Курсовая Технологии извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового горения
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-25Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
от 25%
Подписываем
договор
Министерство образования РБ
Ишимбайский нефтяной колледж
Технология извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового
горения
Курсовая работа
0906ЭСз-2-04
Выполнил…………………………………………………………/Шамсутдинов М.Р./
Проверил………………………………………………………./Елисеева И.С./
2006
Ишимбайский нефтяной колледж
Дата выдачи задания «....»...........2006г. УТВЕРЖДАЮ:
Дата окончания проекта «....».……...2006г Зам. Директора по учебной роботе
_____________________КирееВо Т.Н
«……….»………………………………………………….…2006г.
Задание
на курсовую работу по дисциплине
«Разработка нефтяных и газовых месторождений»
Студент заочного отделения………Шамсутдинов М.В.…………………………………….……...
Курса…………………5…………………………………………………………………………………………………………………….………
группы………………ЭСз-2-04…………………………………………………………………………………………………………..
Специальность 0906 «Эксплуатация нефтяных и газовых
Месторождений
Тема:………Технология извлечения высоковязких нефтей из недр с использованием внутрипластового ……………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..
……………………………………………………………………………………………………………………………………………………………..
Содержание курсовой работы
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 05щие сведения о районе месторождения
1.2 Стратиграфия и тектоника
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.5 Состояние разработки месторождения
2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История вопроса
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
2.4 Расчетная часть
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
2.5 Экологическая безопасность
3 Заключение
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
Руководитель курсовой роботы…………………………/И.С. Елисеева /
Студент………………………………………………………………/Шамсутдинов М.Р./
Содержание курсовой работы
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1.1 05щие сведения о районе месторождения
1.2 Стратиграфия и тектоника
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.5 Состояние разработки месторождения
2. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 История вопроса
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
2.4 Расчетная часть
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
……………………………………………………………………………………………………………………
2.5 Экологическая безопасность
3 Заключение
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
Основной задачей любой нефтяной компании является максимальная добыча нефти с минимальными затратами.
В проведенном ниже анализе рассмотрим состояние фонда скважин, оборудованных УЭЦН на Харампурском месторождении ЦДНГ-2. Причины устранения отложений парафина, смолистых отложений на рабочие органы УЭЦН, методы борьбы с данными отложениями.
1.1 Общие сведения о районе месторождения
Харампурское месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние от района до поселка Тарко-Сам составляет
Ближайшими месторождениями являются: Фестивальное, расположенное в
Площадь Харампурского месторождения расположена в южной части Пурской низменности на севере Западно-Сибирской равнины и представляет собой пологоволнистую заболоченную равнину с абсолютным отметками рельефа от +80 (на водоразделах) до +
Рельеф имеет слабое эрозисное, долинно-болотное и сильно озерное расчленение осложнен речными террасами, буграми пучения. На всех формах рельефа характерно разобщенное залегание современной и древне вечной мерзлоты водораздельно-долинного типа.
Климат района резко континентальный. Продолжительность устойчивых морозов около 180 дней. Количество дней с метелями более 30. Средняя температура с метелями более 30. Среднее температура воздуха холодного периода 22-30
°
С. Снежный покров сохраняется 210 дней, а
°
С. Гидрографичная сеть представлена реками, формирующими бассейн реки Таз - это верхняя течение реки Часелька и левый участок реки Толька, а также бассейна реки Пур - реки Харампур и Пюхятьяха, правые притоки реки Айвоседур. Все эти реки не судоходны, с узкими долинами и сильно извилистыми руслами.
