Здравствуйте! 
Очень нужна помощь в этом вопросе. (нужно для научной работы). Преподаватель сказал, что существуют технологии закачки пара в пласт при критической температуре или близкой к ней(для воды она 647 градусов). Т.е. мы закачиваем в пласт пар при этой температуре и при соответствующим давлении, в пласте происходит фазовые переходы, нефть полностью растворяется в воде, вязкость и плотность скачкообразно снижаются(так я понял). Преподаватель сказал, что только слышал об этом, у него нет фактов, так сказать...Сказал мне узнать...Помогите пожалуйста, кто знает про эту технологию... Если все таки эта технология есть, то есть ли уже сейчас какое то оборудование для этого? (он мне сказал, что в России вроде нет, но в других странах должна быть)
(для понятия критической температуры и давления можно набрать в поиске в википедии "критическая точка, температура и давление")
Всем заранее спасибо.)))
Студент 4-го курса РГУ нефти и газа им.Губкина, Андрей
Андрей, зайди на сайт шлюмберже
?
Также много информации можно найти в SPE library (сейчас называется one petro)
Библиотека one petro платная, но для студентов у них есть, возможно, льготы. В SPE есть московская секция, через них это можно уточнить.
Сайт московской секции SPE
Такой технологии в коммерческом варианте не существует. Может, эксперименты лабораторные есть. Или ваш преподаватель что-то путает, или вы его неправильно поняли. Нефть в воде не растворяется. При температурах свыше 300С происходит крекинг и апгрейдинг нефти. Это хорошо, если нефть тяжелая и вязкая.
Закачка пара в пласт производится при температуре порядка 250С. 650С - это фантастика, нету у нас "железа" которое будет работать при таких температурах. Может я неправ? Кто-то придумал супертехнологию?
можно парогазогенератор, любое оборудование...
Т.е вы хотите сказать, что сейчас при такой температуре просто нет оборудования, а какая макс. температура закачки пара существует? и если можно оборудование для этого...Может есть другие мнения??? все таки профессор говорил)), может есть какие то похожие технологии??
парогаз у нас используется, в опытном варианте на одной скважине, под грифом совершенно секретно, никого не пускают туда. даже начальника цеха=)
Тепловые методы - чертик из табакерки
Лучше подумайте сколько попутных проблем придется решать:
- что, как и где нагревать (воду ведь еще готовить необходимо),
- как доставлять в пласт с минимальными теплопотерями
- каковы теплопотери на нагрев выше и ниже лежащих пород
- экологические проблемы, как быть с техническим состоянием скважин (и вообще какова должна быть конструкция скважины, чтобы при закачке в нее теплоносителя в кратчайшие сроки не происходил переход к закачке чуть не по всему вскрытому скважиной разрезу)
- и еще множество вопросов
Да, еще помню понравилось в какой-то из проектных работ шлюмов при уходе от тепловых методов сделали так: в дополнении к графикам зависимости вязкости нефти от температуры привели такой же график для вязкости воды и констатировали, что отношение то вязкостей меняется заметно менее впечатляюще
Резюмирую: в тепловые методы не верю
Теперь товарищу студенту: не знаю, какая максимальная температура на выходе из парогазогенератора. Знаю, что обычно на скважину идет пар с температурой около 250С +/- 10С. Пока дойдет до пласта еще градусов 10-20 потеряет.
Спасибо всем за ответы, но может все же подскажите источники где можно найти хоть что, то а то что уже дали там нету-смотрел.
Как закачать такую воду в пласт и при это не дать остынуть - вернуться из критической точки в обычное стостояни - даже не представляю.
Простите мой французский, но паровики из вас - никакие. Студент, ты реально можешь себе представить температуру 600 град С и способы ее получения на устье скважины?
Далее, Дмитрий. Я, конечно, подозревал, что у тя кукушка дырявая, но я не думал, что настолько. Удивил, респект.
По сути - коллегам по работе лечи за доставку +250 град +-30. Ты в тундре был хоть раз, малыш? Ты ваще, перегретый пар хоть раз видел? Он температуру отдает быстрей, чем ты зарплату гопникам. Причем, чем выше температура, тем интенсивней он ее отдает. Какие в попу условия? Какие туда же решаемые вопросы? Тундру греть устанешь. Ты после ганжи с инопланетянами пообщался?
Не забивайте голову студенту своими эротическими фантазиями.
Врут наверное?
Причем, как мне кажется, ненаучная.
