ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 97
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
На промышленном уровне хорошо отработана технология закачки пара в полевых работах. Однако остаются вопросы, требующие дальнейшего исследования. К ним относится проблема измерения теплового потока и сухости каждой нагнетательной скважины, особенно если их много на разрабатываемом месторождении. Кроме того, необходимо разработать методы изоляции впускных трубок и проверки надежности высокотемпературных корпусов.
Сжигание на месте, несомненно, намного сложнее реализовать, чем вытеснение парами нефти. В частности, при выделении кислорода химические реакции со свободным кислородом требуют принятия соответствующих мер по исключению возможности протекания неконтролируемых реакций в наземном оборудовании, особенно в нагнетательных скважинах при горении, и в добывающих скважинах, усиленных прорывом фронта горения. Поэтому во многих случаях не предпринимались профилактические меры (предварительное исследование проблемы, включая извлечение инъекционных линий, замеры температуры, анализ грунта и его состава, в том числе расчет объема газообразных веществ и т. д.). требуется для). В этом причина провала экспериментальных работ на опытном полигоне. Это объясняет некоторые неопределенности, ранее отмеченные многими экспертами в отношении фактических и предполагаемых рисков, связанных с сжиганием на месте. Таким образом, начало развития этой технологии совпадает с началом популяризации инъекционных методов образования водяного пара. Однако все исследования внутрипластового горения в промышленных масштабах показывают интерес к этой технологии, особенно для производства тонких пластов. Пропаривание также предпочтительнее для более глубоких резервуаров.
дополнительная площадь использования.
Потенциал глобального пространства событий стал важным шагом на пути к восстановлению. В вопросе уточнения может быть некоторая разница между заявлением и консенсусом, учитывая, что власти однозначно просят прислушаться к индексному кризису. 2000 и 2003 в виде справочных изданий взамен работы HI. Эти индексы представлены для определения состояния структуры. Опять же, как правило, очевидно, что прогресс в этом приложении будет определять выбор изменений, и возможна экстраполяция для получения формулы. Он.
Вот причины большого ворса. Большая часть работы связана с добавками отходов, которые иногда используются и являются предпочтительными для рентабельности [7].
SARS 2.3 пространство SARS [7] пример пространства. В 2010 году все реформы были свернуты, поэтому закачка нефти вышла на первый план в определении технического прогресса во всем мире. ...
Во-вторых, гораздо более дорогая схема разработки защищает от сжигания на месте.
. . . .
Чтобы начать работу под управлением термика Police Information 2003 T, подключитесь к тестовому паролю рядом с термиком. Информация о стране о статусе выдачи заявлений за пределами этого региона. Среди объединенных объектов разработка месторождения включала все капиталовложения в строительство скважин, наземных и забойных, а также тепловую разработку резервуара, с небольшим количеством постоянных соображений объема. . . . . . .
Это восприятие, кажется, распространяется среди колодцев на расстоянии 150 миль. Официально эта ситуация рассчитывается как 300,00 м3/год в час. Массовая плотность 950 кг/м3. Element разрабатывался 5 лет. Развитие области может быть расширено. Это экономит 15 лет разработки.
впрыск пара
Чтобы упорядочить эффективность водяного пара у далитов, существует следующий порядок.
- Взаимно делящиеся клетки Маркали, развитые хорошо спроектированным насосом, длиной стороны 150 м, т.е. Ну, по одной игле на каждого.
- Геотермический градиент составляет 0,03°С/м на поверхности модели при 20°С. - 0,8
- Расход впрыскиваемого пара на теоретическую ячейку постоянен.
- Для каждой мощности пласта определяется уровень притока теплоносителя, исходя из требования, чтобы к концу пятилетнего периода обрабатываемая площадь составляла 62% от площади площадки. Площадь горячей зоны рассчитывается по модели Маркса-Лангегейма с учетом тепловых потерь (20 % энтальпии пара) и потерь компонентов в системе между парогенератором и резервуаром. Энтальпия извлекаемых на поверхность жидкостей и газов (15 % тепловой энергии, используемой для нагрева пласта). Предполагается, что пар заполняет пласт от подошвы до кровли при всех возможных толщинах (пласт равен его эффективной мощности и колеблется от от 5 до 20 м).
