1. Энергия напора пластовых вод
 Скачать 4.08 Mb.
| Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |
| 13.1 Покрытие сезонной неравномерности газопотребления Потребление природного газа потребителями различных групп характеризуется неравномерностью по временам года (лето, зима, по месяцам, неделям, суткам, часам суток. Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления К ім называется отношение фактического месячного потребления газа Q ім к среднемесячному см К ім = Q ім / см, где мг г — объем годового потребления газам В зимние месяцы коэффициент месячной неравномерности меньше единицы. Зная коэффициенты месячной неравномерности газопотребления, объем газа, подлежащего хранению активный объем, можно определить по формуле Q a = n i iм n i n i см iм см iм см K Qг Q Q Q Q Q 1 1 1 1 ) 1 ( 12 1 ) ( (13.2) Или Q a = мг 1 ) 1 ( 12 (13.3) где Км < l — коэффициент месячной неравномерности меньше единицы п — число коэффициентов. 4. Какие существуют критерии применимости паротеплового воздействия Первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласта третий имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшими теплоносителями среди технически возможных являются вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией, те. теплосодержанием на единицу массы. Теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Теплопередача в пласте осуществляется конвективными диффузионным способами. Конвекция осуществляется за счет потока горячей воды или пара а диффузия за счет теплопроводности пористой среды. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, те. движение теплового фронта, и массоперенос, те. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород. При закачке горячей воды в пласте формируются две зоны зона спадающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой. При закачке пара формируется три зоны первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона – зона горячего конденсата воды, в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона – зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой. Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения теплоносителя, причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее. Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоносителя, а также от эффективности вытеснения нефти водой. При закачке пара также происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается враз в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя. При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а 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. При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. Впервой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи. Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, таки от физико-химических свойств пластовой нефти – плотности, вязкости, наличия легких компонентов и пр. Насыщенный пар — пар, находящийся в термодинамическом равновесии с жидкостью (или твёрдым телом) того же химического состава. Между жидкостью и её Н. п. существует динамическое равновесие число молекул, вырывающихся в единицу времени из жидкости и С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. При этом вязкость нефти, если она в обычных пластовых условиях значительно превышала вязкость воды, снижается более существенно. Соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Этот экспериментально установленный факт- главная причина использования закачки в пласт воды с повышенной температурой или вадяного пара для роста нефтеотдачи пластов, содержащих нефть увеличенной вязкости. Кроме того, при закачке в пласт горячей воды или водяного пара из нефти при соответствующих условиях испаряются легкие фракции углеводородов и переносятся патоками пара и воды по пласту к забоям добывающих скважин, дополнительно способствуя увеличению извлечения нефти из недр. Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений. При проектировании и осуществлении закачки в пласт горячей воды и водяного пара важно знать термодинамическое состояние воды жидкое, в виде пара, в виде смеси воды и пара или даже в закритическом состоянии. Узнать это можно с помощью pT - диаграммы для воды, на которой линия насыщения разделяет области существования воды в жидкой и паровой фазах. При этом критическая зона характеризуется точкой. Для воды 3 , 647 , 12 , 22 К Т МПа p кр кр Если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая этим значениям точка на этой диаграмме находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно ив парообразном ив жидком состояниях. Сколько в единице массы воды будет содержаться воды в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар называется насыщенным. Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею - только в виде перегретого пара. Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения. Масса пара в этом объеме равна МПа масса жидкой воды М в . Имеем ) /( В П П М М M (1) Здесь сухость пара. Она изменяется от нуля, если термодинамическое состояние воды соответствует точкам, находящимся над линией насыщения те. вода является жидкостью, до единицы или 100%, когда вся вода представляет собой перегретый пар. Линию насыщения на диаграмме для воды принято аппроксимировать следующей простой зависимостью 4 8 ) 2 , 273 ( 10 0981 , 0 Т p ВП (2) где ВП p -давление на линии насыщения, МПа Т- температура, К. По формуле (2) получают давление на линии насыщения с некоторой погрешностью вблизи точки, характеризующей критическое состояние воды. В дальнейшем горячую воду и пар будем называть теплоносителями, закачиваемыми в нефтяные пласты в промышленных масштабах. Важная характеристика процесса вытеснения нефти теплоносителями – пластовая температура и ее распределение. Поле температуры в пласте при закачке в него теплоносителя рассчитывают на основе уравнения теплопереноса. Рассмотрим вначале температурное поле при закачке в пласт наиболее простого теплоносителя – горячей воды. При этом будем полагать, что горячая вода закачивается в пласт с начальной температурой Т ПЛ 5. Какие бывают осложнения при эксплуатации трубопроводов Какие существуют методы борьбы с отложениями парафина и солей Засорение выкидных линий и нефтесборных коллекторов, проложенных по территории нефтяных месторождений, происходит последующим причинам - вследствие недостаточной скорости потока твердые частицы, выносимые из скважины на поверхность, оседают в трубопроводе, уменьшая его проходное сечение - вследствие выпадения кристаллов парафина, солей и создания твердых осадков, трудно поддающихся разрушению - вследствие образования окалины при коррозии внутренней поверхности трубопроводов, особенно при транспортировке пластовых вод. При сборе и транспортировке парафинистых нефтей особые осложнения вызывают выпадение и отложение парафинов, имеющих состав от С Н до С Н. На образование парафиновых отложений на стенках труб влияют следующие факторы • состояние внутренней поверхности трубы (шероховатая, гладкая, полированная шероховатые стенки труб способствуют отложение парафина так как при развитом турбулентном режиме способствует интенсивному перемешиванию потока, а следовательно, выделение газа и парафина у стенок трубы способность