Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Теплогенерирующие установки



Эффективность внедрения термических и термополимерных технологий во многом зависит от имеющихся теплогенерирующих установок. Отечественные парогенераторы УПГ-9/120 (производительность 9 т/час пара на давление 120 МПа) и УПГ 60/160 производительность 60 т/час пара на давление 160 МПа) по техническим характеристикам имеют ряд недостатков - низкий коэффициент полезного действия, большой расход газа на приготовление 1 т теплоносителя, большое число обслуживающего персонала; (на круглосуточное обслуживание парогенератора УПГ-60/160 требуется 64 работника).

Таблица 39. Сравнительные характеристики установок по приготовлению полимерного раствора

№ п/п   Параметры   Установка Ишим-байского завода (УДПП-1,5)   Установка объединения «Удмуртнефть»  
Принцип смешения   механический   Эжекторный в псевдо-сжиженном слое  
  Производительность, м3/сут.   от 3 до 25   от 10 до 250  
Регулирование концентрации полимера   Ручное, за счет увеличения или уменьшения подачи порошкообразного полимера   Полуавтоматическое  
  Учет объема приготовленного раствора   отсутствует   Турбинный расходомер с пределом точности 0,5%  
  Обслуживающий персонал, чел.      
  Дополнительная комплектация   отсутствует 1 . Резервуар готового раствора - 200 м3 2. 2.Насос внутренней перекачки 3. 3.Лаборатория экспресс-контроля вязкости раствора  

 

Таблица 40. Сравнительные технические характеристики парогенераторных установок

№ п/п   Параметры   УПГ 60/160, г. Таганрог   «Daniel», США   «Итом» «Удмуртнефть»  
  Производительность, т/час.        
2   Давление пара на выходе, кг/см        
  Температура пара на выходе, °С        
  Степень сухости пара, %        
  Удельный расход газа на выработку 1т пара, м3/т      
  Температура выходящих газов, 0С        
  КПД котлоагрегата, %        
  Срок службы котла, лет        
  Обслуживающий персонал, чел.     2 в смену   2 в смену  
  Автоматизация химводоочистки   отсутствует   100%   100%  
  Тип исполнения   полублоки   блочный   блочный  
  Система пуска после остановки   через 3 часа   автоматическая   автоматическая  

Парогенераторы импортного производства по многим показателям превосходят наши отечественные, ноих очень высока. «Удмуртнефтью» совместно с Воткинским машиностроительным заводом и фирмой N-Fab (США) создано совместное предприятие «ИТОМ» по выпуску парогенераторов с использованием технических условии и части комплектующих США.

Сдерживающими факторами применения тепловых методов на нефтяных месторождениях с вязкими нефтями были, главным образом, большой расход теплоносителя на извлечение 1 тонны нефти (т/т), большая стоимость теплоносителя и оборудования, ограничения по глубинам залегания залежей (700-800 м), высокие эксплуатационные затраты и, главное, низкие коэффициенты нефтеизвлечения (0,25-0,27). В результате себестоимость добычи нефти становилась настолько высокой, что не всегда окупались затраты. Созданные и внедренные в «Удмуртнефти» принципиально новые технологии теплового воздействия, не имеющие аналогов в мировой нефтяной практике, позволили снять многие препятствия на пути применения тепловых методов при разработке месторождений с вязкими и высоковязкими нефтями.

Впервые дано обоснование эффективной температуры, которую необходимо поддерживать в пласте. На примере многолетнего применения технологий ИДТВ, ИДТВ(П), ТЦВП на Гремихинском месторождении с высоковязкими нефтями показана достаточность поддержания в пласте эффективной температуры в 50° С. В результате не требуется непрерывной закачки пара с температурой 300-320° С на протяжении нескольких лет (технология ПТВ), что позволяет снизить более чем в два раза количество пара на извлечение одной тонны нефти (6,4 т/т при ПТВ и 2,6 т/т при ТЦВП). В период цикла закачки холодной воды теплогенераторы работают на другие участки залежи, в итоге на 25% снижаются капитальные вложения и на 27% эксплуатационные затраты.

В традиционных технологиях ПТВ глубина залежи не должна превышать 700-800 м. Новые технологии позволяют применять тепловые методы на глубинах 2500 м и ниже.

Результаты промышленного использования новых технологии показали, что себестоимость добычи одной тонны нефти становится ниже, чем при заводнении (с учетом конечного коэффициента нефтеизвлечения).

Главное отличие новых технологий от ранее применявшихся (ПТВ, ВГВ) заключается в значительном повышении коэффициента конечного нефтеизвлечения. Если при ПТВ и ВГВ он не выше 0,25-0,27, то по новым технологиям он достигает 0,43-0,45.

Новые технологии полностью снимают все препятствия, которые ранее стояли на пути применения тепловых методов на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.

Таким образом, стало возможным вводить в разработку многие месторождения вязкой нефти и разрабатывать их с высокими технико-экономическими показателями, а главное - достигать конечных коэффициентов нефтеизвлечения, сопоставимых с коэффициентами нефтеизвлечения при разработке месторождений с легкой нефтью при заводнении. Создано отечественное оборудование для успешного применения новых тепловых методов.


Глава XVIII

Исследование скважин

Повседневное, целенаправленное проведение исследований работы нефтяных и нагнетательных скважин и их анализ позволяют своевременно вносить коррективы в разработку нефтяных и газовых месторождений для рациональной их разработки с целью получения высоких коэффициентов конечного нефтеизвлечения.

Множество существующих методов и способов исследования работы скважин предназначены для получения достоверной информации об объекте разработки, условиях и интенсификации притока нефти, воды и газа в скважину, процессах и изменениях, проходящих в пласте. Эта информация позволяет своевременно принимать правильные решения по осуществлению рациональных способов разработки месторождений, применять экономически обоснованные способы добычи и методы воздействия на залежи нефти, выбирать необходимое оборудование для подъема жидкости из скважин и т.д.

В процессе разработки месторождений в нефтяных залежах постоянно происходят изменения. Пластовое давление, в зависимости от состояния воздействия на залежь, повышается или снижается, идет обводнение добываемой продукции, изменяется проницаемость призабойной зоны пласта, изменяется температура пласта и так далее. В связи с этим необходимо иметь постоянно обновляющуюся информацию о скважине и объекте разработки. От своевременной и достоверной информации зависит принятие правильных решений по внесению необходимых коррективов 8 разработку месторождения, а также проведение тех или иных геолого-технических мероприятий. Для интенсификации добычи нефти и увеличения конечного нефтеизвлечения на скважинах в процессе их эксплуатации проводят ремонтно-изоляционные работы, гидравлический разрыв пласта, щелевую разгрузку ста, тепловые и кислотные обработки и так далее.

Чтобы судить о технологической и экономической эффективности проведенного геолого-технического мероприятия, проводят исследования до и после проведения мероприятия.

В настоящее время для изучения гидродинамических свойств пластов нефтяных и газовых месторождений используют следующие методы:

- геофизические методы исследования скважин различными методами каротажа;

- гидродинамические методы исследования скважин и пластов;

- термодинамические методы исследования скважин.




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.