Дипломный проект. методичка самост. Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
1.2.1.Использование диоксида углерода для повышения нефтеотдачи пла- ста Использование диоксида углерода было начато в начале 50 годов в штате Нью-Йорк (США), промышленный эксперимент по закачке водного раствора СО 2 длительностью 10 лет позволил увеличить нефтеотдачу на 10 %. Опыт по- казывает, 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 зна- чительного количества СО 2 на большие расстояния, специфические требования к используемому оборудованию, например, к разъемам и уплотнительным устройствам, средствам перекачки. 1.2.2.Механизм вытеснения Углекислый газ или двуокись углерода образует жидкую фазу при темпе- ратуре 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 СО 2 в воде угольная кислота H 2 CO 3 рас- творяет цемент в породе пласта и при этом повышает проницаемость. Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыву пленочной нефти, покрываю- щей зерна породы и уменьшает возможность разрыва водной пленки. При пластовом давлении выше давления полной смесимости пластовой нефти с СО 2 (двуокись углерода) будет вытеснять нефть как обычный раство- ритель (смешивающееся вытеснение). В пласте образуются три зоны. 1. Зона первоначальной пластовой нефти 2. Переходная зона 3. Зона чистого СО 2 Если СО 2 нагнетается в заводненную залежь, то перед зоной СО 2 форми- руется 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 СО 2 и повышать эф- фективность вытеснения и доотмыва нефти. 21 4. Снижают межфазное натяжение на границе нефть-вода, улучшают сма- чиваемость породы водой при растворении в нефти и воде и обеспечивают та- ким образом, переход нефти из пленочного состояния в капельное. 5. Увеличивать проницаемость отдельных типов коллекторов в результате химического взаимодействия. При вытеснении нефти СО 2 в зависимости от конкретных условий могут применяться различные схемы. 1. Вытеснение нефти газообразным диоксидом углерода. При докритических температурах в мелкозалегающих нефтяных горизон- тах и при ограниченных темпах закачки при условии – Р пл (пластовое давление) меньше Р н (давления насыщения). Этот вариант на практике маловероятен. 2. Вытеснение сжиженным СО 2 Если Т пл меньше Т кр , Р пл больше Р н , вытесняющий агент жидкий СО 2 – 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. Р пл больше Р см (смешивания), т.е. давление, при котором происходит пол- ное взаимное растворение вытесняемой и вытесняющей сред. Давление сме- шивания зависит от температуры и состава пластовой нефти, который обоб- щенно 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 СО 2 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 (Т пл . Больше Т кр ), либо в жидком состоянии (Т пл мень- ше Т кр , Р пл больше Р н ). При Р пл меньше Рсмешивания зона полной взаимной растворимости отсутствует и получается, что вытеснение происходит без сме- шивания. 5. Вытеснение карбонизированной водой. Меньше зависит от давления и температуры, при этом происходит двух- фазная (жидкость-жидкость) фильтрация, а СО 2 присутствует в обеих фазах, больше в воде и меньше в вытесняемой нефти, давление больше давления рас- творимости СО 2 в воде. 1.2.3.Способы закачки По последовательности и характеру закачки СО 2 в пласт, выделяются. - непрерывная закачка СО 2 - закачка оторочки СО 2 с последующим ее проталкиванием водой - закачка оторочки СО 2 с последующим нагнетанием углеводородного или иного газа - чередующаяся закачка СО 2 и воды. 22 По данным ВНИИнефти наиболее приемлема чередующаяся закачка СО 2 и Н 2 О. Суммарный объем закачки СО 2 составляет 30 %. Закачка 1 т диоксида углерода (СО 2 ) на месторождениях Венгрии и США дополнительно получают нефти до 1.6 тонны. 1.2.4.Свойства диоксида углерода В зависимости от давления и температуры СО 2 может находиться в жид- ком, твердом и газообразном состояниях. Термодинамические параметры СО 2 : Молекулярная масса - 44.01 Свойства при нормальных условиях ( 0 С, 101.3 кПа) Удельный объем, дм 3 /кг Относительная (по воздуху) плотность 1.529 Критические свойства Давление, МПа -7.384 Температура, °С – 31.04 Удельный объем дм 3 (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 Смеси с СО 2 От источника в систему транспортировки, а затем на промысел диоксид углерода поступает вместе с примесями других газов. При повторном использовании СО 2 , добываемого вместе с пластовой продукцией нефтяных скважин, в составе закачиваемого реагента имеется ме- тан. В закачиваемой среде метан может содержаться и в том случае, когда ис- точником СО является природное месторождение. 1.2.5.