Курсовая работа: Расчет процесса циклической закачки пара в нефтяной пласт

Метод внутрипластового горения сопряжен с большими недостатками. Из-за высокой температуры выходящих газов возникает необходимость решения сложных технических проблем по охране окружающей среды, утилизации продуктов горения, обеспечению безопасного ведения работ, предотвращению выноса песка из скважин, обра зованию песчаных пробок, водонефтяных стойких эмульсий, кор розии оборудования, возможности проявления гравитационных эффектов, снижающих охват пласта тепловым воздействием, и др

2.3 Вытеснение горячей водой

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а в нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

2.4 Вытеснение нефти паром

Вытеснение нефти паром - метод увеличения нефтеотдачи пластов, наиболее распространенный при вытеснении высоковязких нефтей. В этом процессе пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. Пар, обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих пласт агентов - нефти, воды, газа. В пласте образуются следующие три зоны, различающиеся по температуре, степени и характеру насыщения:

1) Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяющейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200°С), в которой происходят экстракция из нефти легких фракций (дистилляция нефти) и перенос (вытеснение) их паром по пласту, то есть совместная фильтрация пара и легких фракций нефти.

2) Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от температуры начала конденсации (200°С) до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции и нефть.

3) Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой.

При нагреве пласта происходит дистилляция нефти, снижение вязкости и объемное расширение всех пластовых агентов, изменение фазовых проницаемостей, смачиваемости горной породы и подвижности нефти, воды и др. месторождение нефтяной пласт скважина

К недостаткам ПТВ относятся также разрушение скелета пласта и вынос больших объемов песка в скважину, а также образование стойких эмульсий с некоторыми типами неф-тей и проблема коррозии.

Гравитационные эффекты могут привести к тому, что паром будет охвачена только верхняя часть пласта. Низкие темпы закачки пара невыгодны с экономической точки зрения. Потери теплоты пропорциональны перепаду температур и времени.

2.5 Обоснование выбора метода увеличения нефтеотдачи

Оценивая целесообразность и энергетическую эффективность применения тепловых методов (например, закачки пара в пласт), достаточно привести простой пример. На большинстве месторождений, где применяется закачка в пласт пара, расход пара на 1 т дополнительно добытой нефти не превышает 4-5 т. Для получения 1 т пара необходимо сжечь 70-80 кг нефти. Таким образом, сжигая 300-400 кг нефти, мы получаем дополнительно 1 т нефти, что свидетельствует об энергетической эффективности закачки в пласт пара [2].

Критерии применимости тепловых методов делятся на три группы:

- геолого-физические (строение и свойства коллектора, свойства пластовых флюидов и др.);

- технологические (сетка скважин, система и параметры воздействия, система контроля и регулирования процесса и др.);

- технические (наличие соответствующего оборудования, источников воды и энергии, состояние фонда скважин).

Проверка соответствия выбранного метода по критериям применимости представлена в таблице 1.

Видно, башкирский ярус подходит по критериям и является более выгодным для применения выбранной технологии, поскольку он обладает большими извлекаемыми запасами. Следовательно, данный пласт обладает большим приоритетом для применения методов увеличения нефтеотдачи (теплового метода), в частности применению циклической закачки пара.

Вывод по второй главе

Наиболее перспективными объекты для дальнейшей разработки являются башкирский ярус. Поскольку разработка месторождения сопровождается высокой слоистой неоднородностью, необходимо применение современных методов увеличения нефтеотдачи. Тепловые МУН позволяют понизить вязкость нефти, увеличить её подвижность. Применение их эффективно на залежи высоковязкой нефти; нефти, обладающей неньютоновскими свойствами; залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином, коэффициент нефтеотдачи может возрасти до 50% и более. Различают теплофизические методы - закачка в пласт теплоносителей (закачка пара в нефтяной пласт)

3. Расчетная часть

Для примера возьмём скважину. имеет необходимые для успешного данной технологии, вязкость нефти 151 %. Фонд скважин составляет 231 ед., в т.ч. 146 добывающих и 61 нагнетательных

Задача. Расчет проектирования закачки пара в нефтяной пласт:

-Рассчитать радиус зоны теплового воздействия и коэффициент теплоиспользования.

- Рассчитать дебиты нефти при пароциклическом воздействии на ПЗП

Таблица 2.Исходные данные

Температупа ввода тепла в пласт:

Н0 = 2,22(1705•0,7+1087-4,18•20) ? 4877,1 кДж/с,

· Найдем коэффициент температуропроводности:

бn = лn / (cn?сn)

=0,002/(1,1•2000) = 0,9•10-6 м2/с.

· Определим ф (выражение для расчета безразмерного времени

ф =

ф=

· Определим площадь прогретой зоны:

A(t) =

?3502м2,

· Объёмное теплосодержание пласта а паровой зоне:

сn1 = m•cr?сr+(1-m)•cск?сск•(Тn- Т0)

= 0,2•1705•20+0,8•0,85•2500•(250-20) = 397820 кДж/м3.

· Тепловая эффективность процесса:

зт =

? 0,661,

· Для расчета радиуса прогрева скважины используем данные, поэтому продолжительность времени закачки пара принимаем 20 суток получим:

Rn = ? 16,4 м,

qн = ? 39,7 м3/сут.

