Лекционный комплекс
жүктеу/скачать 1,16 Mb.
|
Техника и технология
| Метод нагнетание пара
Процесс вытеснения нефти из пласта перегретым паром эффективнее, чем горячей водой, так как пар содержит больше тепла, чем вода. Схема распространения тепла в коллекторе и процесс вытеснения нефти более сложные, чем при движении в нем горячей воды (рисунок 4.). Рисунок 4. Схематический график распределения температуры в пласте при нагнетании в него перегретого водяного пара Нагрев пласта вначале происходит за счет теплоты перегрева. При этом температура (конец зоны 1) снижается до температуры насыщенного пара, т. е. до точки кипения воды при пластовом давлении. На нагрев пласта в зоне 2 расходуется скрытая теплота парообразования, и далее пар конденсируется. В этой зоне температуры пароводяной смеси и пласта будут равны температуре насыщенного пара, пока используется вся скрытая теплота парообразования. В зоне 3 пласт нагревается за счет теплоты горячей воды (конденсата) до тех пор, пока температура ее не упадет до начальной температуры пласта [T0]. Нефть вытесняется (зона 4) остывшим конденсатом. Часть теплоты, как и в случае нагнетания горячей воды, расходуется через кровлю и подошву пласта. Кроме того, на распределение температуры влияет изменение пластового давления. В соответствии с распределением температуры нефть подвергается воздействию холодной воды, горячего конденсата и насыщенного и перегретого пара. Следовательно, механизм проявления теплоносителя, наблюдавшийся при нагнетании в пласт горячей воды, сохранится и при вытеснении нефти перегретым паром. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения под действием пара нагретой нефти и фильтрации части углеводородов в парообразном состояние. В холодной зоне пары конденсируются, обогащая нефть легкими компонентами и вытесняя ее как растворитель. На промыслах используют только один вид пара, который называется сухим насыщенным. Однако продукцией любого промыслового парогенератора является смесь горячей воды и водяного пара. Максимальная степень сухости пара обычно равна 0,8. Наиболее распространённые технологии метода нагнетания пара – паротепловые обработки скважин (ПТОС). При ПТОС в скважину закачивают десятки (иногда сотни) тонн пара на 1 метр эффективной нефтенасыщенной толщины. Затем скважину останавливают, выдерживают несколько суток для перераспределения температуры в пласте, вновь пускают в эксплуатацию. Постепенно, по мере охлаждения пласта, приток нефти из пласта в скважину снижается, когда дебит приблизится к предельно рентабельному уровню, ПТОС повторяют. Теоретически эффективность вытеснения нефти паром выше, чем горячей водой. Однако из-за теплопотерь в стволе скважин и пласте распространить зону пара на большие расстояния бывает очень сложно. Один из вариантов решения этой проблемы кроется в снижении пластового давления. С этой целью залежь сначала дренируют на режиме истощения, а далее начинают закачку пара. Проблема теплопотерь в стволе скважины решается за счёт использования теплоизолированных труб – двухслойных труб: труба в трубе, а между трубами – вакуум. Следует иметь в виду, что при нагнетании теплоносителя НКТ спускают до интервала перфорации, а над интервалом перфорации устанавливают пакер, который препятствует возникновению конвекции в затрубном пространстве за счет подъема пара как менее плотного агента. Как при закачке горячей воды, так и при закачке пара большое значение имеет стоимость высококачественной воды и ее утилизации после реализации технологии. Высокие требования по подготовке воды связаны, прежде всего, с отложениями солей и ТВЧ, которые снижают производительность пара и эффективности технологии. Имеются нагреватели погружного типа. В них смесь газа с воздухом горит непосредственно в воде. Нагреватель устанавливается перед КНС. В нем осуществляется контактный нагрев морской воды, подаваемой центробежным насосом. Образующийся в нагревателе шлам периодически удаляют из котла продувкой. Нерастворимые газообразные продукты горения отделяются в специальном сепараторе и сбрасываются в атмосферу или используются для предварительного пологрева холодной воды. К.п.д. погружных нагревателей достигает 0,92 – 0,95. В подогревателе поддерживается небольшое давление, создаваемое насосом, для транспортировки воды и недопущения ее вскипания. Воздух и газ в горелки подается в необходимой пропорции и количествах, зависящих от расхода воды и установленного режима работы. Насос, нагреватель и сепаратор снабжены соответствующей автоматикой, регулирующей параметры работы отдельных узлов установки и обеспечивающей необходимые соотношения между температурой, давлением, расходами воды, газа и воздуха. При закачке горячей воды, особенно при высоких устьевых температурах, трубы, через которые ведется закачка, и все системы горячего водоснабжения испытывают значительные температурные деформации, так как при эксплуатации системы неизбежны остановки и охлаждения. В таких условиях аппаратура должна обеспечивать не только нужную прочность сооружения, так как вода закачивается при давлениях до 20 Мпа и температурах до 200 оС, но и возможность относительного перемещения НКТ в устьевом сальнике. Соединение арматуры с водоводом делается шарнирным. Закачка пара в пласты используется в несколько больших масштабах, чем закачка горячей воды. Применяется как непрерывная закачка пара через систему нагнетательных скважин, так и циклическая в добывающие скважины для прогрева призабойной зоны и последующего перевода скважины на режим отбора жидкости. Для закачки пара используются передвижные и стационарные парогенераторные и котельные установки. жүктеу/скачать 1,16 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|