нефти растворять парафины - чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафины, тем интенсивнее происходит отложение парафина на стенках труб • концентрация парафина в нефти • темп снижения давления в потоке нефти - при увеличении перепада давления более интенсивно происходит разгазирование нефти, которое влечет за собой выделение легких компонентов, являющимися растворителем парафина • скорость нефтегазового потока - при низких дебитах скважин скорость потока уменьшается - интенсивность отложения парафина увеличивается. Основные методы борьбы с отложениями парафина - применение высоконапорной (0,981 - 1,47 МПа) гермети-зированой системы сбора нефти и газа - использование паропередвижных установок (ППУ); - применение поверхностно - активных веществ (ПАВ) или ингибиторов парафиноотложения, подаваемых на забой или на устье скважины в поток обводненной нефти для предотвращения образования нефтяной эмульсии и торможения роста кристаллов парафина - покрытие внутренней поверхности труб различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками для уменьшения шероховатости труб - применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти - применение резиновых шаров (торпед, периодически вводимых (по мере накопления парафина) в выкидные линии на устье скважины и извлекаемых на групповых установках. На месторождениях республики Казахстан наиболее широко применяют в настоящее время первые три метода. Использование ППУ является весьма эффективным методом, хотя и довольно дорогим. Применяются установки ППУА - 1200/100 и ППУА-1600/100. Оборудование установки смонтировано на монтажной раме, установленной на шасси автомобиля КрАЗ -250 , КрАЗ - 257, КрАЗ- 260. Установка состоит из парогенератора, цистерны для воды, питательного и топливного насосов, вентилятора высокого давления, привода, кузова, укрытия для цистерны, емкости для топлива, приборов КИП и Аи системы трубопроводов рис. Парогенератор представляет собой вертикальный прямоточный змеевиковый котел, предназначенный для превращения воды в пар за счет теплоты при сжигании дизельного топлива в топочном устройстве. В качестве ингибиторов парафиноотложения на месторождениях Казахстана применяют широкий спектр химических веществ. Обязательным условием проведения ингибиторной защиты является предварительная очистка оборудования от асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО). Для этой цели используются растворители, которые выполняют следующие функции * изменяют поверхностные свойства АСПО - снижают силы сцепления частиц АСПО с поверхностью труби оборудования, при этом частицы удаляются с потоком нефти * растворяют массу АСПО (при этом отложения в растворенном состоянии удаляются с растворителем. Выбор химических реагентов для удаления АСПО и технология их применения должны быть подтверждены опытно - промысловыми испытаниями на месторождении. Покрытие внутренней поверхности труб лаками, эпоксидными смолами, применение эмалированных и футерованных труб в свое время давало очень хорошие результаты при испытаниях на месторождениях Казахстана, однако из-за высокой стоимости таких труб, этот метод не получил распространения. На многих нефтяных месторождениях в процессе эксплуатации обводненных скважин наблюдается интенсивное выпадение солей в рабочих органах глубинных насосов, насосно-компрессорных трубах ив выкидных линиях скважин. Выпадение солей наблюдается также в водоводах системы поддержания пластового давления ив трубопроводах, транспортирующих сточные воды. Основной причиной выпадения солей является нарушение термодинамического равновесия, обусловленное снижением температуры и давления, а в системах ППД - смешение вод, имеющих в своих составах несовместимые соли. В настоящее время получили распространение следующие методы борьбы с отложением солей - химические и применение пресной воды. Химические методы борьбы с образованием солей в скважинах применяют в основном при выпадении карбонатных и сульфатных солей (водонерастворимых). В качестве реагентов применяют главным образом гексаметафосфат натрия (Na РО и триполитриполифосфатнатрия как в чистом виде, таки с добавкой различных присадок. Сущность данного метода заключается в том, что водный раствор гексаметофосфата натрия (0,1 вес. %) образует коллоидный раствор, который не дает осадка солей. С отложениями солей можно также бороться с помощью растворов соляной кислоты соль не раство- соль растворяется вводе ряется вводе Однако, как показывает практика, применение растворов соляной кислоты приводит к коррозии оборудования. Для борьбы с отложением водорастворимых солей (NaCl, CaCl2 ) самым эффективным оказался метод подачи в добываемую продукцию скважин пресной воды. Подавать ее можно двумя способами - непрерывный подлив на забой скважины - периодический подлив в затрубное пространство. Для осуществления обоих методов на месторождениях должны строиться сети водоснабжения пресной воды и подготовки этой воды. Водоподготовка заключается в химической обработке пресной воды для исключения возможности образования и выпадения нерастворимых солей при взаимодействии пресной воды с пластовой. БИЛЕТ № 46 1. Какие различают основные виды тепловых методов воздействия на залежь нефти Какие зоны формируются в пласте при внутрипластовом горении Тепловые методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку. Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет к загустению нефти или к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Эти особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при закачке в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода или пар, проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижезалегающие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов. Методы теплового воздействия на пласт являются методами увеличения нефтеотдачи пластов. Различают следующие основные виды тепловых методов. Закачка в пласт горячих теплоносителей. Создание внутрипластового подвижного очага горения. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта. Первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласта третий имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта.Наилучшими теплоносителями среди технически возможных являются вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией, те. теплосодержанием на единицу массы. Теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Теплопередача в пласте осуществляется конвективными диффузионным способами. Конвекция осуществляется за счет потока горячей воды или пара а диффузия за счет теплопроводности пористой среды. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, те. движение теплового фронта, и массоперенос, те. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.При закачке горячей воды в пласте формируются две зоны зона спадающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.При закачке пара формируется три зоны первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона – зона горячего конденсата (воды, в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона – зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.  перейти в каталог файлов | Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей |