Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 [ 24 ] 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

Ц87 US

mjs за

Рнс 3.4. Профиль температуры (в), парс- (в) и нояо-иасыщетюсти (в) 1фн одво-Mq>HOM вытесненин нефти водяным паром

Рнс 3.5. Профили парона-сьццешюстн (в) итемпцмтуры (0), наблмщаемые 1фи вытеснении воды водяным пцюм [3.4]:

1 -Г = 1ч; 2-Г = 2ч

х,т 20

Л", см

в зоне 3 в данном случае значительно вьоие, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственно воды той же температуры и с тем же массовым расходом.

3.1.3. Пароцикличвекое воздействие на скважину

Этот метод, используемый иногда наравне с методом непрерывного вытешения нефти, включает три последовательные фазы, образующие цикл, котсфый может быть повтсфО! (рис. 3.6).

Фаза нагнетания. Развитие процесса в этой фазе, когда пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.

Фаза ожидания. В течение этой фазы скважина закрыта. Привнесенная тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая свое тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания. 78

Рве. 3.6. Схема двух циклов пчютепдового воздействия иа скважину: 1 - нашетанне пара; 2 - иремя ожидания; 3 - добыча нефти

Фаза извлечения нефти. Уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уров№ь ее добычи до нагаетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества - сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть - нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Часть поступившего к месторождшию тепла возвращается обратно. Эффективность процесса зависит от существования в зтой зоне повышенной температуры, максимум которой достигается в непосред-ствошой близости от скважины, т.е. в области, где тепловые потери при нагнетании п наиболее существенны.

Таким образом, при одинаковом давлении на забое скважины уровень добычи (вследствие снижения вязкости добываемой нефти) после пюциклического воздействия превышает уровень добычи до него.

Что касается других составляющих энергетического баланса, отметим полное преобразование механической энергии, подведенной к месторож-дпию вместе с паром в процессе конденсации, в тепловую.

При пароциклическом воздействии количество механической энергии слишком незначительно для повышения нефтедобычи. Механическая эвфгия для проталкивания нефти на каждой скважине обеспечивается соответствующими факторами (собственно тепловой энергией, нагнетанием и тд.).

Естественно предположить, что при ювторениях такого цикла добы-U нефти возрастает от цикла к циклу (если не рассматривать впиюше очистки и засорения скважины) прежде всего вследствие постепенного повышения q)eднeй температуры в окрестности скважины, и лишь .затем уровень добычи начинает снижаться в результате истощшия месторождения. Однако такое положение, отчасти подтверждаемое некоторыми лабораторными исследованиями [Ъ5], не всегда согласуется с данными

промысловых испытаний. В частности, это замечание относится к первым трем циклам [3.6], где необходимо учитывать влияние побочных эффектов.

3.2. ФИЗИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ, ПРОИСХОДЯЩИЕ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ НАГРЕТОЙ ВОДОЙ

Рассмотрим физические процессы, происходящие при простых, квазиодномерных течшиях, при которых отсутствуют эффекты неустойчивости и не возникают проблемы вытеснения остаточной нефтшасыщен-ности. Эти условия реализуются при экспериментах на цилиндрических трубках малого диаметра с адиабатическими поверхностями, в которых эффективность вытесношя равна единице. В этих зксперимштах изучаются в основном процессы, протекающие на расстояниях, сравнимых с размерами пор.

В настоящее время используются две экспериментальные методики - вьггесноше нефти водой при равных температурах нефти и воды и вы-тесноше холодной нефти горячей водой, что в болыпей степени соответствует реальным условиям. Представпошые результаты верны только для пористых сред и при достаточно низких температурах, исключающих появлшие газовой фазы, т.е. испарение летучих фракций нефти.

Повышшие температуры нефти, воды и породы влечет за собой: снижение вязкости жидкостей; тепловое расширение твгпцого тепа и жидкостей; изменоше межфазного взаимодействия на границе нефть -вода, степени десорбции веществ, осаждающихся при опредепошых условиях на стшках коллектора; изменение смачиваемости.

Как при изотермическом вытеснении нефти водой в пористой среде, так и при различных температурах нефти и воды, влияние температуры на движение фршта и теплообмен заключается:

в снижоши вязкостей и измшении отношения подвижностей нефти вводы;

в изменении остаточной нефтшасыщенности и относительной проницаемости;

в тепловом расширении коллектора и заполняющих его жидкостей. 3.2.1. Снижение вязкости и изменение отношения подвижностей

Повышение температуры обычно (см. раздел 13.1 и рис. 1.8, 1.12 и 3.7) впечет за собой умшьшение отношения H/,/Hg, которое тем заметнее, чем выше вязкость нефти. Такие условия хоршио описываются теорией Баклея-Леверетта. Согласно этой теории, повышение температуры приводит к снижению скорости продвижения фронта воды и увеличшию степени извлечения нефти, даже если остаточная нефтенасыщенность и относительные проницаемости остаются неизменными (что никогда не происходит в реальных условиях [3.8], [3.9]).

Действительно, известно, что при изотермическом вытесншии, если