половиной и двумя третями введенных

CO возвращается с произведенной нефтью и обычно повторно вводится в водохранилище, чтобы минимизировать эксплуатационные расходы. Остаток пойман в ловушку в нефтехранилище различными средствами. Углекислый газ как растворитель обладает преимуществом того, чтобы быть более экономичным, чем другие столь же смешивающиеся жидкости, такие как пропан и бутан.

Плазменный пульс

Технология плазменного пульса - новейшая техника, используемая в США с 2013. Технология произошла в Российской Федерации в санкт-петербургском государственном университете Горной промышленности с финансированием и помощью со стороны Сколково. Группа разработчиков в России и команды развертывания через Россию, Европу и теперь США испытали эту технологию в вертикальных скважинах почти с 90% скважин, показав положительные эффекты. Технология действия плазменного пульса абсолютно чистая, безопасная, это не вредит цементной колонке и подземному оборудованию. Эта технология нефтяной скважины защищена многократными международными патентами.

EOR Нефтяной скважины Плазменного Пульса использует низкую энергетическую эмиссию, чтобы создать то же самое влияние, кроме которого могут оказать много других технологий без отрицательного экологического воздействия. В почти каждом случае объем воды, потянувшей с нефтью, фактически уменьшен от pre-EOR лечения вместо увеличенного. Нынешние клиенты и пользователи новой технологии включают ConocoPhillips, ONGC, Газпром, Роснефть и ЛУКойл,

Это базируется в той же самой технологии, как русский Пульсировал Плазменный Охотник, который использовался на двух космических кораблях, и они в настоящее время продвигают технологию для использования в горизонтальных скважинах.

Экономические затраты и преимущества

Добавление нефтяных методов восстановления добавляет к стоимости нефти — в случае CO, как правило, между 0.5-8.0 долларами США за тонну CO. Увеличенная добыча нефти, с другой стороны, экономический эффект с доходом в зависимости от преобладающих цен на нефть. Береговой EOR заплатил в диапазоне чистых 10-16 долларов США за тонну CO, введенного для цен на нефть 15-20 долларов США / баррель. Преобладающие цены зависят от многих факторов, но могут определить экономическую пригодность любой процедуры с большим количеством процедур и более дорогих процедур, являющихся экономически жизнеспособным по более высоким ценам. Пример: С ценами на нефть в пределах 90 долларов США / баррель, экономический эффект составляет приблизительно 70 долларов США за тонну CO. Американское Министерство энергетики оценивает, что 20 миллиардов тонн захваченного CO могли произвести 67 миллиардов баррелей промышленных запасов нефти.

Считается, что использование захваченного, антропогенного углекислого газа, полученного из эксплуатации угольных запасов лигнита, чтобы стимулировать выработку электроэнергии и поддержать ЭОР от существующих и будущих нефтяных и газовых скважин, предлагает многогранное решение американской энергии, экологических, и экономических проблем. Нет сомнения, что ресурсы угля и нефтяные ресурсы конечны. США находятся в сильном положении, чтобы усилить такие традиционные источники энергии, чтобы удовлетворить будущие нужды власти, в то время как другие источники исследуются и развиваются. Для угольной промышленности КО ЭОР создает рынок для угольных побочных продуктов газификации и уменьшает затраты, связанные с секвестрацией углерода и хранением.

КО ЭОР Проджектс

Граничная дамба, Канада

Граничный проект Дамбы SaskPower модифицировал свою угольную электростанцию в 2014 с Улавливанием и секвестрацией углерода (CCS) технология. Завод захватит 1 миллион тонн CO2 ежегодно, который он продаст энергии Cenovus для добычи нефти вторичным методом в ее Нефтяном месторождении Уэйберна. Проект, как ожидают, введет чистый CO на 18 миллионов тонн и возвратит дополнительную из нефти, расширяя жизнь нефтяного месторождения на 25 лет. Есть спроектированные 26 + миллион тонн (чистые из производства) быть сохраненными в Уэйберне, плюс еще 8,5 миллионов тонн (чистый из производства) сохраненный в Проекте Углекислого газа Уэйберна-Midale, приводящем к чистому сокращению атмосферного CO хранением CO в месторождении нефти. Это - эквивалент того, чтобы брать почти 7 миллионов машин от дороги в течение года. Так как инъекция CO началась в конце 2000, проект EOR выступил в основном, как предсказано. В настоящее время приблизительно 1 600 м (10 063 барреля) в день возрастающей нефти производятся из области.