Грунтовые воды района открытые безнапорные: уровень их состояния близок к дневной поверхности и лишь на суходолах понижается на 2-
Полезная толщина представлена мелкими песками, средняя толщина которых составляет
Подземные воды огромную ценность для водоснабжения промысловых объектов представляет пресные подземные воды
Межмерзлотные воды стратеграфически приручены к атлым-новомехайловскому водоносному горизонту в интервале межмерзлосного толика, толщина которого не превышает
Атлым-новомехайловский водоносный горизонт имеет хозяйственно питьевого значения. Глубина залегании кровле водоносного горизонта 50-
Геологический разрез Харампурского месторождения сложен мощной (3900-4000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузолии-перматри-ассового возраста.
В составе юрских отложений изучаемого района выделяются осадки всех трех отделов: нижний, среднего и верхнего. Осадки среднего отдела включают тюменскую свиту. В разрезе прибрежно-морских и более глубоководных верхнеюрских отложений выделяются свита васюганская.
По литологической характеристике свита делится на нижнюю (глинистую) и верхнюю (песчано-глинистую) под свиты.
Нижняя подсвита сложена аргиллитами, темно-серыми до серых буроватым и зеленоватым оттенком, преимущественно тонкоотлученные с прослоями аловралитов и песчаников. Характерен растительный детрит, пирит, редкие осадки двустворок, аммионитов и аршлетов. Алевриты серые с буроватым оттенком. Агрелиты темно-серые и серые с буроватым оттенком. Породы биотурбировант. Характерны пирит, редкие осадки аммонитов и двустворок. Песчаники васюганской свиты регионально нефтеносны, к ним приручен продуктивный горизонт Ю1. На Харампурском месторождении в состав горизонта Ю1 входят четыре продуктивных пласта (Ю11 , Ю12 , Ю13 , Ю14). Возраст осадков - колловейский -
В пределах месторождения васюганская свита вскрыта почти во всех скважинах на глубинах 2818-
1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов
Горизонт Ю стратиграфически изучен к верхней части васюганской свиты. В объеме горизонта выделяются четыре пласта Ю11 - Ю14 продуктивных на Харампурском месторождении. Пласты развиты по всей территории месторождения и характеризуют резной литолого-фациальной изменчивостью. Зоны глинизации различных размеров и конфигураций экранируют залежи углеводородов во всех пластах за исключением Ю13 . Юрская часть разреза является наиболее изученной керном. Коллекторы пластов горизонтов охарактеризованы в 39 разведочных и 12 эксплуатационных скважинах. Освещенность керном эффективных толщин изменяется от 14,3 до 36% газа и нефтенасыщенность от 16,9 до 80% и от 27,7 до 43,3%.
Горизонт представлен серыми, зеленовато-серыми, мелкозернистыми песчаниками олевромистыми, слоистыми за счет прослойков темного глинистого материала, местами с пятнистой текстурой за счет биотурбизации осадка, участками обогащенными смолой и глауконитом, с прослоями олевролитов и оргелитов.
Коллекторами горизонта являются среднее и мелко зернистые песчаники и олевролиты. Текстура пород однородная, реже слоистая или мензовитая за счет распределения глинистого материала, органики и слюды, местами за счет намывов сидерита.
Минеральный состав обломочной части коллекторов горизонта практически одинаков. Основными породообразующими минералами являются кварц (35-45%), полевые шпаты (40-50%), слюда (2-3%) и обломки пород
Преобладающий размер обломков составляет в песчаниках 0,14-
Полевые шпаты представлены клавливыми разностями и пломоклазами, среднее и сильно изменены пелитизацией и сритизацией.
Цемент до 10-15% пленочного-порового типа, часто распределен неравномерно. Глинистый материал - хлорид-гидрослюдяного состава. Поры выполнены каолинитом, составляющим большую часть цемента (до 55-65%).
Из вторичных изменений в породах отличаются структуры разъединения, замещения обломочного материала кальцитом, с образованием вторичного пустотного пространства. Наряду с этим наблюдается хлоритизация обломков, что приводит к сужению или запечатыванию поровых каналов.
В целом по площади коллектора горизонта Ю1, преимущественно
V
1
реже,
IV
классов, по классификации А.А.Ханина при наличии единичных высокопроницаемых прослоев песчаников.
