Геологические 114775,3 тыс тонн, извлекаемые 36703,7 тыс тонн
жүктеу/скачать 0,99 Mb.
|
дипломная
British traditions and customs пÑав.2020, 450961.pptx
| Геологический разрез и структурная карта месторождения представлены в приложениях А и Б соответственно.
Надсолевой комплекс пород вскрыт большинством скважин пробуренных в пределах исследуемой площади. Нижележащие отложения палеозоя, включая нижний карбон, изучены глубокими скважинами пробуренными на подсолевом поднятии Кенкияк, среди которых скважины Г-96, Г-99, Г-100, Г-106 Г-107, Г-110, П-89 (Блаксай) расположены на исследуемой площади. Наиболее древними осадками, обнаженными на дневную поверхность изучаемой площади, являются альбские отложения. Расчленение разреза произведено по палеонтологическим и палинологическим данным, использовано различие литологии и цвета пород; наличие реперов на электрокаротажных диаграммах позволило коррелировать разрезы скважин между собой и выделить однородно охарактеризованные пачки пород, а также прослеживать и выявлять закономерность в изменениях мощностей отдельных толщ. В связи с тем, что основной интерес представляют надсолевые отложения, ниже дается их описание. Большинством скважин на Кокжидинском поднятии полностью вскрыт разрез мезозоя и представлен всеми тремя системами: триасовой, юрской и меловой. Пестроцветные континентальные отложения триаса, вскрытые на описываемой территории, относятся к нижнему отделу. Средний и верхний отделы триаса отсутствуют. На размытой поверхности отложений верхней перми несогласно залегают отложения нижнетриасового возраста. Песчано-глинистые отложения нижнего триаса палеонтологически охарактеризованы в структурных скважинах К-212 и К-215. В образцах из интервалов 440-445м (скв.К-215), 420-425м(скв.212) обнаружены Д. Кухтиновым остракоды Darwinula sp.,Gerdalia sp., Gaktivo (Star.), Darwinula ex gr. Sedecntis (Mand.), указывающие на принадлежность отложений к нижнему триасу. По минералогическим особенностям, промыслово-геофизическим данным, а также по аналогии с соседними площадями Кенкияк, Тасши, Шенгельши, Мортук нижний триас расчленяется более дробно на индский и оленекский ярусы , отвечающие соответственно ветлужской и баскунчакской сериям. Отложения оленекского яруса на площади отсутствуют. Ветлужская серия представлена соркольской, кокжидинской и акжарской свитами, последовательно сменяющими друг друга (снизу вверх). Отложения соркольской свиты с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности татарских отложений. Литологически свита сложена терригенными породами: глинами, песками, песчаниками, мелкогалечными конгломератами. Нижняя граница соркольской свиты проводится по подошве конгломератового горизонта (горизонт T-III) охарактеризованного на каротажных диаграммах хорошо расчлененной кривой ПС. Верхняя граница описываемой толщи проводится по кровле второго нижнетриасового горизонта (горизонт Т-II). Толщина соркольской свиты достигает 77,5м. Отложения кокжидинской свиты согласно залегают на нижележащих породах соркольской свиты и представлены тонким переслаиванием песчаных и глинистых пород, с преобладанием последних. Отложения кокжидинской свиты являются флюидоупором для продуктивных горизонтов соркольской свиты. Разрез свиты литологически хорошо выдержан и является маркирующим репером, позволяющим уверенно коррелировать его в разрезах скважин. На каротажных диаграммах четко выделяется в виде равномерно-мелкозазубренной кривой КС, напоминающей пилу. Аналогичный характер имеет и кривая ПС, на кавернограмме этим отложениям соответствует увеличение диаметра ствола скважин. Толщина кокжидинской свиты более-менее выдержана по площади и изменяется в пределах от 83м (К-201) до 62м (К-340), т. е. уменьшается в восточном направлении. Восточнее скважин 345, 351 кровля отложений размыта. Отложения акжарской свиты, представленные песчано-глинистыми породами, залегают на отложениях кокжидинской свиты. Нижняя граница акжарской свиты хорошо отбивается по кровле песчано-глинистой толщи - “пиле” и резкой отрицательной кривой ПС. Верхняя граница отбивается по появлению сероцветов нижнеюрского возраста, на каротажных диаграммах по максимуму ПС и ГК, небольшому увеличению кажущихся сопротивлений. Акжарская свита фаунистически не охарактеризована. Отложения акжарской свиты развиты не повсеместно. Толщина отложений колеблется в пределах от 102м (К-201) до 0м. Восточнее скважин 345,351 они полностью размыты. Отложения юрской системы с угловым и стратиграфическим несогласием залегают на размытой поверхности нижнего триаса. Из отложений юрской системы на поднятии уверенно выделяются только нижний и среднеюрский отделы. Отложения нижней юры, несогласно перекрывают породы нижнего отдела триасовой системы. Литологически они представлены глинами, песками, песчаниками, последние в некоторых участках настолько плотные, что по каротажу отмечаются значительными оммическими сопротивлениями. Верхняя граница в большинстве скважин проводится несколько условно по повышенному сопротивлению на кривой градиент зонда или по глинистому прослою незначительной мощности. Нижняя граница нижнеюрских отложений уверенно проводится по резкой отрицательной аномалии ПС, кажущимся оммическим сопротивлениям до 5-6 ом·м, в то время как породы триасового возраста имеют сопротивления до 10 ом·м. Tолщина отложений нижней юры колеблется от 7 до 36 м, такая не постоянная толщина обусловлена предсреднеюрским размывом. Лагунно-континентальные песчанно-глинистые отложения средней юры несогласно залегают на размытой поверхности нижней юры. Характерным признаком для отложений средней юры является обилие обуглившихся растительных остатков и прослоев бурых углей незначительной мощности. Возраст среднеюрских отложений установлен на основании находок спорово-пыльцевых комплексов. По результатам палинологических исследований образцов из структурных скважин К-218, К-222, К-224 отложения средней юры представлены нерасчлененными байосс-батскими ярусами. Литологически отложения средней юры представлены глинами, песками и песчанниками, с прослоями бурых углей незначительной мощности. В толще среднеюрских отложений выделено три продуктивных горизонта: Ю-I, газовый, Ю-II и Ю-III - нефтяные, приуроченные к песчаникам коллекторам. Отложения меловой системы в изучаемом районе имеют самое широкое распространение и представлены нижним и верхним отделами. В состав нижнемелового отдела входит неокомский подотдел, аптский и альбский ярусы. Из неокомского подотдела на площади уверенно выделяются готеривский и барремский ярусы. Валанжинский ярус не выделяется, возможно, он уничтожен готеривской морской трансгрессией. На размытой поверхности пород юрской системы cо стратиграфическим несогласием залегают отложения готеривского яруса. По литологическому составу пород и каротажной характеристике, разрез готеривского яруса подразделяется на две свиты, нижнюю - пелециподовую и верхнюю - песчано-глинистую. К барремскому ярусу отнесена толща пестроцветных континентальных отложений, накопление которых происходило на размытой поверхности пород готеривского яруса. Литологически породы барремского яруса представлены в основании песчаным горизонтом, а в кровельной части глинистой пачкой (так называемая пестроцветная свита). Пески и песчаники зеленовато-серые, буровато-красные, мелко- и среднезернистые, слюдистые, известковистые Толщина барремского яруса колеблется от 47 до 64м. Темноокрашенные породы аптского яруса несогласно перекрывают нижележащие красноцветные осадки барремского яруса . Литологически породы аптского яруса представлены глинами, песками и песчаниками морского происхождения, при чем песчаные разности занимают подчиненное значение. Пески и песчаники темно-серого цвета, мелкозернистые, слюдистые. Толщина аптского яруса колеблется от 32,5-54 м. Отложения альбского яруса являются самыми древними, которые обнажаются на дневную поверхность в юго-восточной части межкупольной зоны, а также по оврагам и обрывам реки Темир. Несмотря на то, что отложения альба пользуются широким распространением и вскрыты всеми пробуренными на площади скважинами, они не расчленяются на более дробные единицы. Нижняя часть разреза альбских отложений представлена глинами, песками, песчаниками. Средняя часть альбского яруса представлена в основном песками с прослоями и линзами песчаника и глин. Возраст пород доказан палинологическим методом. В скважине К-46 из интервала 59-63 м палинологом ЦЛ Алексеевой В.