Гидратообразование Диоксид углерода при насыщении парами воды образуются кристалло- гидраты. Условия формирования гидратов в смесях, содержащих диоксид углеро- да, определяются при помощи уравнений. К i = у i /х i , У – молярная доля i-го компонента в газовой фазе смеси, Х – молярная доля компонента в жидкой фазе. Когда начинает выпадение гидратов, то справедливо уравнение. ( (у/к)=1 п- число компонентов в смеси. 23 Выпадение гидратов в смеси происходят при давлении 1.13 МПа. Предотвратить выпадение достигается повышением температуры или снижени- ем давления. 1.2.6.Коррозия Диоксид углерода в газообразном состоянии классифицируется как инертное вещество, при взаимодействии с водой образуется угольная кислота – Н 2 О +СО 2 =Н 2 СО 3 Угольная кислота с рН =3 – слабая кислота, которая влияет на коррозию. Борьба с коррозией в системах с СО 2 – нанесение на поверхность контакта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в антикор- розийном исполнении. Борьба с коррозией в системах с СО 2 – это нанесение на поверхность кон- такта эпоксидных покрытий, использование оборудования, выполненного в ан- тикоррозийном исполнении. При реализации проектов СО 2 следует учитывать, что при растворении СО 2 в нефти и воде происходит снижение температуры. Температурный эффект растворения СО 2 может повлиять на образование асфальтено-смолисто- парафиновых отложений (АСПО) в пласте. Более существенный температур- ный 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 отсоедине- нии труб. Может произойти порыв трубы. 1.2.7.Системы разработки Система разработки должна быть внутриконтурная – однорядная, трех- рядная, пятирядная, либо различные виды площадного заводнения. Размещение скважин для применения метода возможно при любой плотности сетки – до 40- 50 га/скв, т.к. СО 2 не ухудшает условия дренирования пласта. При решении во- просов о плотности сетки скважин следует учитывать состояние, герметич- ность, условия и продолжительность эксплуатации нагнетательных скважин и принимать меры по защите от коррозии металла обсадных труб. Недостатки метода 1. Снижение охвата пластов по сравнению с заводнением. 2. При неполной смесимости с нефтью легкие углеводороды экстрагиру- ют, а тяжелые фракции нефти остаются в пласте. 3. Удаление источника СО 2 от месторождения до 600 км экономически не выгодно. 4. Чистый СО 2 без влаги не опасен в отношении коррозии, но при чередо- вании с водой становится коррозионно-активным. 5. При перекачке жидкого СО 2 проблемой является транспорт. 6. Большое поглощение пластом – потери достигают до 75 % от общего объема закачки. 24 1.2.8.Технология СО 2 для ПНО Технология базируется на наличии мощного источника диоксид уг- лерода и возможности трубопроводной доставки реагента к месту его исполь- зования. По статистическим данным минимальная производительность источ- ника составляет 0.5 млн. м 3 /сут, газообразного СО 2 (1000 т/сут). Технологический комплекс включает: 1. источник реагента 2. установку по обогащению реагента 3. установку по подготовке СО 2 к магистральному транспорту 4. хранилище углекислого газа у головных сооружений трубопровода 5. магистральный трубопровод, состоящий из перекачивающей (насосной или компрессорной) станции, промежуточных перекачивающих станций, ли- нейной трубопроводной части, узлов приема – запуска разделителей 6. хранилище углекислого газа в месте использования СО 2 7. агрегаты высокого давления для закачки СО 2 в пласт 8. распределительные пункты 9. нагнетательные скважины СО 2 , входящие в систему нагнетания воды или специально пробуренные 10. систему регенерации попутно добываемого СО 2 11. систему подачи регенерированного СО 2 в нагнетательную линию (трубопроводы, насосы или компрессоры) 12. другие системы – защита от коррозии и гидратов, загущения СО 2 , 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 СО 2 Источники и система повторного использования СО 2 Диоксид углерода доступный и распространенный реагент, используется в химической отрасли. Содержится в качестве составного компонента в при- родных и искусственных смесях. 1.2.9.Основные источники СО 2 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 продук- ция заводов по производству аммиака и водорода, природные газы, попутные газы, продукция месторождений с содержанием СО 2 более 50 %. Содержание СО 2 в дымовых газах составляет 11-13 %. Объемы сырья для получения СО 2 за- 25 висят от мощности тепловых энергетических установок. Газы генераторных установок содержат не более 10 % диоксид углерода. Концентрация СО 2 в про- дукции химических предприятий составляет 90 %. Диоксид углерода может быть в жидком или газообразном состоянии. Объемное содержание СО 2 в про- дукции месторождений природного газа и конденсата составляет до 5 %. Аст- раханское месторождение до 20 % диоксид углерода. Основная задача при получении чистого СО 2 это удаление сероводорода, который осуществляется с помощью испытанных процессов «MDEA», «Selexol». «MDEA» основан на растворимости сероводорода в метилдиэтано- ламине. «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 СО 2 более 90 %. 