Да и по Гремихе, если шелуху очковтирательскую разгрести, ничего хорошего не найдешь. И сам объект внедерния выбран неудачно и показываемая эффективность под очень большим вопросом.
Я думаю, что, к сожалению, да. Врут. Я в не котором роде связан с Усинским, и сильно сомневаюсь, что при пластовой температуре порядка 25 С (т.е. выше - еще меньше) на глубину 1300-1400 м можно подвести что-то, кроме горячей воды. Не-не, я понимаю, что изоляция НКТ, термопакер и все такое, но верится как-то слабо. + тепловые потери до попадания теплоносителя на устье.
Так что Leadgeol, наверное, прав.
А вообще Усинское - если судить по данным, предоставленным заказчиками, месторождение - с очень тяжелой судьбой. Создается впечатление, что на территории промысла последние 30 лет идет гражданская война, промысел переходит из рук в руки и каждый раз отступающая сторона сжигает всю документацию и угоняет в леса работников промысла, а потом на основе устных рассказов уцелевших восстанавливается история разработки.
Lyric, а ты не мог бы кинуть ссылку на приведенную цитату?
Андрей, то о чем ты говоришь, очень похоже на забойный парогазогенератор РИТЭКа, как об этом здесь уже об этом говорили выше. Опытные образцы сейчас время обкатывается, по-моему, где-то в Татарии. Суть этой технологии в том, что на забой подается специальное монотопливо, которое сгорает в этом парогазогенераторе и на выходе дает очень высокую температуру, и газообразные продукты сгорания. Недавно видел их выступление - произвели хорошее впечатление. Их презентации найти не смог, но посмотри здесь:
Старовато, но что-то...034_037_Maksutov_10.pdf
На Гремихе основные проблемы были с тем что воду для парагенераторов (ДЭН вроде) надо было чистить сильно.
По этой теме у Кудинова книжка есть по разработке трудноизвлекаемых запасов нефти, там вроде приводились результаты внедрения
2Rfus нашел в гугле=)
Просто в свое время Кудинов вел у нас лекции и очень вдохновленно расказывал о закачке пара, импульсно дозированных воздействиях, термоциклических итд.
Теперь вот и хочется понять очковтирательство это было или нет=)
Спасибо!
Не, тепловые методы, конечно работают, но не везде и не всегда. По разным причинам...
320 цельсия - очень интересная температура. два помбура автогеном в эмалированном ведре трое суток? ну-ну. видимо, тяжелую воду добывают, стахановцы) точно не врут. в холодную колонну с потерями 2-3%? реальная тема. или это они с 92-го года наяривают и вчера замерили? вот это еще возможно. а я тут озадачился, чо это климат теплеет, нелогичненько. а тут помбуры с автогеном с 1992 года падлянку готовят))
а если это и правда забойный парогенератор? что скажите? возможно такое?
Leadgeol, не надо мне лечить тут про тундру, ладно? Мы тут этими паровыми методами добычи живем... и до тундры рукой подать.
Про SAGD слышал, а про CSS? Советую почитать на досуге, а потом только трындеть.
Думается, что речь идет о парогазогенераторе – температура парогазовой смеси на выходе регулируется количеством впрыскиваемой воды в пределах 180-450 С, но не 650 С (если только 650 - в кельвинах)
Можно после парогенератора ставить перегреватель - но толку то, ведь существует понятие эффективной температуры для каждой нефти/пласта
а что такое эффективная температура пласта?
В 2001 был я в Барсуковнефть на комсомольском месторождении, они как раз угрохоли уйму денег и запускали парогенераторную из Финляндии, не пошло у них, как расказали мерзлота поплыла. А как там сейчас обстоят дела? Может кто знает?
SAGD - steam assisted gravity drainage, CSS - cyclic steam stimulation. Технологии в общем действительно не новые и достаточно известные.
Ребят, можно более подробнее про эти технологии...
Вот народ пошел... =) Скоро совсем забудем, что такое гугл...
Насколько я помню, смысл технологий в следующем: в первом случае бурятся две параллельные горизонталки, одна над другой, в верхнюю качается пар, образуется зона уменьшения вязкости нефти, и эта самая нефть отбирается из нижней скважины; во втором случае работа ведется по принципу "подогрели-откачали". Написал что помню, специалисты могут меня поправить. А вообще в гугле много должно быть инфы по этому поводу, особенно на "забугорном" =))) языке. Эти методы уже не первый год пробуют, другой вопрос на каком уровне...
а может насчет моего вопросика еще что нибудь скажите...))
