ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 96
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
температура могут привести к тому, что температура трубки будет выше, чем температура образца.
- Неисправна система подачи воздуха или топлива и при тушении.
Промышленные парогенераторы, используемые в теплообменных установках, обычно имеют рабочее давление около 160 бар и выходную мощность 5,85 или 14,6 МВт. Это соответствует производственной мощности 200 и 500 тонн в сутки. Выпарить (сухой на 80%) при начальной температуре воды около 20°C. Тепловой КПД (отношение теплоты, переданной воде, к теплоте сгорания топлива) составляет 80-85%. 80% расход топлива парогенератор, теплота сгорания топлива 42 МДж/кг, сухость пара 80% - для парогенератора мощностью 5,85 МВт и паропроизводительностью 200 тонн. - 15 тонн в сутки, парогенератор мощностью 14,6 МВт и паропроизводительностью 500 тонн в сутки. 38 тонн/день
В качестве топлива могут использоваться различные виды низкокалорийного топлива, но они предварительно газифицируются для сжигания низкокалорийного газа.
Кроме того, твердое топливо, такое как уголь, каменный уголь, горючий сланец и отходы нефтепереработки, можно использовать для прямого сжигания в псевдоожиженном или циркулирующем слое. Соблазн использовать менее калорийные виды топлива, чем сырая нефть или природный газ, заключается в том, что их можно легко транспортировать к парогенераторам и в экономической выгоде от их использования, несмотря на высокую стоимость вспомогательного оборудования.
Хорошо оборудован.
Изоляция нагнетательных скважин. Основными недостатками впрыска хладагента непосредственно в корпус являются потери тепла и высокие механические нагрузки. С этой точки зрения более привлекательным является способ прокачки теплоносителя по трубкам. При этом необходимо избегать контакта с кожухами труб и появления конденсированных фаз в зазорах между ними.
Для изоляции зазора между внутренней трубой и обсадной трубой можно использовать забойный пакер, расположенный над пластом. Такие конструкции требуют подбора материалов с соответствующими коэффициентами расширения. Система отлично работает с правильно установленными компонентами и не при экстремальных температурах. В настоящее время разрабатываются материалы, позволяющие пакерам выдерживать более высокие температуры и давления. Кроме того, для снижения потерь тепла были разработаны трубы с двойными стенками.
Первым решением проблемы изоляции внутренних труб было заполнение зазора раствором силиката натрия перед впрыском теплоносителя. В данном случае зазор связан с атмосферой.
По мере закачки теплоносителя в скважину труба постепенно нагревается и на ее внешней поверхности осаждается силикатный слой из раствора.
Эффективности такого теплозащитного покрытия толщиной 1 см достаточно для предотвращения дальнейшего образования твердых отложений на внутренней поверхности корпуса [1]. Через несколько часов после закачки теплоносителя оставшийся в пустоте избыток силикатного раствора заменяется водой, которая замещается газом.
Такой способ изоляции позволяет нагнетать пар 27/8 через трубу под давлением 100 бар, а при использовании обсадной колонны можно снизить уровень нагрева обсадной колонны диаметром 7 с 240 до 150 °С. Марка 55 [1]. Был изучен альтернативный метод разделения, при котором пустоты заполнялись жидкостью с органическими жирными кислотами производства Ken-Pak.
2.6 Сравнение методов повышения нефтеотдачи
Можно утверждать, что термический метод является наилучшим для разработки нефтяных месторождений, а его вязкость не превышает 1000 сП при экстремальных глубинах залегания нефтяных пластов (глубина залегания менее 1500 метров). Также представляет интерес добыча нефти с низкой вязкостью, так как тепловая энергия, поступающая в пласт, рассеивается сразу за пределами области, обработанной теплоносителем, что улучшает подвижность нефти даже в относительно неоднородных коллекторах.
Для нефти с вязкостью от 10 до 1000 сПз в пластовых условиях возможна закачка частично растворенного СО2 в пласт для добычи при наличии достаточного объема дешевого источника углекислого газа вблизи месторождения. Доступен требуемый уровень давления в баке.
Там, где возможно использовать термические и химические методы in situ, предпочтение отдается первым, поскольку они более доступны и, следовательно, имеют меньшую степень риска, связанного с их использованием. . Эти исследования определили методологический подход к снижению степени риска при использовании тепловых методов.
Исследование полевых данных
При использовании всех методов повышения нефтеотдачи, в том числе термических, требуется детальное обследование объекта. Нам необходимо знать его геологическое описание, минералогию, петрофизию, нефтенасыщенность, геохимические условия горных пород, флюидов и газов при определенных давлениях и температурах.
Методы получения, измерения и обработки результатов моделирования пласта являются общими и отработанными для всех способов добычи нефти. Следует подчеркнуть важность изучения начального распределения нефтенасыщенности. От этого зависят планы новых скважин и, возможно, графики закачки и добычи. Однако это распределение трудно изучать, если технологии добычи нефти совершенствуются после истощения месторождений или затопления.
Резервуарная система и инфузионные лекарственные взаимодействия
Состав используемого теплоносителя (горные породы, нефть и вода) очень важен при использовании термических методов, внутрипластовых компонентов и закачки. ...
Присутствие некоторых резервуаров и нефтяных катализаторов направлено на реакции между несколькими фазами, которые растрескиваются и горят, испаряются и конденсируются вода и легкие углеводороды, набухают глины с низким содержанием минеральных вод и изменяются их составы, позволяя затвердеть в одну фазу. Это может вызвать... Разделы на разных стадиях. Эти реакции не только изменяют состав газа, нефти и воды на поверхностях, но также могут изменить выброс токсичных соединений в окружающую среду и загрязнение воды, которую мы используем в наших домах.Это может вызвать изменения в минеральном составе пласта и разрушение пористых сред с образованием промежуточных слоев с различными свойствами.
Также известно, что пирит, такой как сидерит и магнезит, и некоторые минералы, такие как карбонатные породы и доломит, разлагаются в атмосфере инертного газа при определенных температурах. Это следует иметь в виду при рассмотрении процессов в пласте. Также важно сравнить результаты, полученные с закрытыми системами (бомбы) и открытыми системами (трубы и т. д.). В первом случае степень разложения уменьшается с ростом давления. В последнем случае постоянные изменения положения равновесия увеличивают степень разложения. При обработке пласта газом, содержащим водяной пар, образуется инертный газ разложения при температуре ниже атмосферного давления. Например, полное разложение сидерита с выделением СО2 происходит при 200°С, а пирита (с образованием как H2S, FEO, так и Н2) — при 275°С.
Желаемое превращение начинается при 475°С и происходит при 625°С для каолинита [3].
растворимость. Осаждение кремния и алюмосиликатов (глины) в воде зависит от температуры, рН, влияния растворенных в воде солей, концентрации минералов в пласте и наличия некоторых нефтей. Последнее может повлиять на ход процесса из-за присутствия в водной среде сложных органических соединений [5].
Также наблюдалось образование монтмориллонита, но до закачки пара в пласте присутствовали только глины других типов. Термические методы добычи нефти делают их менее проницаемыми для техногенного засорения отложениями кремния и алюмосиликатов.
Стендовые эксперименты следует проводить в реальных условиях. Это особенно важно для поддержания внутрипластовых давлений, температур и работы с породами со схожим минеральным составом и петрофизическими свойствами. Из-за сложности экспериментов в 2D физических моделях мы пытаемся до некоторой степени моделировать все явления в реальном поле, но лабораторные эксперименты обычно являются первичными технологическими экспериментами. Таким образом, эксперименты по горению определяют количество топлива и количество воздуха, необходимых для процесса. При рассмотрении процесса вытеснения нефти паром в одномерной модели мы наблюдаем насыщение остаточной нефти.
Программы добычи горячей нефти разрабатываются с использованием данных о промысловых свойствах и экспериментальных исследований в лабораторных условиях или с использованием аналитических моделей. Модель учитывает движение и распределение подвижных флюидов и газов в пласте.
Сравнение методов закачки пара и методов внутрипластового сжигания.
Внутрипластовое горение при нормальных соотношениях воздух-топливо (500-3500 нм/м) и замена топлива с пара на топливо на пар (0,15-40 м/т) явно увеличивает скорость внутрипластового горения. Проблема непрерывного вытеснения нефти паром. Это является прямым следствием того, что при внутрипластовом горении вблизи смещаемой зоны выделяется тепловая энергия, вызывающая потери тепла в окружающую область, содержащую материал).
В то же время при закачке пара не вся нефть уходит из зоны обработки, а остаточная нефтенасыщенность обычно составляет от 5 до 15 %. Это небольшое количество масла (которое тяжелее исходного из-за меньшего частичного испарения) не может быть повторно извлечено (что в любом случае экономически не оправдано). При сжигании на месте кокс, который обычно образуется из более тяжелой части топлива, распространяется вперед для полного сгорания. Знание воздушно-масляного соотношения позволяет легко рассчитать взаимосвязь между расходом топлива и добычей масла. Количество кокса в резервуаре обычно находится в диапазоне от 15 до 40 кг/м2, при плотности топлива 1000 кг/м2 при пористости 30% и пористости 20%, равной 5-13%. Насыщенность от 7,5% до 20%.
Другими словами, количество нефти, трудно извлекаемой из пласта после обработки паром, близко по величине к количеству нефти, сжигаемой при внутрипластовом сжигании.
На основании изложенного можно сказать, что в общем энергетическом балансе наблюдается тенденция к использованию метода внутрипластового сжигания. Однако разработка новых технологий производства пара, особенно оборудования, работающего на дешевой нефти, дает новый импульс для дальнейшего развития методов закачки пара в пласты.
Вопрос реализации.
Впрыск пара является более гибким, чем сжигание на месте. Например, возможность начальной закачки пара циклона позволяет получить немедленную информацию о реакции системы резервуара на подачу и изменить количество закачки. Циклические закачки в один из участков пласта могут применяться перед переходом на непрерывную закачку в связи с истощением некоторых пластов. Кроме того, циклическая закачка не только создает скважинные связи в битуминозных отложениях, но и повышает продуктивность добывающих скважин в зоне горения. Сжигание на месте трудно реализовать для хорошей очистки, оно используется только в экспериментальных масштабах и редко используется в нефтедобыче.
- Неисправна система подачи воздуха или топлива и при тушении.
Промышленные парогенераторы, используемые в теплообменных установках, обычно имеют рабочее давление около 160 бар и выходную мощность 5,85 или 14,6 МВт. Это соответствует производственной мощности 200 и 500 тонн в сутки. Выпарить (сухой на 80%) при начальной температуре воды около 20°C. Тепловой КПД (отношение теплоты, переданной воде, к теплоте сгорания топлива) составляет 80-85%. 80% расход топлива парогенератор, теплота сгорания топлива 42 МДж/кг, сухость пара 80% - для парогенератора мощностью 5,85 МВт и паропроизводительностью 200 тонн. - 15 тонн в сутки, парогенератор мощностью 14,6 МВт и паропроизводительностью 500 тонн в сутки. 38 тонн/день
В качестве топлива могут использоваться различные виды низкокалорийного топлива, но они предварительно газифицируются для сжигания низкокалорийного газа.
Кроме того, твердое топливо, такое как уголь, каменный уголь, горючий сланец и отходы нефтепереработки, можно использовать для прямого сжигания в псевдоожиженном или циркулирующем слое. Соблазн использовать менее калорийные виды топлива, чем сырая нефть или природный газ, заключается в том, что их можно легко транспортировать к парогенераторам и в экономической выгоде от их использования, несмотря на высокую стоимость вспомогательного оборудования.
Хорошо оборудован.
Изоляция нагнетательных скважин. Основными недостатками впрыска хладагента непосредственно в корпус являются потери тепла и высокие механические нагрузки. С этой точки зрения более привлекательным является способ прокачки теплоносителя по трубкам. При этом необходимо избегать контакта с кожухами труб и появления конденсированных фаз в зазорах между ними.
Для изоляции зазора между внутренней трубой и обсадной трубой можно использовать забойный пакер, расположенный над пластом. Такие конструкции требуют подбора материалов с соответствующими коэффициентами расширения. Система отлично работает с правильно установленными компонентами и не при экстремальных температурах. В настоящее время разрабатываются материалы, позволяющие пакерам выдерживать более высокие температуры и давления. Кроме того, для снижения потерь тепла были разработаны трубы с двойными стенками.
Первым решением проблемы изоляции внутренних труб было заполнение зазора раствором силиката натрия перед впрыском теплоносителя. В данном случае зазор связан с атмосферой.
По мере закачки теплоносителя в скважину труба постепенно нагревается и на ее внешней поверхности осаждается силикатный слой из раствора.
Эффективности такого теплозащитного покрытия толщиной 1 см достаточно для предотвращения дальнейшего образования твердых отложений на внутренней поверхности корпуса [1]. Через несколько часов после закачки теплоносителя оставшийся в пустоте избыток силикатного раствора заменяется водой, которая замещается газом.
Такой способ изоляции позволяет нагнетать пар 27/8 через трубу под давлением 100 бар, а при использовании обсадной колонны можно снизить уровень нагрева обсадной колонны диаметром 7 с 240 до 150 °С. Марка 55 [1]. Был изучен альтернативный метод разделения, при котором пустоты заполнялись жидкостью с органическими жирными кислотами производства Ken-Pak.
2.6 Сравнение методов повышения нефтеотдачи
Можно утверждать, что термический метод является наилучшим для разработки нефтяных месторождений, а его вязкость не превышает 1000 сП при экстремальных глубинах залегания нефтяных пластов (глубина залегания менее 1500 метров). Также представляет интерес добыча нефти с низкой вязкостью, так как тепловая энергия, поступающая в пласт, рассеивается сразу за пределами области, обработанной теплоносителем, что улучшает подвижность нефти даже в относительно неоднородных коллекторах.
Для нефти с вязкостью от 10 до 1000 сПз в пластовых условиях возможна закачка частично растворенного СО2 в пласт для добычи при наличии достаточного объема дешевого источника углекислого газа вблизи месторождения. Доступен требуемый уровень давления в баке.
Там, где возможно использовать термические и химические методы in situ, предпочтение отдается первым, поскольку они более доступны и, следовательно, имеют меньшую степень риска, связанного с их использованием. . Эти исследования определили методологический подход к снижению степени риска при использовании тепловых методов.
Исследование полевых данных
При использовании всех методов повышения нефтеотдачи, в том числе термических, требуется детальное обследование объекта. Нам необходимо знать его геологическое описание, минералогию, петрофизию, нефтенасыщенность, геохимические условия горных пород, флюидов и газов при определенных давлениях и температурах.
Методы получения, измерения и обработки результатов моделирования пласта являются общими и отработанными для всех способов добычи нефти. Следует подчеркнуть важность изучения начального распределения нефтенасыщенности. От этого зависят планы новых скважин и, возможно, графики закачки и добычи. Однако это распределение трудно изучать, если технологии добычи нефти совершенствуются после истощения месторождений или затопления.
Резервуарная система и инфузионные лекарственные взаимодействия
Состав используемого теплоносителя (горные породы, нефть и вода) очень важен при использовании термических методов, внутрипластовых компонентов и закачки. ...
Присутствие некоторых резервуаров и нефтяных катализаторов направлено на реакции между несколькими фазами, которые растрескиваются и горят, испаряются и конденсируются вода и легкие углеводороды, набухают глины с низким содержанием минеральных вод и изменяются их составы, позволяя затвердеть в одну фазу. Это может вызвать... Разделы на разных стадиях. Эти реакции не только изменяют состав газа, нефти и воды на поверхностях, но также могут изменить выброс токсичных соединений в окружающую среду и загрязнение воды, которую мы используем в наших домах.Это может вызвать изменения в минеральном составе пласта и разрушение пористых сред с образованием промежуточных слоев с различными свойствами.
Также известно, что пирит, такой как сидерит и магнезит, и некоторые минералы, такие как карбонатные породы и доломит, разлагаются в атмосфере инертного газа при определенных температурах. Это следует иметь в виду при рассмотрении процессов в пласте. Также важно сравнить результаты, полученные с закрытыми системами (бомбы) и открытыми системами (трубы и т. д.). В первом случае степень разложения уменьшается с ростом давления. В последнем случае постоянные изменения положения равновесия увеличивают степень разложения. При обработке пласта газом, содержащим водяной пар, образуется инертный газ разложения при температуре ниже атмосферного давления. Например, полное разложение сидерита с выделением СО2 происходит при 200°С, а пирита (с образованием как H2S, FEO, так и Н2) — при 275°С.
Желаемое превращение начинается при 475°С и происходит при 625°С для каолинита [3].
растворимость. Осаждение кремния и алюмосиликатов (глины) в воде зависит от температуры, рН, влияния растворенных в воде солей, концентрации минералов в пласте и наличия некоторых нефтей. Последнее может повлиять на ход процесса из-за присутствия в водной среде сложных органических соединений [5].
Также наблюдалось образование монтмориллонита, но до закачки пара в пласте присутствовали только глины других типов. Термические методы добычи нефти делают их менее проницаемыми для техногенного засорения отложениями кремния и алюмосиликатов.
Стендовые эксперименты следует проводить в реальных условиях. Это особенно важно для поддержания внутрипластовых давлений, температур и работы с породами со схожим минеральным составом и петрофизическими свойствами. Из-за сложности экспериментов в 2D физических моделях мы пытаемся до некоторой степени моделировать все явления в реальном поле, но лабораторные эксперименты обычно являются первичными технологическими экспериментами. Таким образом, эксперименты по горению определяют количество топлива и количество воздуха, необходимых для процесса. При рассмотрении процесса вытеснения нефти паром в одномерной модели мы наблюдаем насыщение остаточной нефти.
Программы добычи горячей нефти разрабатываются с использованием данных о промысловых свойствах и экспериментальных исследований в лабораторных условиях или с использованием аналитических моделей. Модель учитывает движение и распределение подвижных флюидов и газов в пласте.
Сравнение методов закачки пара и методов внутрипластового сжигания.
Внутрипластовое горение при нормальных соотношениях воздух-топливо (500-3500 нм/м) и замена топлива с пара на топливо на пар (0,15-40 м/т) явно увеличивает скорость внутрипластового горения. Проблема непрерывного вытеснения нефти паром. Это является прямым следствием того, что при внутрипластовом горении вблизи смещаемой зоны выделяется тепловая энергия, вызывающая потери тепла в окружающую область, содержащую материал).
В то же время при закачке пара не вся нефть уходит из зоны обработки, а остаточная нефтенасыщенность обычно составляет от 5 до 15 %. Это небольшое количество масла (которое тяжелее исходного из-за меньшего частичного испарения) не может быть повторно извлечено (что в любом случае экономически не оправдано). При сжигании на месте кокс, который обычно образуется из более тяжелой части топлива, распространяется вперед для полного сгорания. Знание воздушно-масляного соотношения позволяет легко рассчитать взаимосвязь между расходом топлива и добычей масла. Количество кокса в резервуаре обычно находится в диапазоне от 15 до 40 кг/м2, при плотности топлива 1000 кг/м2 при пористости 30% и пористости 20%, равной 5-13%. Насыщенность от 7,5% до 20%.
Другими словами, количество нефти, трудно извлекаемой из пласта после обработки паром, близко по величине к количеству нефти, сжигаемой при внутрипластовом сжигании.
На основании изложенного можно сказать, что в общем энергетическом балансе наблюдается тенденция к использованию метода внутрипластового сжигания. Однако разработка новых технологий производства пара, особенно оборудования, работающего на дешевой нефти, дает новый импульс для дальнейшего развития методов закачки пара в пласты.
Вопрос реализации.
Впрыск пара является более гибким, чем сжигание на месте. Например, возможность начальной закачки пара циклона позволяет получить немедленную информацию о реакции системы резервуара на подачу и изменить количество закачки. Циклические закачки в один из участков пласта могут применяться перед переходом на непрерывную закачку в связи с истощением некоторых пластов. Кроме того, циклическая закачка не только создает скважинные связи в битуминозных отложениях, но и повышает продуктивность добывающих скважин в зоне горения. Сжигание на месте трудно реализовать для хорошей очистки, оно используется только в экспериментальных масштабах и редко используется в нефтедобыче.