· Рассчитаем дебит скважины до пароциклической обработки:

qбаз = ? 10,3 м3/сут

получим кратность увеличения дебита после пароциклической обработки: К = =3,85

Основные выводы по разделу

Произведен расчет ожидаемой технологической эффективности для объекта разработки от применения закачки пара в нефтяной пласт. Дополнительная добыча нефти на участке составит 39,7 м3/ сут. Нефти. Согласно проведенным расчетам применение закачки пара в нефтяной пласт показывает свою эффективность с начала внедрения.

Заключение

Увеличение джинсы нефтеотдачи директ пластов должен при должно нагнетании должны воды долина достигается досуге за другие счет другим снижения других вязкости другой нефти, другом теплового дружбы расширения ельцин нефти жестов и жестом скелета задачи пласта, задачу а законе также заняла интенсификации записи капиллярной запрет пропитки звучит (для зимняя гидрофильных знаках пластов). знаков В знаком результате знания увеличивается зрения подвижность играют нефти, игроки фазовая избран проницаемость именем для именно неё иногда и йогурт охват кадрах пласта кадром вытесняющим каждой агентом, каждом создаются как-то условия камера для канала вытеснения каналу нефти каналы из костюм малопроницаемых котлер целиков. кратко В ксения случае кстати нагнетания куртке пара ладоши к лазеек указанным лариса факторам ленком добавляется личных ещё локтей эффект лучшей дистилляции, лучшим который любого заключается людьми в майкла испарении махать части местах пластовой метода нефти мимика под миссии воздействием многих пара многое и многом перенос модели её модель по момент пласту мораль в москва парообразном мощный виде. мужика

Глубина народа залегания народе продуктивного наукой пласта начала имеет начале значение нашего в нотной том обмена отношении, обмене что образы с обхода увеличением объект глубины обычно растут огилви потери одежде тепла одежду в одежды стволе однако скважины. одного Эффективная основе мощность основу влияет основы на особой потери особом тепла особые через особый кровлю отказа и отсюда подошву: оттуда чем охвату меньше охраны мощность, азбука тем азбуки больше акцент удельная анализ поверхность барьер теплопотерь бернет и бизнес тем близко больше блоков относительная больше величина борьбу тепловых бывает потерь. важная При важное закачке важной горячей важную воды важные и важный пара важным потери вернет тепловой верным энергии весьма происходят влиять при вместе движении внутри агента вплоть по вполне стволу всегда скважины, встреч и втором при выбора глубине высоко более высших 1200 главах м говоря температура гонщик его группы на дальше забое данной приближается данном к данные пластовой, детали поэтому джинсы огромные директ энергозатраты должен на должно нагрев должны агента долина на досуге поверхности другие с другим таким других результатом другой становятся другом нецелесообразными. дружбы

При лучшей нагнетании лучшим пара любого оборудование людьми состоит майкла из махать паровых местах котлов, метода паропроводов, мимика устьевого миссии и многих внутрискважинного многое оборудования. многом

Для модели получения модель пара момент используют мораль стационарные москва и мощный полустационарные мужика паровые народа котельные, народе передвижные наукой парогенераторные начала установки. начале

В данной курсовой работе рассматривался метод увеличения нефтеотдачи с применением технологии закачки пара в пласт, Механизм извлечения нефти из пласта, при нагнетании в него перегретого пара, основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу. Увеличению нефтеотдачи также способствуют процессы испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды.

Список используемой литературы

1. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Н.К. Байбаков, А.Р. Гарушев. “Недра”. М., 1981.

2. Разработка Гремихинского нефтяных месторождений. Ю.П. Желтов. “Недра”. М., 1986.

3. Научные основы разработки нефтяных месторождений термическими методами. Д.Г. Антониади. “Недра”. М., 1995.

4. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Ж. Бурже, П. Сурио, М. Комбарну. “Недра”. М., 1988.

5. Внутрипластовое горение. И.Д. Амелин. “Недра”. М., 1980.

6. Термические методы воздействия на нефтяные пласты. Справочное пособие. “Недра”. М., 1995.

7. Кутырев Е.Ф. Особенности строения и разработки низкопроницаемых нефтяных пластов/ Е.Ф. Кутырев// Нефтяное хозяйство, 1998 - №11.

8. Ленченкова Л.Е. Повышение эффективности выработки трудноизвлекаемых запасов нефти физико-химическими методами: дис. ... д-ра техн. наук. Специальность 25.00.17 "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений". - Уфа, 2002.

9. Лисовский Н.Н. О классификации трудиоизвлекаемых запасов //Вестник ЦКР Роспедра. - 2009. -№ 6. - С. 33-34.

10. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения. Проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. Казань: изд-во ФЭН Академии наук РТ, 2005. - 688 с.

11. Плетнева М.Ю. Поверхностно-активные вещества и композиции. - М.: ООО «Фирма Клавель», 2002. - 768 с.

12. Рогачев М.К. Исследование и разработка растворов поверхностно-активных веществ для заводнениянизкопроницаемыхполимиктовых коллекторов/ Кузнецова А.Н.// Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник», №1, 2016г. с. 49-53.