И. определен спорово-пыльцевой комплекс, характерный для альбских отложений. Толщина средней части альбских отложений колеблется от 55 до 65 м. Отложения верхней части альбского яруса представлены песками с прослоями глин и песчаника. Толщина альбских отложений колеблется от 105 до 145 м. Общая толщина нижнемеловых отложений достигает 275 м. Верхнемеловые отложения на площади Кокжиде представлены двумя ярусами: сантонским и кампанским; отложения сеноманского, туронского и коньякского, а также маастрихского и датского ярусов в разрезе отсутствуют. Отложения верхнего мела на дневную поверхность выходят в северной и восточной части описываемой площади. Как указывалось выше, сантонские отложения с эрозионным и угловым несогласием ложатся на размытую поверхность альбских отложений. Нижнесантонские отложения в основном сложены темно-серыми крупнозернистыми песчаниками с желваками и кальками фосфорита. В основании залегает прослой галечника, состоящего из окатанных галек фосфорита, кристаллических и осадочных пород, который хорошо прослеживается и является маркирующим горизонтом. В верхней части разреза песчаник становится мелкозернистым и известковистым, количество фосфоритовых галек резко уменьшается. Толщина нижнесантонских отложений достигает 5 метров. Литологически верхнесантонские отложения представлены темно-серыми с зеленоватым оттенком глинами, сильно известковистые, загипсованные, с конкрециями пирита и остатками раковин макрофауны. Толщина верхнесантонского подъяруса достигает 26 метров. Литологически отложения кампана в подошвенной части представлены чередованием глин и мергелей. Глины зеленовато-серые, сильно известковистые, песчанистые, с включением кристаллов гипса, с раковинами фауны. Мергеля светло-серые, часто песчанистые, плотные. В основании кампана прослеживается прослой песка зеленовато-серого цвета с фауной и галькой фосфорита. В кровельной части отложения представлены глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми, сильно песчанистыми, переходящими в глинистые пески, с включением гипса и пятнами ожелезнения. Глины кампанского яруса характеризуются невысоким сопротивлением до 8 ом·м, сопротивление от 15 до 125 ом·м. Кривая ПС слабо дифференцирована. Толщина подъяруса 41м. 1.2.3 Тектоника В тектоническом отношении межкупольное поднятие Кокжиде расположено в восточной окраинной части Урало-Эмбенской солянокупольной области. Это поднятие со всех сторон окружено соляными куполами, с которыми оно граничит через узкие и неглубокие прогибы. На севере поднятие Кокжиде граничит с соляным куполом Арансай, на западе - с куполом Бозоба, на юго-западе - с куполом Кенкияк; на юге - с куполом Башенколь и на юго-востоке - с куполом Мортук. По сейсмическим данным, подсолевые отложения образуют обширное поднятие. Наличие солевого штока не подтверждается, но соленосные отложения с платами и линзами остаточной соли, возможно, присутствуют, хотя влияния на структуру поднятия они не оказывают. Вскрытый комплекс пород имеет различное тектоническое строение и образует два структурных этажа: нижний и верхний. Нижний структурный этаж включает отложения верхнепермского и нижнетриасового отделов. Породы юрской и меловой системы образуют верхний структурный этаж. Этажи отделяются друг от друга поверхностью древнего пенеплена с угловым несогласием, достигающим 10 В результате этого углы падения пород в структурных этажах довольно значительно отличаются друг от друга. Если углы падения пород в нижнем структурном этаже составляют 5-15, то в верхнем они уменьшаются до 030'-2°. Угловое несогласие с эрозионной поверхностью обуславливает и стратиграфическое несогласие: породы нижнеюрского отдела залегают на всех трех толщах нижнетриасового отдела. Строение верхнего структурного этажа представляет собой широтно-ориентировочную брахиантиклинальную складку, сводовая часть которой значительно осложнена небольшими поднятиями с амплитудой от нескольких до 15 метров. Эти локальные поднятия образуют три тектонические линии. Две из них проходят по обоим крыльям брахиантиклинальной складки. Северная линия включает два поднятия, а нижняя - три. В юго-восточной и восточной частях площади проходит третья тектоническая линия с двумя поднятиями. Нужно заметить, что в восточной половине площади широтное простирание локальных поднятий сменяется северо-восточным. Их размеры по длине изменяются от 2,2 до 5,5 км., а размеры по ширине - от 0,7 до 2,5км. Брахиантиклинальное поднятие Кокжиде имеет полные размеры порядка 12,5х22,5км. Его амплитуда составляет около 60-65м. Характерной особенностью разреза Кокжидинского поднятия является наличие эрозионных поверхностей. Кровля каждого из выделенных стратиграфических горизонтов (кроме аптского яруса) является в той или иной мере размытой, поэтому на границе двух стратиграфических единиц имеется незначительное угловое несогласие. Это обуславливает выполаживание в залегании пород по мере перехода от нижних горизонтов к более верхним. Какие-либо тектонические нарушения в разрезе Кокжидинской площади не установлены. Это является благоприятным фактором для накопления и сохранения нефтяной залежи. 1.2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов В пределах месторождения Кокжиде в среднеюрских отложениях установлены: газовая залежь в Ю-I горизонте, газонефтяная залежь в Ю-II горизонте и нефтяная залежь в Ю-III горизонте. Коллекторы литологически представлены переслаивающими песками и песчаниками. Коллекторы юрских горизонтов не выдержаны как по площади, так и по разрезу и характеризуются резким литологическим замещением коллекторов глинистыми породами Горизонт Ю-I. Газоносный горизонт Ю-I приурочен к кровле среднеюрских отложений и представлен тремя пластами-коллекторами, которые не выдержанны по площади. Толщина горизонта изменяется от 5 м (скважина 506) до 22.6 м (скважина 752) и в среднем составляет 14 м. Продуктивные коллекторы Ю-I горизонта распространены в разрезах скважин II и V блоков. В скважинах I, IV и VI блоков коллекторы являются водонасыщенными. В III блоке коллекторы Ю-I горизонта в скважине 761 замещены глинистыми породами. В скважинах 510, 511 и 725 коллекторы замещены глинистыми породами. Породы-коллекторы представлены песчаниками мелко-среднезернистыми и алевролитами крупнозернистыми, средне-крупнозернистыми полимиктовыми. В составе кластического материала преобладают зерна кварца (до 60-75%), в подчиненном количестве присутствуют полевые шпаты, обломки кремнистых, глинистых, карбонатных пород, листочки слюды (биотит, мусковит). Цемент глинистый, глинисто-кальцитовый (15-25%) контактовый, контактово-поровый, поровый, сгустковый. Для продуктивных отложений средней юры и нижнего триаса граничное значение проницаемости установлено равным 0.020 , граничное значение пористости для пород продуктивных отложений средней юры и нижнего триаса установлено равным 0.22 и 0.17, соответственно. 