Проект Kemper, Соединенные Штаты

Власть Миссисипи энергетическое средство округа Кемпер или Проект Kemper, является первым в своем роде заводом в США и, как ожидают, будет онлайн в 2015. Филиал Southern Company работал с американским Министерством энергетики и другими партнерами, чтобы развить уборщика, менее дорогие, более надежные методы для производства электричества с углем, которые также поддерживают производство EOR. Для Проекта Kemper, вместо горящего угля непосредственно, чтобы сделать электричество, технология газификации ломает уголь в химические компоненты, удаляет примеси, прежде чем это будет запущено, избежит определенной эмиссии и возьмет газы, которые следуют из этого химического расстройства, чтобы питать интегрированную электростанцию газификации с комбинированным циклом. Этот завод, наряду с другими как он, более эффективный и поэтому более чистый, чем традиционные электростанции, работающие на угле. Кроме того, уникальное местоположение Проекта Kemper и его близость к запасам нефти, делают его идеальным кандидатом на добычу нефти вторичным методом.

КО ЭОР в Соединенных Штатах

Соединенные Штаты использовали КО ЭОР в течение нескольких десятилетий. Больше 30 лет нефтяные месторождения в пермском Бассейне осуществили ЭОР, использующую естественно поставленный из Нью-Мексико и Колорадо. Министерство энергетики (DOE) оценило, что использование в полной мере 'следующего поколения' CO-EOR в Соединенных Штатах могло произвести дополнительный из ресурсов извлекаемой нефти. Развитие этого потенциала зависело бы от доступности коммерческого CO в больших объемах, которые могли быть сделаны возможными широким использованием улавливания и хранения углерода. Для сравнения, полные неразработанные американские ресурсы собственной нефти все еще в измельченном общем количестве больше, чем, большая часть из него остающийся невосстанавливаемым. САМКА оценивает, что, если бы потенциал ЭОР должен был быть полностью реализован, государственные и местные казначейства получили бы $280 миллиардов в доходах от будущих лицензионных платежей, налогов на добычу полезных ископаемых и подоходных налогов штата на нефтедобыче, кроме другой экономической выгоды.

Главный барьер для пользования дальнейшим премуществом КО ЭОР в Соединенных Штатах был недостаточной поставкой доступного CO. В настоящее время есть промежуток стоимости между тем, чем месторождением нефти управляют, мог позволить себе заплатить за CO под нормальным состоянием рынка и стоимостью для захвата и транспортировать CO из электростанций и промышленных источников, таким образом, большая часть CO прибывает из естественных источников. Однако использование CO из электростанций или промышленных источников могло уменьшить углеродный след (если CO сохранен метрополитен). Для некоторых промышленных источников, таких как обработка природного газа или производство удобрения и этанола, промежуток стоимости небольшой (потенциально CO за $10-20/тонн). Для других искусственных источников CO, включая производство электроэнергии и множество производственных процессов, затраты захвата больше, и промежуток стоимости становится намного больше (потенциально CO за $30-50/тонн).

Воздействия на окружающую среду

Скважины добычи нефти вторичным методом, как правило, качают большие количества морской воды на поверхность. Морская вода может содержать токсичные тяжелые металлы и радиоактивные вещества, а также быть очень соленым. Это может быть очень разрушительно для источников питьевой воды и окружающей среды обычно если не должным образом управляемый. Вводя морскую воду глубокий метрополитен, скважины Класса II предотвращают поверхностное загрязнение почвы и воды.