- Добыча нефти определяется этим методом с учетом того, что зона высоких температур включает в себя площадь, занятую влажным паром, а на ее границах образует зону, заполненную теплой водой.
Время между вытеснением и добычей нефти (рис. 2.9) следует считать равным времени, необходимому для закачки количества пара, эквивалентного 0,045 объема пласта на возможную теоретическую ячейку.
- Часть добываемой нефти используется в качестве топлива для парогенераторов. На основе данных об эффективности. Для парогенератора считается, что для получения 1 т пара требуется 7,9-10-2 м3 масла.
На стоимость сильно влияет количество слитой из резервуара нефти. С другой стороны, заметно резкое увеличение реального значения по мере уменьшения паромасляного отношения.
При соотношении нефть/пар 0,079 чистый уровень добычи нефти близок к нулю, поэтому стоимость поддержания процесса увеличивается на неопределенный срок по мере того, как эффективность процесса приближается к этому минимуму.
Сжигание на месте.
Экономическое исследование добычи нефти при внутреннем сгорании основано на следующих допущениях:
- Теоретическая ячейка, на которую разбивается разрабатываемый участок, представляет собой 9-точечный элемент с нагнетательной скважиной посередине. Расстояние от нагнетательной скважины до добывающей на углу ячейки 150 м (212 м с одной стороны). Площадь такого теоретического элемента в два раза больше, чем у элемента с пятиточечной системой размещения скважин, используемой для паротеплового воздействия на пласты. В рассматриваемой системе на каждую нагнетательную скважину приходится по три добывающих. Полезная мощность пласта от 5 до 20 м.
・Давление нагнетания принимается равным гидростатическому давлению, равному 0,8. Установленная сила сжатия воздуха превышает необходимую примерно на 20%. Расчеты выполнены для центробежного компрессора с электроприводом.
- учитывается режим сухого сжигания, после которого в резервуар подается вода; Теоретический расход воздуха на камеру в первый год полевой эксплуатации составил 600 нм3/ч (при потребности воздуха 250 нм3/м3) или 700 нм3/ч (при потребности воздуха 350 нм3/м3). Дополнительный объем воздуха, необходимый для покрытия 65% площади ячейки в процессе, закачивался в пласт с постоянной скоростью в течение второго, третьего и четвертого года добычи нефти. В течение 5-го года эксплуатации месторождения вода в пласт подается с постоянным расходом, объем ее закачки составляет 0,3 объема гари.
- Объясняет, как рассчитать уровень добычи нефти. Обугленная зона занимает примерно 60 % площади каждой теоретической ячейки и ее толщина несколько меньше, чем у зоны, заполненной воздухом.
Предполагается, что количество нефти, выбрасываемой из зоны горения
, является убывающей функцией толщины коллектора.
Время между насыщением нефти воздухом и выходом на поверхность принято равным 6 месяцам. Он вытесняется воздухом, но не образуется к концу четвертого года эксплуатации и возвращается при закачке воды на пятом году.
Общепринятыми критериями эффективности производства топлива являются отвод пара (отношение объема производства топлива к объему закачиваемого пара более 0,15 м3/т) и сжигание на месте (отношение объема закачиваемого воздуха) добытой нефти (поскольку затраты на техническое обеспечение для оба не превышают 3500 нм3/м3 в том же порядке).
Результаты и проблемы термического роста.
В связи с освоением концентрированных запасов относительно легкоизвлекаемых маловязких нефти и задержкой освоения высоковязких нефтяных полотен, высоковязких и высоковязких нефти в общем балансе запасов углеводородов по всему миру разведанных запасов , и битума постоянно растет. .
Растущий спрос на углеводородное сырье приводит к широкому использованию термических технологий, позволяющих эффективно извлекать высоковязкие нефти из-под земли.