1.3 Физико-химическая характеристика нефти Физико-химическая характеристика нефти изучена по устьевым пробам, отобранных из горизонтов Т-III, T-II, T-I, Ю-III, Ю-II по 28 пробам из 17 скважин пробуренных в 80-е годы и по 3 пробам из 3 скважин пробуренных в 60-е годы. Горизонт Т-III Физико-химическая характеристика нефти горизонта Т-III изучена по двум поверхностным пробам из скважины 318. Плотность дегазированной нефти варьирует в пределах 0,844-0,847 и в среднем равна 0,846 . Нефть малопарафинистая (содержание парафина до 1,5%), малосер-нистая (серы до 0,52%), малосмолистая (содержание асфальтено-смолистых веществ до 5,4%). Температура застывания нефти ниже -15°. Горизонт Т-II Характеристика нефти горизонта Т-II изучена по двум поверхностным пробам из скважин 51 и 312. Плотность дегазированной нефти от 0,896 до 0,902 и в среднем равна 0,899 . Нефть малосернистая (асфальтено-смолистых веществ до 2,4%), малопарафинистая (парафина до 0,86%), малосернистая (серы до 0,65%). Температура застывания нефти -15°. Горизонт Т-I Характеристика нефти горизонта изучена по 5 поверхностным пробам из скважин 310, 312, 319. Плотность дегазированной нефти изменяется от 0,87 до 0,916 и в среднем составляет 0,89 . Нефть малосернистая (серы до 0,62%) малопарафинистая (парафин до 1,46%), малосмолистая (асфальтено-смолистых веществ до 5,2 %). Температура застывания нефти -15°. Таблица 1.2.5.1 Физико-химические свойства нефти
Горизонт Ю-III Характеристика нефти горизонта Ю-III изучена по 9 поверхностным пробам из скважин 206, 329, 333, 368, 373, 376 и 386. Плотность дегазированной нефти изменяется от 0,884 до 0,950 и в среднем равна 0,932 . Нефть горизонта Ю-III тяжелая, малосернистая (серы до 0,6%) малопарафинистая (парафин до 1,5%), малосмолистая (смол до 0,6 %). Температура застывания нефти от -10° до +10°. Горизонт Ю-II Физико-химическая характеристика нефти горизонта Ю-II изучена по 13 поверхностным пробам из скважин 300, 301, 302, 305, 309, 310, 317, 318, 320, 326, 333 и Г-46. Нефть тяжелая, плотность варьирует в пределах 0,897-0,949 и в среднем равна 0,921 . Нефть малосернистая (серы до 1,75%), малопарафинистая (содержание парафина до 2%), малосмолистая (содержание асфальтено-смолистых веществ до 12%). Температура застывания нефти от -15° до +20°. Нижнеюрский горизонт Физико-химическая характеристика нефти не изучена, так как по блоку А опробование объектов не проводилось, по блоку С и D были получены фильтраты бурового раствора. 2 Технико-технологическая часть 2.1 История проектирования и разработки месторождения В результате проведенных картировочных, структурно-поисковых и разведочных работ на месторождении Кокжиде выявлено 6 продуктивных горизонтов: 5 нефтяных и один газовый. Эксплуатация месторождения Кокжиде была начата пуском скважины № 1081 на объекте триасового отложения 25.06.1992 г., а с 12.10.1992 г. началась эксплуатация юрского объекта в скважине № 1082. Среднеюрский газоносный горизонт Ю-1 приурочен к кровле среднеюрской толщи и залегает на глубинах 270-310м. Признаки нефти и газа в кернах из этого горизонта отмечены в скважинах: 317, 318, 321, 326, 340. Горизонт прослежен на двух участках: на западе и в средней части структуры. Испытан горизонт в тринадцати скважинах: 300, 309, 310, 317, 318, 333, 335, 338, 367, 368, 379, Г-52, Г-57. В четырех скважинах (309, 310, 318, Г-57) Западного участка получены притоки газа до 11,71 тыс. /сут. На восточном участке в скважинах: 335, 368 получены притоки пластовой воды, а в скважинах 333, 338, 367 объекты оказались «сухими». Промышленная разработка месторождения связана с механизированным способом добычи с помощью глубинных штанговых насосов для триасовых продуктивных горизонтов и винтовых насосов для юрских продуктивных горизонтов с использованием внутриконтурного заводнения 2.2 Текущее состояние разработки 2.2.1 Объемы добычи нефти и газа С начала разработки на 1.01.2005 г. по месторождению Кокжиде добыто 356884 тонн нефти, 469270 м3 жидкости. Годовая добыча нефти на уровне 46,99 тыс.т, при обводненности продукции – 14.4%. Объем попутно добытого газа, исходя из начального состояния газосодержания, составляет соответственно для юрких и триасовых отложений – 34,319 и 1149,736 тыс.м3/т. Объем добычи за 2004 год составил 116121 тонн нефти, 147236 м3 жидкости. Средний дебит на одну скважину 9,7 тонн по нефти, 11,8 м3/сут по жидкости. 2.2.2 Состояние фонда скважин На 01.01.05 г. эксплутационный фонд месторождения Кокжиде составляет 15 скважин. Количество действующих скважин – 40. Из них 38 скважин оборудованы СШНУ и 2 скважины - ВШНУ. Нагнетательный фонд состоит из четырех скважин (№№ 508, 617, 618, 619). Скважины (№№ 507, 620, 1082) бездействуют по разным причинам (ремонта, ожидания освоения и временного простоя). 2.3 Техника и технология добычи нефти на месторождении По данным анализа работы добывающих скважин для месторождения Кокжиде в качестве основного способа эксплуатации предлагается механизированный способ с применением штангового глубинного насоса. Из опыта разработки залежей с высоковязкими нефтями известно, что попутная вода появляется уже в начальной стадии разработки, за счет чего быстро уменьшается доля нефти в добываемой жидкости, поэтому для обеспечения добычи нефти необходимо заранее предусмотреть возможность увеличения отбора жидкости по скважинам до оптимального. Для эксплуатации триасовых продуктивных горизонтов рекомендуется использовать: - станки-качалки СКД3-1,5-730 и ПШГНТ-4 с электродвигателем АОП2-71-4В или АОП2-71-6В; - глубинные насосы в невставном исполнении типа НГН-56 и НМ-25-57 d = 57 мм. со слабой пригонкой плунжера, насосно-компрессорные трубы d = 73х5,5 мм. (ГОСТ 633-80) марки “Д”, штанги d = 19 мм. марки 20-МГН (ГОСТ 13877-80); Для эксплуатации юрских продуктивных горизонтов рекомендуется использовать: - глубинные винтовые насосы RODEMIP типа 30 ТР 600 серии 2 3/8”; - насосно-компрессорные трубы d = 73х5,5 мм., штанги d = 19 мм. На скважинах, эксплуатирующихся глубиннонасосным способом, применяются штанговые глубинные насосы НГН-56 и станки-качалки СКД3-1,5-710, схема которого показана в приложении В. Длина хода станка-качалки составляет 0,7-1,0 м., число качаний - 6. В оборудовании устья типа ОУ колонна НКТ расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить исследовательские работы через межтрубное пространство. Запорное устройство оборудования - проходной кран с обратной пробкой. Скважинные приборы опускаются по межтрубному пространству через специальный патрубок. Для проведения работ по освоению, задавке и промывке забоя, затрубного пространства и колонны НКТ предусматривается циркуляционный клапан. Для подачи ингибиторов коррозии и солеотложений во всех скважинах необходимо установить ингибиторные колонны типа КММ-898-350К. 2.4 Методы добычи с применением растворителей Одним из наиболее ранних методов добычи дополнительной нефти является применение растворителей для извлечения нефти из проницаемой среды. В начале 60-х годов большое внимание уделялось закачке сжиженного нефтяного газа небольшими «оторочками» с последующим вытеснением сжиженного нефтяного газа сухим природным «продавочным» газом. С увеличением стоимости растворителя этот процесс стал менее привлекательным с экономической точки зрения. В конце 70-х годов из-за повышения цены на нефть и возросшего доверия в способность более точного определения нефтеотдачи, отмечается возрождение интереса к методам, применяющим растворители. В этот период лидирующее положение среди растворителей заняла двуокись углерода, хотя несколько других жидкостей также нашли свое применение. Две жидкости, смешивающиеся во всех пропорциях в одну жидкую фазу, являются смешивающимися жидкостями. Следовательно, смешивающиеся агенты смешивались бы во всех пропорциях с вытесняемой нефтью. Но наиболее рациональные смешивающиеся агенты только частично смешиваются с самой нефтью, поэтому в этом тексте мы используем термин вытеснение нефти растворителями. Конечно, многие растворители смешиваются с сырой нефтью при правильно выбранных условиях, но все растворители, представляющие коммерческий интерес, не смешиваются с водной фазой. Вытеснение нефти растворителями относится к тем методам повышения нефтеотдачи, в которых главная нефтедобывающая функция осуществляется благодаря экстрагированию, растворению, испарению, солюбилизации, конденсации или какому-либо другому фазовому изменению, в котором участвует нефть. В этих методах задействованы другие, иногда очень важные механизмы нефтеотдачи (уменьшение вязкости, увеличение объема нефти вследствие обогащения ее газом, режим растворенного газа), но основным механизмом должна быть экстрагирование. Это экстрагирование нефти может осуществляться многими жидкостями: органическими спиртами, кетонами, очищенными углеводородами, сжиженным нефтяным газом, природным газом и сжиженным природным газом, двуокисью углерода, воздухом, азотом, отработавшим газом, топливным газом и др. В этой главе мы остановимся на смешивающемся заводнении с применением газообразных растворителей СО2, СН4 и N2, но вы должны помнить, что существует много потенциальных агентов. 2.4.1 Рассмотрение процесса вытеснения нефти растворителями Учитывая многообразие растворителей, типов процессов и пластов, в нашем обсуждении мы вынуждены опустить один или несколько интересных вариантов. Поэтому в этом разделе мы рассмотрим вытеснение нефти двуокисью углерода (СО2), и далее выделим наиболее общие аспекты процесса вытеснения нефти растворителями. На рисунке 2.4.1 показан идеализированный вертикальный разрез между нагнетательной и добывающей скважинами. Рисунок 2.4.1 Схематическое изображение процесса вытеснения нефти с применением растворителей Безусловно, наиболее общее применение методов вытеснения нефти растворителями происходит в режиме вытеснения, как показано на рисунке, но сообщалось также и о закачке и добыче через одни и те же скважины. Закачка растворителей в пласт начинается на какой-то стадии истощения пласта, чаще всего при остаточной нефтенасы-щенности или истинных третичных условиях. Большинство процессов вытеснения нефти растворителями проводится в пластах, содержащих легкие нефти (вязкость нефти менее 3 мПа×сек), хотя имеется ряд исключений. Растворитель может закачиваться непрерывно, неразбавленным, попеременно с водой в процессе попеременной закачки газа и воды, как показано на рис.2.4.1, или может закачиваться даже одновременно с водой через парные нагнетательные скважины. Таким способом вода закачивается с растворителем, уменьшая обычно неблагоприятное отношение подвижностей между растворителем и нефтью. В частности, двуокись углерода может закачиваться растворенной в воде при явно несмешивающемся режиме, в результате которого нефть добывается за счет увеличения объема нефти вследствие обогащения ее газом и уменьшения ее вязкости. Если растворитель полностью (при первом контакте) смешивается с нефтью, процесс дает очень высокий предельный коэффициент вытеснения, т.к. существование остаточных фаз при этом невозможно. Если растворитель только частично смешивается с нефтью, общий состав в зоне смешивания (смешивающаяся зона на рис.2.4.1) растворителя и нефти может изменяться, образуя или развивая смешиваемость на месте. Независимо от того, является ли вытеснение развиваемым или смешивающимся при первом контакте, растворитель должен несмешиваю-щимся образом вытеснять любую подвижную воду, присутствующую в пласте наряду с пластовыми жидкостями. Экономика процесса обычно не позволяет закачивать растворитель бесконечно. Поэтому, обычно за ограниченным количеством или оторочкой растворителя следует продавочная жидкость, функция которой заключается в вытеснении растворителя в направлении добывающих скважин. Эта продавочная жидкость - воздух, вода и сухой природный газ (наиболее употребительные для этой цели вещества) - сама по себе может не быть хорошим растворителем. Но ее выбор обусловлен совместимостью с растворителем и наличием в больших количествах. Сходство между продавочной жидкостью в процессе вытеснения нефти растворителями и буферной оторочкой, регулирующей подвижность, в процессе мицеллярно-полимерного заводнения хорошо видно на рис.2.4.1. Хотя процесс, представленный на рис.2.4.1, по-видимому, относительно простой, коэффициент вытеснения и объемный коэффициент охвата довольно сложны. 2.4.2 Опыты по определению фазового поведения растворителей Фазовое поведение растворителя не единственный параметр, который определяет характер процесса вытесненя нефти растворителями, но оно имеет такое существенное значение, что мы посвящаем целый раздел некоторым из общепринятых экспериментов, проводимых для определения фазового поведения. Это обсуждение естественным образом приводит к наиболее часто упоминаемой характеристика фазового поведения растворителей - минимальному давлению смешиваемости. Единичный контакт В эксперименте, в котором исследуется единичный контакт, известное количество растворителя помещают в прозрачную ячейку, находящуюся под давлением, содержащую известное количество нефти. После того, как установилось равновесие при требуемой температуре и давлении, отбирают небольшое количество каждой фазы. Фазовые составы представляют концы равновесной рабочей линии. Нужно определить состав только одной фазы, т. к. состав другой фазы можно рассчитать по материальному балансу. Опыты, в которых исследуется единичный контакт, используются для определения диаграмм Р-Z (давление-состав), т.к. давление может быть изменено при постоянном общем составе путем изменения объема ячейки. Если опыт повторять при разных количествах растворителя, на тройной диаграмме получится траектория разбавления между растворителем и нефтью. Множественный контакт В этом эксперименте известные количества растворителя и нефти загружаются в прозрачную ячейку под давлением, как в опыте по определению единичного контакта, но после установления равновесия верхняя фаза сливается и смешивается во второй ячейке со свежей нефтью. Нижняя фаза в ячейке аналогичным образом смешивается со свежим растворителем. Верхняя фаза сливается таким образом неоднократно, чтобы воспроизвести дискретно смешивание, которое имело бы место при передних контактах зоны смешивания растворителя и нефти. Последующие смешивания с нижней фазой представляют собой обратные контакты. Все контакты осуществляются при постоянной температуре и давлении. Обогащение растворителя при передних контактах или обогащение нефти при обратных контактах может явиться причиной исчезновения одной из фаз. Это именно то, что прогнозируется аргументами, использованными в разделе классификации процесса: ячейка единой фазы при