Open Library - открытая библиотека учебной информации. Вытеснение нефти горячей водой


Вытеснение нефти горячей водой и паром.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Горячую воду и пар получают парагенератором, закачивают в пласт через нагн.скв. специалбной конструкции со спец. оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур.

Недостатки:

Большие потери тепла в поверхностных коммуникациях , в стволе скв.

В пласте потеря происходит через кровлю и подошву, поэтому пласты должны быть толщиной более 6 м, размещение скв. площадное, расстояние м/у нагн. И доб.скв. 100-200м,интервал перфорации выбирают в средней части пласта.

При движение в сторону доб.скв. пар меняет фазовое состояние- переходит в воду, поэтому при проектирование и осуществление закачки в пласт гор.воды и пара необходимо знать в каком термодинамическом состояние находится вода:

- В виде пара

- В жидком состояние

- Смесь воды и пара

Р-Т диаграмма

 

 

А- одновременно в жидком и парообразном состояние.

Метод тепловых оторочек.

По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя через определенное время нагнетают воду при Тпл, в пласте создается тепловая оторочка, которая перемещается от нагн.скв. к доб. под действием закачки в пласт холодной воды.

Существуют методики выбора оптимальных размеров тепловых оторочек при различных геологофизических параметрах пласта, темпа нагнетания и технологических показателей.

Метод тепловых оторочек менее эффективен чем закачка горячей воды и пара, но на подготовку их тратится меньше энергии в тепловой оторочке.

Пароциклическая обработка доб. скважин.(ПО)

При ПО доб.скв. в течение 15-20 суток закачивается пар в объеме 100-300т на 1м толщины пласта, 2 полуцикл – скважину останавливают на 10-15 суток для перераспределения теплоты вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков, 3 полуцикл – скв. эксплуатируют до достижения рентабельного дебита(2-3 месяца)

Таким образом полный цикл длится 3-5 месяцев

Обычно проводят 5-8 циклов за 3-4 года.

Количество пара больше- количество нефти меньше (до рентабельного уровня)

Осложнения – при закачки теплоносителя наблюдается вынос песка, нагревание обсадной колонны и др.

Для избегания аварий скважину останавливают либо ограничивают приток.

ВПП

При применение методов впп происходит не выравнивание, а изменение профиля приемистости.

В нагн.скв. закачиваются различные композиции со своими физико-химическими свойствами, которые изолируют высокопроницаемые пропластки, тем самым вовлекая в разработку низко проницаемые пропластки, т.е. увеличивают коэффициент охвата пласта заводнением.

В зависимости от геологического строения и выбранной системы размещения скв. интенсивность обработок должна составлять 1,5-2 на одну нагнетательную скв. в год.

Методика подбора участков и скв. для применения впп.

Должны быть выработаны запасы и высокая обводненность продукции.

1) Наличие резкой геологической фильтрационной неоднородности пласта.

2) Рассматривается соответствие степени выработки запасов нефти, обводненности продукции. Чем меньше это соответствие тем более нужно впп.

3) Соотношение степени прокачки в % от порового объема пласта и отбора от НИЗ(начальные извлекаемые запасы)

Чем больше это соответствие тем меньше КПД у ППД.

4) В коллекторах, свойства которых характеризуются двойной средой в 1-ю очередь обрабатываются участки с техногенной трещиноватостью.

5) В условия однородного геологического строения залежей сопоставляются проницаемости определенные по КВД и КПД, различие в сторону большей проницаемости вокруг нагн.скв. свидетельствует о том как дышит пласт, т.е. как зависят свойства коллектора от деформационных процессов, возникающих в пласте в результате изменения Рпл. Чем больше эта разница , тем сильнее подвержены пласты расслоению и промывке со стороны нагн.скв.

Это приводит к образованию отдельных ручейковых полей фильтрации.

 

 

 



stydopedya.ru

Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром

Изобретательство Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром

просмотров - 283

Лекция №13. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.

Тема 5. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений

Относительно большая доля известных запасов нефти во всœем мире характеризуется высокой вязкостью нефти, что является одним из базовых факторов, определяющих ее малую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эффективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всœегда в пласте достаточно высока. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25-50 мПа*с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения этой вязкости.

При нагревании нефти до 200-2500С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20мПа*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 пароциклические обработки паром скважин.

С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт- главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или вадяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Вместе с тем, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся патоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды: жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии.

Узнать это можно с помощью - диаграммы для воды, на которой линия насыщения разделяет области существования воды в жидкой и паровой фазах. При этом критическая зона характеризуется точкой. Для воды В случае если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая этим значениям точка на этой диаграмме находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно и в парообразном и в жидком состояниях. Сколько в единице массы воды будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. В случае если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар принято называть насыщенным. Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею - только в виде перегретого пара.

Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения. Масса пара в этом объеме равна МП, а масса жидкой воды Мв. Имеем

(1)

Здесь сухость пара. Она изменяется от нуля, если термодинамическое состояние воды соответствует точкам, находящимся над линией насыщения т. е. вода является жидкостью, до единицы или 100%, когда вся вода представляет собой перегретый пар.