Долгое время тепловая технология считалась бесперспективной из-за ее высокого энергопотребления. Однако с конца 50-х до начала 60-х гг. Представления нефтяников о тепловых технологиях, воздействующих на нефтяные пласты, начали меняться в лучшую сторону. Этому способствовали исследования, показавшие, что тепловые схемы могут быть значительно эффективнее. Кроме того, опыт эксплуатации скважин с циклонной паротермической обработкой показал, что на каждые 2-3 тонны пара глубокой термообработки можно извлечь дополнительную тонну нефти из забоя скважины. Затем возникла идея снизить энергоемкость тепловых механизмов, воздействующих на пласт, за счет активизации горячей зоны за счет нагнетания в резервуар холодной воды. А исследования показали, что горячая зона (термальная оторочка) в пласте может перемещаться на значительное расстояние по сравнению с расстоянием между скважинами в реальном месторождении, то есть методом тепловой оторочки. Один из разработки нефтяных месторождений. в целом.
Путем непрерывной закачки пара или горячей воды в пласт можно рассчитать соотношение между количеством пара, закачанного в пласт, и количеством нефти, добытой за счет эффектов паротепловой связи, и паронефтяного коэффициента. Например, 5-7 тонн на тонну нефти. Одна тонна дополнительной нефти эквивалентна двум-трем тоннам нефти при использовании метода термической интерференции.
И, наконец, знание механизмов внутрипластового горения способствовало расширению возможностей тепловых механизмов, изучению сухого и мокрого внутрипластового горения пластов и открыло новые возможности для повышения нефтеотдачи. разработка нефтяных месторождений.
Внутрипластовое горение инициировалось с помощью забойных электронагревателей и часто происходило в результате самовозгорания. Нет необходимости дополнительно нагревать пласт скважинами с нагнетанием воздуха.
Практические данные показывают, что при разработке смазочного материала методом внутрипластового сжигания удельный расход воздуха на тонну дополнительно произведенного топлива колеблется от 1000 м3 до 2500-3000 м3 на тонну.
Последующая теория и лабораторные эксперименты подтвердили принципиальную возможность окончательного получения высокой нефтеотдачи путем применения всех термических методов. Другой существующей технологии разработки нефтяных месторождений не существует. Продуктивный пласт находится на глубине более 100-150 метров, но, вероятно, экономически неприемлема открытая разработка глубоководных участков, вымывающих нефть из горных пород.
Опыт показал, что экономически целесообразно разрабатывать месторождения высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из горячих пластов. Также экономические показатели, как правило, выше для природных систем, чем для процессов развития. В то же время применение теплоносителей возможно только при разработке месторождений глубиной более 1000 метров, с большими потерями тепла в скважине и высокой плотностью забойных стволов с увеличенной глубиной скважины. Капитальные вложения с повышенными затратами. Кроме того, для этого требуется огромное количество воды, что может быть технически невозможно.
Поэтому предпочтительным является метод сжигания на месте.
Методы сжигания на месте, особенно методы мокрого сжигания, имеют значительные преимущества по сравнению с теми, которые воздействуют на топливный бак путем проталкивания теплоносителя в топливный бак.
1. Исключаются потери тепла при перемещении закачиваемого материала на поверхность и в пласт скважины.
2. При сжигании на месте горячая зона в резервуаре может быть обширной, что позволяет впрыскивать охлаждающую жидкость в резервуар.
Это последнее преимущество метода внутрипластового горения связано с непрерывной компенсацией поступающего в кровлю тепла, т.е. тепла, выделяющегося в результате единичной реакции внутрипластового горения. Поэтому расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами при внутрипластовом сжигании и расстояние между добывающими скважинами при закачке теплоносителя в пласт значительно увеличивается по сравнению с этими расстояниями при разработке месторождения. Это означает, что возможна более разреженная сетка скважин. могут использоваться, что приводит к большей экономии за счет масштаба.