передних контактах означает режим испаряющегося газа; при обратных контактах - режим конденсирующего газа; и две или несколько фаз при всех контактах - несмешивающийся процесс. Если исходная ячейка представляет собой единую фазу при всех комбинациях растворителя и нефти, процесс является смешивающимся при первом контакте. Опыт в какой-то степени зависит от начальной загрузки в первую ячейку, так что результаты являются не более, чем указанием классификации процесса. Если замерять фазовые составы на каждом этапе, на тройную диаграмму можно нанести бинодальную кривую и рабочие линии. Соответствие опытов с единичным и множественными контактами, подтверждает псевдокомпонентное изображение многокомпонентного равновесия. В опытах как с единичным, так и с множественными контактами ставка делается на визуальные наблюдения, но при тщательном выборе исходных объемов эти опыты являются удобным способом определения полных данных тройного равновесия. Орр и Силва (1982) предложили метод измерения фазового поведения через непрерывный контакт. Тонкая трубка Связующими между вышеупомянутыми статическими измерениями и керновыми заводнениями являются эксперименты, проводимые на тонких трубках. Эти эксперименты представляют собой вытеснение нефти растворителями в отсутствии воды при постоянной температуре. Проницаемая среда состоит из шариков или несцементированного песка, набитого в трубки очень малого сечения и часто большой длины. Вытеснения проводятся при постоянном давлении на одном конце системы, и т.к. проницаемость среды велика, перепады давления незначительны. Особенностью экспериментов на тонких трубках, не принимаемой во внимание, является большое соотношение геометрических размеров (отношение длины к диаметру). Оно предназначено для подавления образования языков в результате разности вязкостей, т.к. большая длина означает, что во время вытеснения имеется достаточно времени, чтобы поперечная дисперсия подавила все возмущения потока. Небольшие возмущения длины волны не произойдут вовсе, т.к. диаметр трубки меньше критической длины волны. В таком случае, эксперимент на тонкой трубке предназначен для получения однозначно выраженного критерия эффективности растворителя в процессе вытеснения. Но в силу ярко выраженного искусственного характера проницаемой среды и экспериментальных условий (отсутствие воды), это не реальная эффективность. Лучше всего эти результаты рассматривать как критерий свойств фазового поведения в динамическом режиме. Минимальное давление смешиваемости Хотя в ходе эксперимента на тонкой трубке можно контролировать составы выходящего потока, до сих пор, безусловно, наиболее общей информации, получаемой в этих экспериментах, является минимальное давление смешиваемости. Так как, смешиваемость растворителя возрастает с увеличением давления, суммарная нефтеотдача должна также возрастать с увеличением давления. Это происходит в действительности, но существует давление, выше которого дополнительное увеличение давления влечет за собой лишь минимальное увеличение нефтеотдачи. Давление, при котором нефтеотдача выравнивается, является минимальным давлением смешиваемости или минимальным динамическим давлением смешиваемости. Минимальное давление смешиваемости иначе определяется как: давление, при котором нефтеотдача при tD = 1,2 порового объема закаченного СО2, равнялась или была очень близка к максимальной конечной нефтеотдаче, полученной в ряде опытов, давление, при котором нефтеотдача составляет 80% в момент прорыва СО2 и 94% при газовом факторе 40 000 ст. куб. фут/баррелей в нормальных стандартных условиях на поверхности, давление, при котором нефтеотдача составляет 90% при tD = 1,2 углеводородного порового объема закаченного СО2 Другие подчеркивают качественней характер определения смешиваемости. Важность точного определения неизвестна; все определения показывают одинаковые тенденции при корреляциях. Результаты экспериментов на тонких трубках дают минимальное давление, развивающее смешиваемость, необходимое для вытеснения. Таким образом, минимальное давление смешиваемости соответствует давлению, при котором критическая рабочая линия проходит через состав нефти. Это давление значительно меньше давления, требуемого для полной смешиваемости или смешиваемости, происходящей при первом контакте (сравните графики минимального давления смешиваемости с диаграммами Р-7). Это начало пологого участка кривой на графике зависимости нефтеотдачи от давления: любое дополнительное увеличение давления не увеличивает нефтеотдачу, т.к. выше минимального давления смешиваемости вытеснение проявляет тенденцию к изменению от развитой смешиваемости к смешиваемости, происходящей при первом контакте. Эти наблюдения подтверждаются также и измерениями состава, при которых свойства фаз (вязкость, плотность и состав), добываемых при давлении ниже минимального давления смешиваемости, приближаются друг к другу по мере достижения минимального давления смешиваемости. Минимальное давление смешиваемости СО2 определяется по температуре, давлению, чистоте растворителя и молекулярной массе тяжелой фракции пластовой нефти. Как правило, минимальное давление смешиваемости возрастает с увеличением температуры и молекулярной массой тяжелой фракции. 2.5 Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пласта Использование диоксида углерода было начато в начале 50 годов в штате Нью-Йорк (США), промышленный эксперимент по закачке водного раствора СО2 длительностью 10 лет позволил увеличить нефтеотдачу на 10 %. Опыт показывает, что при закачке СО2 нужно учитывать неоднозначность получаемых результатов, возможность побочных эффектов (выпадение осадков в пласте, коррозия нефтепромыслового оборудования), вероятность быстрого прорыва реагента к забоям добывающих скважин, необходимость транспортировки значительного количества СО2 на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки. 2.5.1 Механизм вытеснения Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при температуре ниже 31 С. При температуре выше 31 С двуокись углерода находится в газообразном состоянии, при давлении меньшем 7.2 МПа из жидкого переходит в парообразное. Образующаяся при растворении СО2 в воде угольная кислота H2CO3 растворяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки. При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО2 (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный растворитель (смешивающееся вытеснение). В пласте образуются три зоны. 1. Зона первоначальной пластовой нефти 2. Переходная зона 3. Зона чистого СО2 Если СО2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО2 формируется вал нефти, вытесняющий пластовую воду. Диоксид углерода обладает нефтевытесняющими свойствами, благодаря его способности. 1. Хорошо растворяется в нефти и в пластовой воде, и наоборот, может растворять в себе нефть и воду. 2. Уменьшает вязкость нефти, и повышает вязкость воды при растворении в них, тем самым снижая подвижность воды относительно нефти. 3. Увеличивать объем нефти при растворении в ней СО2 и повышать эффективность вытеснения и доотмыва нефти. 4. Снижают межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшают смачиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают таким образом, переход нефти из пленочного состояния в капельное. 5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия. При вытеснении нефти СО2 в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы. 1. Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода. При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизонтах и при ограниченных темпах закачки при условии – Рпл (пластовое давление) меньше Рн (давления насыщения). Этот вариант на практике маловероятен. 2. Вытеснение сжиженным СО2 Если Тпл меньше Ткр, Рпл больше Рн, вытесняющий агент жидкий СО2 – вытесняемая среда – жидкие углеводороды и пластовая вода. 3. Вытеснение со смешиванием Схема вытеснения осуществляется при подаче в пласт как газообразного, так и жидкого диоксида углерода. Необходимое условие. Рпл больше Рсм (смешивания), т.е. давление, при котором происходит полное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление смешивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обобщенно характеризуется молекулярной массой. Схема вытеснения делится на несколько зон по ходу фильтрации. 1. Зона вытесняемой нефти (жидкая углеводородная фаза) 2. Промежуточная зона (жидкая, газообразная либо газожидкостная фаза), которая состоит как из углеводородных компонентов, так и из СО2. 3. Зона полной взаимной растворимости нефти и диоксида углерода без фазовой границы раздела. 4. Зона вытесняющего агента, в которой диоксид углерода находится, как правило, в газообразном (Тпл. больше Ткр), либо в жидком состоянии (Тпл меньше Ткр, Рпл больше Рн). При Рпл меньше Рсмешивания зона полной взаимной растворимости отсутствует и получается, что вытеснение происходит без смешивания. 5. Вытеснение карбонизированной водой. Меньше зависит от давления и температуры, при этом происходит двухфазная (жидкость-жидкость) фильтрация, а СО2 присутствует в обеих фазах, больше в воде и меньше в вытесняемой нефти, давление больше давления растворимости СО2 в воде. 2.5.2 Способы закачки По последовательности и характеру закачки СО2 в пласт, выделяются. - непрерывная закачка СО2 - закачка оторочки СО2 с последующим ее проталкиванием водой - закачка оторочки СО2 с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа - чередующаяся закачка СО2 и воды. По данным ВНИИнефти наиболее приемлема чередующаяся закачка СО2 и Н2О. Суммарный объем закачки СО2 составляет 30 %. Закачка 1 т диоксида углерода (СО2) на месторождениях Венгрии и США дополнительно получают нефти до 1.6 тонны. 2.5.3 Свойства диоксида углерода В зависимости от давления и температуры СО2 может находиться в жидком, твердом и газообразном состояниях. Термодинамические параметры СО2 Молекулярная масса - 44.01 Свойства при нормальных условиях (0С, 101.3 кПа) Удельный объем, дм3/кг Относительная (по воздуху) плотность 1.529 Критические свойства Давление, МПа -7.384 Температура, С – 31.04 Удельный объем дм3 (литр)/кг - 2.14 Свойства в тройной точке Давление, Мпа – 0.528 Температура, С - 56.6 Удельный объем твердой фазы л/кг – 0.661 Температура сублимации, С -78.48 От источника в систему транспортировки, а затем на промысел диоксид углерода поступает вместе с примесями других газов. При повторном использовании СО2, добываемого вместе с пластовой продукцией нефтяных скважин, в составе закачиваемого реагента имеется метан. В закачиваемой среде метан может содержаться и в том случае, когда источником СО2 является природное месторождение. 2.5.4 Гидратообразование Диоксид углерода при насыщении парами воды образуются кристаллогидраты. Условия формирования гидратов в смесях, содержащих диоксид углерода, определяются при помощи уравнений. Кi= уi/хi, уi – молярная доля i-го компонента в газовой фазе смеси, хi – молярная доля компонента в жидкой фазе. Когда начинает выпадение гидратов, то справедливо уравнение. (уi / Кi)=1 п- число компонентов в смеси. Выпадение гидратов в смеси происходят при давлении 1.13 МПа. Предотвратить выпадение достигается повышением температуры или снижением давления. 2.5.5 Коррозия Диоксид углерода в газообразном состоянии классифицируется как инертное вещество, при взаимодействии с водой образуется угольная кислота – Н2О +СО2=Н2СО3 Угольная кислота с рН = 3 – слабая кислота, которая влияет на коррозию. Борьба с коррозией в системах с СО2 – нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикоррозийном исполнении. Борьба с коррозией в системах с СО2 – это нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикоррозийном исполнении. При реализации проектов СО2 следует учитывать, что при растворении СО2 в нефти и воде происходит снижение температуры. Температурный эффект растворения СО2 может повлиять на образование асфальтено-смолисто-парафиновых отложений (АСПО) в пласте. Более существенный температурный эффект возникает при отклонениях от режима, утечках, приводящих к дросселированию среды. Температура сухого льда -78 С, образование пробок-наростов может вызвать так называемые «снарядные» эффекты при отсоединении труб. Может произойти порыв трубы. 2.5.6 Системы разработки Система разработки должна быть внутриконтурная – однорядная, трехрядная, пятирядная, либо различные виды площадного заводнения. Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки – до 40-50 га/скв, т.к. СО2 не ухудшает условия дренирования пласта. При решении вопросов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметичность, условия и продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин и принимать меры по защите от коррозии металла обсадных труб. 2.5.7 Недостатки метода 1. Снижение охвата пластов по сравнению с заводнением. 2. При неполной смесимости с нефтью легкие углеводороды экстрагируют, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. 3. Удаление источника СО2 от месторождения до 600 км экономически не выгодно. 4. Чистый СО2 без влаги не опасен в отношении коррозии, но при чередовании с водой становится коррозионно-активным. 5. При перекачке жидкого СО2 проблемой является транспорт. 6. Большое поглощение пластом – потери достигают до 75 % от общего объема закачки. 2.6 Технология СО2 для ПНО Технология базируется на наличии мощного источника диоксида углерода и возможности трубопроводной доставки реагента к месту его использования. По статистическим данным минимальная производительность источника составляет 0.5 млн. м3/сут, газообразного СО2 (1000 т/сут). Технологический комплекс включает: 1. источник реагента 2. установку по обогащению реагента 3. установку по подготовке СО2 к магистральному транспорту 4. хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода 5. магистральный трубопровод, состоящий из перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежуточных перекачивающих станций, линейной трубопроводной части, узлов приема – запуска разделителей 6. хранилище углекислого газа в месте использования СО2 7. агрегаты высокого давления для закачки СО2 в пласт 8. распределительные пункты 9. нагнетательные скважины СО2, входящие в систему нагнетания воды или специально пробуренные 10. систему регенерации попутно добываемого СО2 11. систему подачи регенерированного СО2 в нагнетательную линию (трубопроводы, насосы или компрессоры) 12. другие системы – защита от коррозии и гидратов, загущения СО2, контроля и управления, техники безопасности, охраны природы. Укрупнено технологический комплекс диоксида углерода для повышения нефтеотдачи состоит из четырех систем: 1. источник 2. система магистральной транспортировки 3. промысловая система закачки 4. система повторного использования СО2 Источники и система повторного использования СО2 Диоксид углерода доступный и распространенный реагент, используется в химической отрасли. Содержится в качестве составного компонента в природных и искусственных смесях. 