Линию насыщения на -диаграмме для воды принято аппроксимировать следующей простой зависимостью:

(2)

где -давление на линии насыщения, МПа; Т- температура, К.

По формуле (2) получают давление на линии насыщения с некоторой погрешностью вблизи точки, характеризующей критическое состояние воды.

В дальнейшем горячую воду и пар будем называть теплоносителями, закачиваемыми в нефтяные пласты в промышленных масштабах.

Важная характеристика процесса вытеснения нефти теплоносителями – пластовая температура и ее распределœение. Поле температуры в пласте при закачке в него теплоносителя рассчитывают на основе уравнения теплопереноса. Рассмотрим вначале температурное поле при закачке в пласт наиболее простого теплоносителя – горячей воды. При этом будем полагать, что горячая вода закачивается в пласт с начальной температурой ТПЛ.

Итак в прямолинœейный однородный пласт через галерею закачивается горячая вода с температурой Т1 и расходом q. Следовательно, на входе в пласт постоянно поддерживается перепад температур . Пренебрегаем теплопроводностью пласта в горизонтальном направлении, но в отличие от рассмотренного в предыдущем параграфе идеализированного теплоизолированного пласта будем учитывать уход тепла по вертикали в его кровлю и подошву. В этом случае процесс теплопереноса описывается уравнением

(3)

В случае переменной температуры используем интеграл Дюамеля. В результате получим

(4)

Эта задача расчета температурного поля в пласте известна как задача Ловерье. Ее решают с использованием преобразования Лапласа, согласно которому вводится функция в виде

(5)

После постановки (5) в (3) и (4) получим следующее дифференциальное уравнение:

(6)

Решение уравнения (6) с учетом граничного и начального условий, если х=0 и при имеет вид

(7)

Функции - изображение по Лапласу функции – оригинала .

При переходе от изображения к оригиналу имеем

(8)

Из (8) видно, что при и а при и

Упрощению задачи расчета процесса вытеснения нефти из пласта горячей водой способствует то обстоятельство, что тепловой фронт, сильно отстает от фронта вытеснения нефти водой. По этой причине можно считать, что нефть из нагретой области, занимающей часть пласта , перемещается по ходу вытеснения быстрее, чем изменяется пластовая температура. С учетом этого можно предположить, что остаточная нефтенасыщенность в каждом сечении нагретой области равна предельной остаточной нефтенасыщенности , соответствующей данной температуре или данному перепаду температур . Это предположение равносильно утверждению о существовании зависимости.

(9)

Такая зависимость, можно считать, существует, так как экспериментально доказано, что коэффициент конечной нефтеотдачи при многократной промывке горячей водой зависит от ее температуры. Увеличивая температуру вытесняющей нефти горячей воды, можно добиваться всœе большего извлечения нефти из пласта. Подставляя в (9) величину определяемую формулу (8), получим распределœение остаточной нефтенасыщенности в нагретой области .

Читайте также

  • - Вытеснение нефти из пластов горячей водой и паром

    Лекция №13. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Тема 5. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти, что является одним из основных... [читать подробенее]

  • oplib.ru

    применение метода вытеснения нефти горячей водой

    Чтобы посмотреть презентацию с картинками, оформлением и слайдами, скачайте ее файл и откройте в PowerPoint на своем компьютере.Текстовое содержимое слайдов презентации: применение метода вытеснения нефти горячей водой для повышения эффективности разработки на примере пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения.Работу подготовил студент: ГулясТ.С Группа: РЭНГМ-16-01 Преподаватель: Покрепо А.А. Схема вытеснения из пласта нефти водой и газомВ природных условиях наиболее распространены залежи, разрабатываемые на напорных режимах (или эти режимы работы воспроизводятся и поддерживаются искусственно путем нагнетания в залежь воды или газа). Нефть из таких залежей вытесняется внешними агентами – краевой или нагнетаемой водой, свободным газом газовой шапки или газом, нагнетаемым в пласт с поверхности. Нефть и вытесняющий ее агент движутся одновременно в пористой среде. Однако полного вытеснения нефти замещающими ее агентами никогда не происходит, так как ни газ, ни вода не действуют на нефть как «поршни». Вследствие неоднородности размеров пор в процессе замещения вытесняющая жидкость или газ с меньшей вязкостью неизбежно опережает нефть. При этом насыщение породы различными фазами, а, следовательно, и эффективная проницаемость для нефти и вытесняющих агентов, непрерывно изменяются. С увеличением водонасыщенности, например, до 50-60 %, увеличивается количество воды в потоке в связи с возрастанием эффективной проницаемости породы для воды. При этом нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды. Закачка горячей воды. В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не различается. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физичских условиях. Таким образом, по длине пласта образуется несколько зон с различной водонефтенасыщенностью. Типичная картина изменения водонасыщенности по длине пласта в один из моментов времени при вытеснении нефти водой приведена на рис. 3.1. Эта схема обычно представляется исследо

    documentbase.net