1.2.10.Схема получения СО 2 из продукции газовых месторождений Исходное сырье («кислый» природный газ) сжимается до давления не- сколько превышающего давление магистрального трубопровода СО 2 (10.5 МПа) и охлаждается (в аппаратах воздушного охлаждения) до 38 0 С. 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 СО 2 не менее 90 % поступает на головные сооружения трубопровода. Для 0.5 млн. м 3 /сут диоксид углерода со- ставляет 3650 кВт, расход пара низкого давления – 2 т/ч, реагента растворителя 9 кг/сут. При содержании в продукции более 70 % СО 2 природное месторожде- ние может разрабатываться как источник диоксид углерода. Потенциальные за- пасы месторождений СО 2 с давлением свыше 0.7 МПа составляют 900 млрд. м 3 (5 регионов США – Вайоминг, Центральное Миссисипи, Северо-Восточное Нью-Мехико, Юго-Западное и Южное Колорадо), в Западной Сибири – Семи- довская залежь, где СО 2 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 СО 2 , первоначальное объемное содержание диоксид углерода в нефтя- ном газе колеблется до 10 %. При высокой концентрации диоксид углерода в нефтяном газе разделение осуществляют при помощи растворителей. Исходный газ, содержащий до 85 % СО 2 , насыщенный водой при 38 0 С и 0.28 МПа, сжимается в компрессоре до 2.1 МПа, смешивается с концентриро- ванным растворителем, охлаждается в абсорбере-охладителе и выпаривается в предварительном сатураторе. Испарившейся газ направляется в блочный «Се- лехол-абсорбер», где сырой газ контактирует с выпаренным растворителем. Объемное содержание СО 2 в газе снижается до 2 %. Диоксид углерода сжима- ется до необходимого давления в многоступенчатых компрессорах для закачки в пласт. Для приготовления 300 тыс. м 3 /сут СО 2 составляет 1530 кВт, расход пара низкого давления 10.8 т/ч, охлажденной воды 9.5 м 3 /мин, реагента раство- 26 рителя 9 кг/сут. Экономичное получение чистого диоксид углерода – завод, тепловые энергетические участки, газовое месторождение, месторождения СО 2 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. м 3 /сут. Нефтяной газ – извлекается 1.1-1.2 млн. м 3 /сут, т.е. до 80 %. 1.2.11.Системы транспортировки и закачки СО 2 Схема 1 Бескомпрессорная перекачка применяется при незначительной протяжен- ности трубопровода. СО 2 находится в газообразном виде. Трубопровод рассчи- тывается таким образом, чтобы в процессе движения исключается возможность выпадение конденсата. Давление начальное ниже упругости паров. Схема 2 Компрессорная перекачка. Применяется в тех случаях, когда давление поступающего от источника продукта недостаточно для осуществления бес- компрессорной перекачки. При протяженном трубопроводе целесообразно строительство промежуточной компрессорной станции. Схема 3 Компрессорная перекачка с предварительным охлаждением. СО 2 вначале сжимается в компрессорах и переводится в новое термодинамическое состоя- ние – в область сверхкритической температуры и давления, т.е. Т насыщения > Т кри- тической , р нас > р критической . Затем осуществляется охлаждение и конденсация транспортируемой среды в теплообменном аппарате, в результате чего СО 2 пе- реводится в зону жидкого состояния. Аппарат воздушного охлаждения приме- нимы в условиях, когда температура окружающего воздуха не превышает 25 0 С. Использовать можно, кроме Средней Азии. Охлажденный и полностью скон- денсировавшийся СО 2 подается в трубопровод Транспорт на всем протяжении осуществляется в жидком состоянии. При транспорте СО 2 в жидком состоянии давление на всасывающей линии промежуточных насосных станций составит 5- 7 МПа. От источника СО 2 поступает в жидком состоянии при Т нас < Т крит ., Р жид > Р нас Схема 4 Безнасосная перекачка жидкого СО 2 . Перепад давления в системе в зим- нее время по сравнению с летним повышается на 1.5- 2 МПа, что увеличивает подачу СО 2 в зимнее время на 30-50 % по сравнению с летним. Схема 5 Насосная перекачка жидкого СО 2 . Эту схему целесообразно осуществлять в 2 вариантах. 1. С предварительным охлаждением 2. Без него 2.Простая схема – без охлаждения применяется в том случае, если темпе- ратура поступающего от источника жидкого СО 2 достаточно низкая, давление 27 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 СО 2 от источника может поступать из трубопровода в двухфазном со- стоянии. Делать выбор охлаждение или нагревание следует в зависимости темпе- ратуры грунта в годовом разрезе. |