2.6.1 Основные источники СО2 1. отработанные газы теплоэнергетических установок 2. генераторные газы 3. побочные или отходы химических заводов и комбинатов 4. природный газ 5. продукция месторождения или его смесей с другими газами 6. нефтяной газ За рубежом получили наибольшее распространение – побочная продукция заводов по производству аммиака и водорода, природные газы, попутные газы, продукция месторождений с содержанием СО2 более 50 %. Содержание СО2 в дымовых газах составляет 11-13 %. Объемы сырья для получения СО2 зависят от мощности тепловых энергетических установок. Газы генераторных установок содержат не более 10 % диоксид углерода. Концентрация СО2 в продукции химических предприятий составляет 90 %. Диоксид углерода может быть в жидком или газообразном состоянии. Объемное содержание СО2 в продукции месторождений природного газа и конденсата составляет до 5 %. Астраханское месторождение до 20 % диоксид углерода. Основная задача при получении чистого СО2 это удаление сероводорода, который осуществляется с помощью испытанных процессов «MDEA», «Selexol». «MDEA» основан на растворимости сероводорода в метилдиэтаноламине. «Selexol» основан на использовании растворителей типа диметил или полиэтиленгликолевый. Этот процесс рекомендуют совмещать с процессом Клауса по получению серы. Установка Клауса обеспечивается сырьем (до 95 % сероводорода), а система воздействия на пласт реагентом с содержанием СО2 более 90 %. 2.6.2 Схема получения СО2 из продукции газовых месторождений Исходное сырье («кислый» природный газ) сжимается до давления несколько превышающего давление магистрального трубопровода СО2 (10.5 МПа) и охлаждается (в аппаратах воздушного охлаждения) до 38 0С. Затем газ поступат в абсорбер, где в результате контакта с растворителем гликогелеевого типа из газа удаляется сероводород (типа . «Selexol» ). Продукт с содержанием сероводорода не более 0.01 % и содержанием СО2 не менее 90 % поступает на головные сооружения трубопровода. Для 0.5 млн. м3/сут диоксид углерода составляет 3650 кВт, расход пара низкого давления – 2 т/ч, реагента растворителя 9 кг/сут. При содержании в продукции более 70 % СО2 природное месторождение может разрабатываться как источник диоксид углерода. Потенциальные запасы месторождений СО2 с давлением свыше 0.7 МПа составляют 900 млрд. м3 (5 регионов США – Вайоминг, Центральное Миссисипи, Северо-Восточное Нью-Мехико, Юго-Западное и Южное Колорадо), в Западной Сибири – Семидовская залежь, где СО2 содержится до 77 %. Газ подобных месторождений можно закачивать в нефтяной пласт без предварительной подготовки, доставка на территорию месторождения может быть осуществлена без перекачиваемых станций. Нефтяные газы можно рассматривать как вспомогательный источник закачки СО2, первоначальное объемное содержание диоксид углерода в нефтяном газе колеблется до 10 %. При высокой концентрации диоксид углерода в нефтяном газе разделение осуществляют при помощи растворителей. Исходный газ, содержащий до 85 % СО2, насыщенный водой при 38 0С и 0.28 МПа, сжимается в компрессоре до 2.1 МПа, смешивается с концентрированным растворителем, охлаждается в абсорбере-охладителе и выпаривается в предварительном сатураторе. Испарившейся газ направляется в блочный «Селехол-абсорбер», где сырой газ контактирует с выпаренным растворителем. Объемное содержание СО2 в газе снижается до 2 %. Диоксид углерода сжимается до необходимого давления в многоступенчатых компрессорах для закачки в пласт. Для приготовления 300 тыс. м3/сут СО2 составляет 1530 кВт, расход пара низкого давления 10.8 т/ч, охлажденной воды 9.5 м3/мин, реагента растворителя 9 кг/сут. Экономичное получение чистого диоксид углерода – завод, тепловые энергетические участки, газовое месторождение, месторождения СО2. Первичный источник диоксид углерода является аммиачный завод в г. Стерлингтоне, побочные газообразные отходы которого транспортируются на месторождения по магистральному трубопроводу при давлении 9.5 – 12 МПа. На первом этапе доля источника составляла 70 % или 0.3-0.4 млн. м3/сут. Нефтяной газ – извлекается 1.1-1.2 млн. м3/сут, т.е. до 80 %. 2.6.3 Системы транспортировки и закачки СО2 Схема 1
Схема 2 Компрессорная перекачка. Применяется в тех случаях, когда давление поступающего от источника продукта недостаточно для осуществления бескомпрессорной перекачки. При протяженном трубопроводе целесообразно строительство промежуточной компрессорной станции. Схема 3 Компрессорная перекачка с предварительным охлаждением. СО2 вначале сжимается в компрессорах и переводится в новое термодинамическое состояние – в область сверхкритической температуры и давления, т.е. Тнасыщения > Ткритической, р нас> р критической. Затем осуществляется охлаждение и конденсация транспортируемой среды в теплообменном аппарате, в результате чего СО2 переводится в зону жидкого состояния. Аппарат воздушного охлаждения применимы в условиях, когда температура окружающего воздуха не превышает 25 0С. Использовать можно, кроме Средней Азии. Охлажденный и полностью сконденсировавшийся СО2 подается в трубопровод Транспорт на всем протяжении осуществляется в жидком состоянии. При транспорте СО2 в жидком состоянии давление на всасывающей линии промежуточных насосных станций составит 5-7 МПа. От источника СО2 поступает в жидком состоянии при Тнас < Ткрит., Ржид. > Рнас. Схема 4 Безнасосная перекачка жидкого СО2. Перепад давления в системе в зимнее время по сравнению с летним повышается на 1.5- 2 МПа, что увеличивает подачу СО2 в зимнее время на 30-50 % по сравнению с летним. Схема 5 Насосная перекачка жидкого СО2. Эту схему целесообразно осуществлять в 2 вариантах. 1. С предварительным охлаждением 2. Без него 2.Простая схема – без охлаждения применяется в том случае, если температура поступающего от источника жидкого СО2 достаточно низкая, давление на приеме насоса невысокое, углекислый газ подается либо непосредственно, или после дросселирования. Если газ имеет высокую температуру, а насосы допускают на приеме лишь небольшое давление, то следует использовать вариант с охлаждением. На практике СО2 от источника может поступать из трубопровода в двухфазном состоянии. Делать выбор охлаждение или нагревание следует в зависимости температуры грунта в годовом разрезе. Метод повышения нефтеотдачи закачкой углекислоты наиболее эффективен при реализации крупномасштабного воздействия на пласт. В некотором смысле углекислота может рассматриваться как такой же рабочий агент, как вода системы ППД, но, разумеется, с более высокими нефтевытесняющими свойствами. Поэтому технология закачки СО2 при ее проектном промышленном развитии в корне отличается от технологии подачи любого другого химического реагента. Это связано с масштабами. Ориентировочная оценка показывает, что при закачке карбонизированной воды темп подачи реагента (а не рабочего раствора) примерно в 50—100 раз выше, чем при полимерном заводнении или при заводнении с ПАВ. При создании оторочек или при непрерывной закачке СО2 темп подачи реагента в пласт в 1000—2000 раз выше, чем при закачке ПАВ или ПАА. Эти соображения, конечно, справедливы при одинаковых темпах закачки рабочего раствора в целом. Крупномасштабная технология базируется на наличии мощного источника углекислоты и трубопроводной доставки реагента к региону использования. В общем виде технологический комплекс включает 10—12 элементов: 1) источник реагента; 2) установка по обогащению реагента; 3) установка по подготовке СО2 к магистральному транспорту; 4) хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода; 5) магистральный транспорт, состоящий