Различные в фильтрационно-емкостных свойствах коллекторов связаны преимущественно с их гранулометрическим составом, степенью отсортированности обломков, характером распределения цемента и интенсивностью проявления вторичных процессов.
Различающие пласты непроницаемы перемычки представлены песчано-олевралитовыми разностями мелкозернистыми с глинисто-карбонатным и карбонатным цементом и аргиллитами темно-серыми олеролитами.
1.4 Характеристика пластовых флюидов
Свойства и состав растворенного в нефти газа.
Показатели | Объекты |
| Ю1 | |
Относительная плотностьОбъемное содержание в газе, % Азот Метан Этан | 1,118 1,75 76,99 9,34 |
Показатели | Объекты |
| Ю1 | |
Плотность при температуре С0, кг/мДинамическая вязкость нефти мПа/с в условиях поверхности пластовых Газовый фактор Объемный коэффициент Давление насыщения МПа Содержание в %Серы Смол Парафина | 0,5 100 1,659 21 0,14 2,84 4,13 |
В
Южно-Харампурское месторождение было введено в разработку в 1994г. За 2004г. добыча нефти составила 1255,850 тысяч тонн, жидкости - 1628,724 тысяч тонн. С начала разработки добыли 7322,460 тысяч тонн нефти, что составляет 19,5%. Текущая обводненность продукции 22,9%
Закачка за отчетный период 5539,229 тыс.м3 воды, с начала разработки -17803,895 тыс. м воды. Текущая компенсация составила - 209,3 % накопленная -125,4%.
2.1 История вопроса
Внутрипластовое горение. Извлечение нефти из пластов при
внутрипластовом горении осуществляется - нагнетанием в пласт воздуха или же воздуха и воды. В первом случае метод получил наименование «сухого» внутрипластового горения, во втором - «влажного» внутрипластового горения.
Суть метода внутрипластового горения при разработке залежей нефти сводится к образованию и перемещению по пласту высокотемпературной зоны сравнительно небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха..
Метод внутрипластового горения подразделяют по направлению движения окислителя и источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте.
Процесс внутрипластового горения имеет следующие разновидности по направлению движения окислителя:
прямоточный процесс внутрипластового горения и окислителя совпадают;
противоточный процесс, когда зона горения движется навстречу потоку окислителя.
По источнику топлива для поддержания окислительных реакций в пласте внутрипластовое горение различают на:
процесс с вводом в пласт дополнительного топлива, которое в определенных условиях компенсирует недостаток в образовании топлива непосредственно из пластовой нефти.
2.2 Уровень разработанности проблемы в теории
В настоящее время наиболее изучен и широко применяется на нефтяных месторождениях прямоточный процесс внутрипластового горения без ввода в пласт дополнительного топлива.
Прямоточный процесс внутрипластового горения, как и любая его
Между забоем нагнетательной скважины и фронтом горения размещается выжженная зона. При нормальном течении процесса в ней остается сухая, свободная от каких-либо примесей порода пласта. У кровли и подошвы пласта в данной зоне после прохождения фронта горения может оставаться нефтенасыщенность, так как в связи с потерями тепла в кровлю и подошву температура в этих частях может оказаться недостаточной для воспламенения топлива. Лабораторными и промысловыми наблюдениями установлено, что зона фронта горения имеет сравнительно малые поперечные размеры и не доходит до кровли и подошвы пласта. Непосредственно перед фронтом горения в поровом пространстве породы движется зона коксообразования и испарения сравнительно легких фракций нефти и связанной воды. Нагрев этой области пласта осуществляется за счет теплопроводности и конвективного переноса тепла парами воды, нефти и газообразными продуктами горения. Температура в этой зоне падает от температуры горения до температуры кипения воды (в смеси с нефтью) при пластовом давлении.