В Соединенных Штатах деятельность нагнетательной скважины отрегулирована Управлением по охране окружающей среды (EPA) Соединенных Штатов и региональными правительствами согласно Безопасному закону о Питьевой воде. EPA выпустило инструкции Underground Injection Control (UIC), чтобы защитить источники питьевой воды. Скважины добычи нефти вторичным методом отрегулированы как скважины Класса II EPA. Инструкции требуют хорошо, чтобы операторы повторно ввели морскую воду, используемую для восстановления глубокий метрополитен в Распоряжении Класса II Уэллс.

См. также

  • Улавливание и хранение углерода
  • Газовое повторное закачивание
  • Нагнетательная скважина
  • Пар помог дренажу силы тяжести
  • Паровая инъекция (нефтедобывающая промышленность)
  • Закачивание воды (нефтедобыча)

.

Внешние ссылки

ru.knowledgr.com

Вытеснение нефти паром

Количество просмотров публикации Вытеснение нефти паром - 76

Рис. 2. Изменение во времени технологических показателœей разработки опытного участка месторождения Балаханы-Сабунчи-Романы (площадь Хоросаны, гори­зонт ПК) при влажном внутрипластовом горении.

Qвоз. - закачка воздуха; QH - добыча нефти; QB - содержание воды в продукции; Q3B — закачка воды; nн – число нагнетательных скважин

К началу опытных работ участок эксплуатировался 16 добы­вающими скважинами, расположенными тремя рядами вокруг нагнетательной скважины на расстоянии соответственно 60, 130 и 180 м с дебитами 0,3-1,4 т/сут.

Промысловые испытания были начаты в апрелœе 1973 ᴦ. и осу­ществлялись в два этапа. На первом в пласте был создан фронт горения, который в течение 1973 ᴦ. поддерживался нагнетанием в пласт только воздуха, т. е. осуществлялся процесс сухого горе­ния. В конце декабря 1973 ᴦ. была начата пробная, а с марта 1974 ᴦ.- регулярная закачка воды вместе с воздухом.

Пластовое давление в районе первого ряда добывающих сква­жин увеличилось от 0,58 до 2-2,5 МПа, что позволило перевести реагирующие скважины на фонтанирование.

Добыча нефти из добывающих скважин опытного участка воз­росла от 13,4 до 20 т/сут (рис. 2).

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 горения текущее водовоздушное отношение изменялось от 0,0005 до 0,025 м3/м3. Накопленное во-довоздушное 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 горения охвачено 32,2 % от общей эф­фективной толщины пласта. Охват пласта тепловым воздействием за счёт 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 счёт теплового воздействия в значительной мере умень­шается негативное влияние слоистой неоднородности пласта на его нефтеотдачу.

В 1978 ᴦ. было завершено создание основного элемента рядной системы - линœейного теплового фронта. Объем нагнетания воздуха в эти скважины составлял около 10 тыс. м3/сут, а воды- 10 м3/сут.

С 1981 ᴦ. осуществляется крупный промышленный опыт внутри-пластового 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 счёт метода - 100 тыс. т/год. Эффективность процесса на месторождении установлена по техно­логическим показателям.

Недостатки, ограничения, проблемы. Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов возникает крайне важно сть 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 мало­проницаемых 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 водовоздушной смеси определœенные 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 водовоздушных 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 горения требуются небольшие затраты топлива (5-10 кг на 1м3 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 горения. При такой технологии процесс вытеснения можно существенно интенсифицировать за счёт про­дуктов дистилляции нефти и ее низкотемпературного окисления.

Применение внутрипластового горения в карбонатных коллек­торах сопряжено с трансформацией этого метода в метод вытес­нения нефти 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. По этой причине в будущем метод внутрипластового горения будет развиваться в этих напра­влениях.

Вытеснение нефти паром - наиболее распространенный метод увеличения нефтеотдачи пластов, так как при вытеснении высоко­вязких нефтей он обладает явными преимуществами перед дру­гими методами.

Механизм процесса. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вяз­костью нефти 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 °С, вносит в пласт значительное коли­чество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всœех насыщающих пласт агентов — нефти, воды, газа. В пласте образуются три следующие зоны, различающиеся по температуре, насыщению и характеру вытеснения (рис. 3).

referatwork.ru