из головной перекачивающей (насосной или компрессорной станции, промежуточных перекачивающих станций, линейной трубопроводной части, узлов приема — запуска разделителей; 6) хранилище углекислого газа в регионе использования СО2; 7) агрегаты высокого давления для закачки СО2 в пласт; 8) распределительные пункты; 9) нагнетательные скважины СО2, входящие в систему нагнетания воды либо специально пробуренные; 10) система регенерации попутно добываемого СО2; 1 1) система подачи регенерированного СО2 в нагнетательную линию (трубопроводы, насосы или компрессоры и т. д.); 12) другие системы: защиты от коррозии и гидратов; загущения СО2; контроля и управления; техники безопасности; охраны природы. На рисунке 2.6.1 представлена схема одного из вариантов подачи СО2 в пласт. Рисунок 2.6.1 Схема подачи СО2 в пласт для повышения нефтеотдачи: 1 — источник реагента; 2 — установка по обогащению реагента; 3 — установка подготовки С02 к транспорту; 4 — головная перекачивающая станция; 5 — узлы приема — запуска разделителей; 6 — линейная часть магистрального трубопровода; 7 — хранилище СО2 у потребителя; 8 — станция закачки С02 высокого давления; 9 — распределительные пункты; 10 — С02 с I ступени сепарации; 11— водонефтяная смесь; 12 — сборный пункт; 13 — нефтяные скважины; 14 — нагнетательные скважины; 15 — нефтяной газ со II ступени сепарации Зарубежный опыт реализации крупномасштабной технологии СО2 свидетельствует о наличии четырех основных проблем: магистрального транспорта углекислоты; преждевременного прорыва закачанной в пласт углекислоты к забоям нефтяных скважин; коррозии оборудования в технологической цепи начиная с устья нагнетательных скважин; регенерации СО2 на промысле. Наиболее приемлемый способ магистрального транспорта — трубопроводный. В таблице 2.6.1 дана характеристика основных схем трубопроводного транспорта углекислоты от источника к району потребления. Таблица 2.6.1 Характеристика основных схем трубопроводного транспорта углекислоты от источника к району потребления
2.7 Борьба с гидратообразованием 2.7.1 Общая харатеристика газогидратов Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи. Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определенный состав, но это – соединения молекулярного типа, возникающие за счет вандерваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку при их образовании не происходит спаривание валентных электронов и пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле. Гидраты газов достаточно широко распространены, имеют шесть различных форм в зависимости от молекулярной характеристики и структурных форм внутренних ячеек: молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями – проходами; канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы - клатратообразователи образуют кристаллическую решетку с трубчатыми полостями; слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующие клатраты, и молекул – включения; комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула – включение; линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющие трубкообразную форму; клатараты, образуемые в тех случаях, когда по молекулы – включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим. Гидраты газов и легколетучих жидкостей относятся именно к этим клатратам. Химической связи не существует между молекулами воды, образующими структурную решетку гидратов, и включенными молекулами газа. Молекулы воды при образовании гидрата и сооружении полостей как бы раздвигаются молекулами газа, заключенными в эти полости, удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26 – 1,32 см3/г (удельный объем воды в состоянии льда – 1,09 см3/г). Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного числа молекул воды и газа. Соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа - гидратообразователя. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа. Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, это наличие газов и их состав, фазовое состояние и состав воды, температура и давление. Состав газа определяет условия образования гидратов – чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре. Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений представляют собой большей частью смесь предельных углеводородов. Влагосодержание газов. Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ – вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места образования и интенсивности накопления газогидратов в различных частях технологической системы добычи и транспорта газа необходимо знать влагосодержание газа и изменение его в различных термодинамических условиях. Современные представления о генезисе углеводородов на нашей планете позволяют утверждать, что залежи природного газа и нефти сформировались в водонасыщенности пластах при вытеснении воды из пористых пластов – коллекторов. Генерируемые газы или нефть в земной коре постоянно контактирует с поровой водой, и насыщаются ее парами. Содержание их определяется составом газа, минерализацией воды, давлением, температурой и параметрами пористой среды пласта. Растворимость воды в жидких углеводородах. Сжиженные углеводороды вплоть до бутана в присутствие воды также дают гидраты, которые нарушают технологию их перекачки и переработки. Количество воды, растворенной в жидких углеводородах, зависит от давления, температуры и их молярного состава. Растворимость газов в воде. Экспериментально доказано, что в объеме воды при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до, и после образования гидрата. Природные газы довольно активно растворяются в воде даже при низких давлениях. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газа в воде снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа в воде. Присутствующий в воде азот, водород и гелий снижают растворимость газов в воде. Во время всего периода разработки газовых и газоконденсатных месторождений при водонапорном режиме (pпл = const) все параметры газа (а следовательно, и его влажность) постоянны. Влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и в магистральных газопроводах постоянно, определяется заданным режимом каждого звена системы обустройства. Влагосодержание природных газов при движении по газопроводам зависит от изменения давления и температуры. 2.7.2 Место образование гидратов Правильный прогноз места образования гидратов обеспечивается выбор наиболее эффективного способа предупреждения накопления гидратов. Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования, или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной. При создании подземного хранилища газа в охлажденной структуре интенсивная закачка газа может привести к образованию гидратов в пласте и его закупорке. Гидраты в стволе скважины могут образоваться на забое, в колонне фонтанных труб, особенно при наличии в них дроссельных устройств, в кольцевом пространстве, в приустьевом оборудовании. Наиболее опасный период – пусковой, когда ствол скважины не прогрет. Для определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости p-t, фактическое изменение давление и температуры потока газа. При снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды, ниже равновесной температуры произойдет образование и накопление гидрата. Интенсивность накопления гидратов определяется состоянием воды, переохлаждения и турбулентностью потока, скоростью формирования свободной поверхности контакта и другими факторами. жүктеу/скачать 0,99 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||