1 - при отсутствии закачки; 2 - при закачке горячей воды; 3 - при закачке холодной воды.
Перед зоной испарения движется зона конденсации паров воды и нефти. Температура зоны равна температуре кипения смеси воды и нефти. Впереди этой зоны движется зона жидкого горячего конденсата нефти и воды. Температура в зоне снижается от температуры конденсации до пластовой. Впереди зоны конденсата нефти и воды может образоваться «нефтяной вал» (зона повышенной нефтенасыщенности) при температуре, равной пластовой.
Последняя зона - зона нефти с начальной нефтенасыщенностью и пластовой температурой, через которую фильтруются оставшиеся газообразные продукты горения.
Условие функционирования прямоточного процесса внутрипластового горения сводится к тому, что количество образовавшегося в пласте кокса должно составлять
В последнее время с неплохими результатами проводят опытно-промышленные работы по влажному внутрипластовому горению, суть которого заключается в том, что одновременно с воздухом в пласт подают в определенном соотношении воду. Очаг горения после себя оставляет нагретую породу, тепло которой при обычной схеме используется лишь частично на нагревание воздуха. При добавлении воды оставшееся тепло можно использовать на ее нагрев и испарение. Испарившаяся вода проходит через; фронт горения, не оказывая существенного влияния на процесс горения. Достигнув же зоны конденсации водяной пар конденсируется, увеличивая размеры этой зоны и количество тепла в ней. Скорость перемещения нефти от нагнетательной скважины к добывающей при влажном горении выше.
2.3 Уровень разработанности проблемы в практике
Закачка теплоносителей сопряжена с большими потерями тепла в наземных коммуникациях. Так, в поверхностных паропроводных теряется 0, 35...3,5 млн. к Дж/сут на каждые
Метод заключается в следующем.
На забое нагнетательной скважины с помощью горелок различной конструкции создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.
Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородосодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 400оС и улучшает процесс вытеснения нефти.
Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении (ВГ) действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.
Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения. Зона горения перемещается от нагнетательной скважины вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450...500оС вызывает следующие процессы в пласте. 1. Переход в газовую фазу легких компонентов нефти. 2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов. 3. Горение коксоподобного остатка. 4. Плавление парафина и асфальтенов в порах породы. 5. Переход в паровую фазу платсовой воды, находящейся перед фронтом. 6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом и смешивание выделяющихся
В пласте образуются несколько зон:
I
- выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса;
II
- зона горения, в которой максимальная температура достигает 300...500оС;
III
- зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг нефти, пластовая и связанные воды превращаются в пар;
IV
- зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров, нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам газами, образовавшимися в результате горения СО2, СО,
N
;
V
- зона увеличенной насыщенности;
VI
- зона увеличенной нефтенасыщенности, в которую перемещается нефть из предыдущих зон, температура в этой зоне близка к первоначальной;
VII
- невозмущенная зона, в которой пластовая температура остается первоначальной.
Экспериментальные работ позволили установить следующие количественные данные: 1) на горение расходуется до 15% запасов пластовой нефти; 2) горение ведется при температуре около 375оС, на что требуется 20...40 кг кокса на 1 куб.м. породы; 3) для сжигания
Например, на залежи Павлона Гора за 66 суток было закачено 600 тыс. куб. м. воздуха.
Материальный баланс процесса ВГ представляется так:
I
н =
I
нд +
I
нг +
I
уг
I
н - количество нефти до процесса;
I
нд - количество добытой нефти в регультате ВГ;
I
нг - количество сгоревшей нефти;
I
уг - количество нефти, превратившейся в углеводородный газ.
Задача.
Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: пористость терригенного пласта
m
= 0,29; толщина пласта
h
=
S
н
= 0,68; водонасыщенность пласта
S
в
= 0,32; расстояние от нагнетательной до добывающей скважин а = 200м; забойное давление в добывающих скважинах Рзаб д = 8 мПа; забойное давление в нагнетательной скважине Рзаб н = 18 мПа; радиус нагнетательной и добывающей скважин
r
с
= 0,084м; проницаемость пласта для воздуха К = 0,35 · 10-12; вязкость воздуха в пластовых условиях м
r
= 1,8 · 10-5Па · с; расход топлива
g
= 27,4 кг/м3; удельный расход окислителя
V
'окс = 14,7 м3/кг.
Принять радиус фронта горения в конце первого периода
r
ф
= 50м; коэффициент охвата пласта по толщине
dh
= 0,9; коэффициент нефтеотдачи не охваченных горением
λ
= 0,3
Решение
Рассчитываем объем воздуха для выжигания 1м3 пласта
V
' =
д·
V
окис
;
V
'
= 27,4 · 14,7 = 402,8 м3/м3
Определяем предельный темп закачки воздуха.
Вычисляем скорость продвижения фронта горения.
По рисунку определяем для
h
э
= 7м.
Проверяем выполнение условия.
W
ф
> 3 ·
W
ф
min
0,104 > 0,03
Условие выполняется поэтому принятую величину
r
ф
=
Вычисляем:
По рисунку определяем а
s
= 0,7.Вычисляем коэффициент:
S
1
=
q
/ (Рнп·
m
)
S
1
=
27,4 / 1000·0,29 = 0,094
По формуле вычисляем
S2 = S1 · V'
окис
· Q / Q'
н
,
где
Q
'
r
и
Q
'н - удельная теплота сгорания газа.
Q
'
r
=
'н =41,9 м Дж / кг,
S
н
- нефтегазонасыщенноть пласта.
S
2
= 0,094 · 1,47 · 1,257 / 41,9 = 0,04
Коэффициент нефтеотдачи в выжженой зоне:
М' = 1 - (
S1
+
S
2
) /
S
н
;
Коэффициент нефтеотдачи всего элемента:
М = а
h
·а
s
· М'+
λ
(1-
d
к
·а
s
);
М = 0,9·0,7· 0,8+0,3(1-0,9·0,7) = 0,615.
Длительность первого периода рассчитываем по формуле:
Т1 =
r
ф
/
W
ф
;
Т1 = 50 / 0,04 = 480 сут.
Потребное количество воздуха за этот период.
V
п
=
q
прв
· Т1 / 2;
V
п
= 8,3·104 · 480 / 2 = 19,92·106 м3
Потребное количество воздуха за этот период.
Сп =
V
п
· 1,293;
Сп = 19,92 · 1,293 = 25,75 ·106 кг
Масса смеси азота и паров воды.
где Ра - плотность азота равна 1,36 кг/м3;
б - отношение объема воды к объему нагнетаемого воздуха (б = 2 · 10-3);
Рв - плотность воды равна 1100 кг/м3
У - коэффициент использования воздуха = 2 · 10-3;
п - отношение в коксовом остатке водорода к углероду (п = 1,2);
S
в - водонасыщенность пласта.
Рассчитываем радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающей скважине:
где
r
0
= а = 200
G
п
=
V
п · 1,293· 106;
G
п
= 19,92 · 1,293·106 = 25,75·106
Площадь выжженой зоны:
Sr
= 8000+348 (
r
фп
- 50).
Sr
= 8000+348 (212,76 - 50) =64640,5 м2
Объем выжженой зоны:
Vr = Sr · ah · h;
Vr = 64640,5 · 0,9 · 7 =407235 м3
Суммарное количество воздуха для выжигания этого объема:
Е
v
=
V
' ·
V
/ У;
Е
v
= 402,8 · 407235 / 0,9 = 182,2 ·106 м .
Рассчитываем время выжигания:
Объем извлекаемой нефти:
V
н = 2а2
h
э ·
m
·
S
н · м;
V
н = 2 · 2002 ·7 · 0,29 · 0,68 · 0,615 =67915,68 м3 .
Расход воздуха на извлечение1 м3 нефти:
G
о
= Ev / Vн ;
G
о
= 18,22 · 107 / 67915,68 = 2682 м3/м3.
Дебит добывающей скважины:
Q
н
=
V
н
/
4 ·
Т
2
;
Q
н
= 67915,68 /
4 ·
500 = 33,99 м3/ сут.
2.5 Экологическая безопасность
Меры безопасности и охраны окружающей среды при тепловых методах повышения нефтеотдачи сводятся к следующему. При закачке горячей воды и пара наряду с общими мерами безопасности при работе с тепловыми источниками рабочие должны быть обучены обращению с запорной и измерительной аппаратурой, нагретой до высоких температур (100-200 °
С). Кроме того, объекты теплоснабжения (печи, паровые котлы) - источники загрязнения окружающей среды продуктами сгорания топлива (502, N02, СО), которые в благоприятных метеорологических условиях осаждаются в припочвенный слой и могут представлять опасность для обслуживающего персонала. Поэтому при реализации методов закачки горячей воды или пара подлежат разработке и внедрению мероприятия, направленные на уменьшение вредных выбросов в атмосферу.
При внутрипластовом горении опасные для жизни человека и окружающей среды химические соединения (серный ангидрид
SO
3
, сероводород Н2
S
, оксид углерода СО, диоксид углерода СО2 и др.) образуются непосредственно в пласте, но вместе с нефтью, водой и пластовым газом могут выноситься на поверхность. Для предупреждения их вредного воздействия должна быть обеспечена герметичная система сбора нефти и газа при полной очистке газа от вредных примесей. Непосредственно на нефтепромысле вблизи объектов сбора нефти и газа организуется систематический контроль загрязненности атмосферной среды газами, добываемыми вместе с нефтью.
Для месторождений, разрабатываемых в условиях вечномерзлых грунтов, весьма актуальны вопросы предупреждения теплового загрязнения окружающей среды, которое приводит к нарушению экологического
равновесия в природе с серьезными
Последствиями для безопасного ведения работ по разработке месторождения.
При разработке месторождений с использованием тепловых методов в условиях вечномерзлых пород должны проводиться мероприятия, снижающие тепло потери и окружающую вечномерзлую среду. Это достигается использованием теплоизолирующих материалов с малой теплопроводностью, а в отдельных случаях заколонное пространство скважин охлаждается посредством специальных холодильных систем.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Внутрипластовое горение - перспективный способ повышения коэффициента нефтеотдачи залежей нефтей высокой вязки (
μ
нм
> 30мПа·С)
ЛИТЕРАТУРА
1.
Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.
2.
Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1979.
3.
Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985.
4.
Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.
5.
Котенев Ю.А., Ягафаров Ю.Н., Давыдов В.П., Андреев В.Е. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана. Санкт-Петербург, Недра, 2004.
6.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях. - Уфа, РИД АНК «Башнефть
», 1997.
Длительность первого периода рассчитываем по формуле:
Т1 =
r
ф
/
W
ф
;
Т1 = 50 / 0,04 = 480 сут.
Потребное количество воздуха за этот период.
V
п
=
q
прв
· Т1 / 2;
V
п
= 8,3·104 · 480 / 2 = 19,92·106 м3
Потребное количество воздуха за этот период.
Сп =
V
п
· 1,293;
Сп = 19,92 · 1,293 = 25,75 ·
Масса смеси азота и паров воды.
где Ра - плотность азота равна 1,36 кг/м3;
б - отношение объема воды к объему нагнетаемого воздуха (б = 2 · 10-3);
Рв - плотность воды равна 1100 кг/м3
У - коэффициент использования воздуха = 2 · 10-3;
п - отношение в коксовом остатке водорода к углероду (п = 1,2);
в - водонасыщенность пласта.
Рассчитываем радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающей скважине:
где
r
0
= а = 200
G
п
=
V
п · 1,293· 106;
G
п
= 19,92 · 1,293·106 = 25,75·106
Площадь выжженой зоны:
Sr
= 8000+348 (
r
фп
- 50).
Sr
= 8000+348 (212,76 - 50) =
Объем выжженой зоны:
Vr = Sr · ah · h;
Vr = 64640,5 · 0,9 · 7 =
Суммарное количество воздуха для выжигания этого объема:
Е
v
=
V
' ·
V
/ У;
Е
v
= 402,8 · 407235 / 0,9 = 182,2 ·
Рассчитываем время выжигания:
Объем извлекаемой нефти:
V
н = 2а2
h
э ·
m
·
S
н · м;
V
н = 2 · 2002 ·7 · 0,29 · 0,68 · 0,615 =
Расход воздуха на извлечение
G
о
= Ev / Vн ;
G
о
= 18,22 · 107 / 67915,68 = 2682 м3/м3.
Дебит добывающей скважины:
Q
н
=
V
н
/
4 ·
Т
2
;
Q
н
= 67915,68 /
4 ·
500 = 33,99 м3/ сут.
Меры безопасности и охраны окружающей среды при тепловых методах повышения нефтеотдачи сводятся к следующему. При закачке горячей воды и пара наряду с общими мерами безопасности при работе с тепловыми источниками рабочие должны быть обучены обращению с запорной и измерительной аппаратурой, нагретой до высоких температур (100-200 °
С). Кроме того, объекты теплоснабжения (печи, паровые котлы) - источники загрязнения окружающей среды продуктами сгорания топлива (502, N02, СО), которые в благоприятных метеорологических условиях осаждаются в припочвенный слой и могут представлять опасность для обслуживающего персонала. Поэтому при реализации методов закачки горячей воды или пара подлежат разработке и внедрению мероприятия, направленные на уменьшение вредных выбросов в атмосферу.
При внутрипластовом горении опасные для жизни человека и окружающей среды химические соединения (серный ангидрид
SO
3
, сероводород Н2
S
, оксид углерода СО, диоксид углерода СО2 и др.) образуются непосредственно в пласте, но вместе с нефтью, водой и пластовым газом могут выноситься на поверхность. Для предупреждения их вредного воздействия должна быть обеспечена герметичная система сбора нефти и газа при полной очистке газа от вредных примесей. Непосредственно на нефтепромысле вблизи объектов сбора нефти и газа организуется систематический контроль загрязненности атмосферной среды газами, добываемыми вместе с нефтью.
Для месторождений, разрабатываемых в условиях вечномерзлых грунтов, весьма актуальны вопросы предупреждения теплового загрязнения окружающей среды, которое приводит к нарушению экологического
Последствиями для безопасного ведения работ по разработке месторождения.
При разработке месторождений с использованием тепловых методов в условиях вечномерзлых пород должны проводиться мероприятия, снижающие тепло потери и окружающую вечномерзлую среду. Это достигается использованием теплоизолирующих материалов с малой теплопроводностью, а в отдельных случаях заколонное пространство скважин охлаждается посредством специальных холодильных систем.
Внутрипластовое горение - перспективный способ повышения коэффициента нефтеотдачи залежей нефтей высокой вязки (
μ
нм
> 30мПа·С)
1.
Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1989.
2.
Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. - М.: Недра, 1979.
3.
Сургучев МЛ. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985.
4.
Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.
5.
Котенев Ю.А., Ягафаров Ю.Н., Давыдов В.П., Андреев В.Е. Геолого-технологические особенности разработки нефтяных месторождений южного региона Башкортостана. Санкт-Петербург, Недра, 2004.
6.
Сафонов Е.Н., Алмаев Р.Х. Методы извлечения остаточной нефти на месторождениях. - Уфа, РИД АНК «Башнефть
», 1997.