Эффективная температура - это та величина выше которой вязкость практически не снижается
и примерно для нефтей в пластовых условиях сколько она будет? хотя бы промежуток, 100-200 или как?
Строишь зависимость вязкости нефти от температуры - это точка после которой вязкость практически не меняется, т.е. выполаживается кривая
показал сегодня преподавателю весь материал, он сказал, что его интересуют именно температуры пара после критической( т.е после 373,75 С) может что нибудь еще скажите про оборудование или про технологию, может кто слышал? он также сказал, что паром с температурой выше критической уничтожают отходы в Японии, может насчет этого кто-нибудь слышал?
Вот японцы зажрались =))) У нас по-простому жгут всё что горит (что не горит тоже пытаются), остальное закапывают в землю как есть...
P.S.: японцы вообще конечно молодцы, респект им...
ребят, а что вам вообще известно про закритические температуры для воды в частности?
To oil King: если тебя интересуют термические методы, применяемые пр разработке, поищи работы из геологоразведочного университета. Они довольно активно этим занимаются...
P.S.: респект модераторам за их нелегкий труд...
а ссылочку на работы института можно пожалуйста....
Эта, разработка, ну вы совсем обнаглели... =)) Гугл бесславно забыт...
поищи тезисы геомодели-2009, там был доклад профессора из рггру по поводу тепловых свойств пород/нефтей, может там будут ссылки. Мне тут еще попадался автореферат диссертации по аналогичной тематике, там список литературы был приличный, если попадется напишу...
А вообще, рекомендую: так как на русском языке много литературы по любой достаточно новой тематике найти практически нереально, то надо искать тупо в инете литературу на англицком. Много лежит прямо под руками, только качай и переводи. Некоторых в инете не найти - тут уж или в библиотеку, или в платных электронных заказывать. Главное, чтобы было желание!
Занимался я этой проблемой,
Пар закачивают (пароциклические методы) до глубины 1000 м (как правило), но можно и до 1250 м для вязкости нефти в пл. усл. 30-100 мПа С.
Проблема в том что при этом нужно давление закачки порядка 14-16 МПа. Так вот при таком давлении критическая температура пара ~ 350 С при которой пар уже превращается в воду. С другой стороны если поднимать температуру выше, то происходит разделение на водород и кислород.
Но так как нам нужно закачать пар, то 3D показывает, что нужна температура выше, чтобы пар продвинулся на 100 м в пласте. Это порядка 450-650 градусов зависит от свойств пласта и его температуры. На таких глубинах температура порядка 30-37 С. Потери в стволе скв. примерно 17-20 С на глубины 1000 м без учета термоизоляц. НКТ.
Но на практике по сути в пласт закачивают перегретую воду и прогревают только призабойную зону пласта. Применяли раньше УПГ-60/160, УПГ-50/60 производительностью от 9-60 т/ч. с сухостью пара (на выходе) 0,7-0,8 (ОАО ЭМАльянс, ПГ Генерация).
И всё это выходит очень дорого, но эксперты требуют применение именно тепловых методов
ogaleev,
Очень интересно. Да, можно подробнее? Что за ПГ канадские? и чем отличается ваши от стандартных методов (технологий)?
Да, расскажи, пожалуйста, подробнее о технологии на вашем промысле (на какую глубину вы ведете закачку, под каким давлением, с какой степенью сухости и сколько потерь приходится на поверхность и ствол скважины).
Я не в самой татнефти работаю, реализовал там телемеханику.
Битум добывают практически на прилегающей территории промысла, реализовано парами. Добывающая ветка ниже паровая выше, каждая пара соотвественно имеет забой и устье.
Пар сначала гнали с котельной промысла, по трубам обычным, есть 2 особенности, пар конденсируется пока течет у стенок, и приходит уже далеко не то что уходит, скважины появляются все дальше и дальше, конечные скважины давали вместо 30 1-3 куба.
Технологую решили улучшить портативными котельными "Амелин", в Уфе даже есть представительство. На самом деле технология канадская, и налаживают ее канадцы, руками умельцев из России естественно.
Давление было 12, хотели поднять до 16, но что то у них там не получалось, хотя при мне проводили реконструкцию.
Сейчас наколько я знаю пары строят звездочной системой, а в центре ставят одну портативную котельную. Котельная универсальная по топливу, но использует только газ (намного дешевле), не попутный естественно.
Когда я там был у них были проблемы изменения давления. Пар предполагается пускать плавно, но из паротенератора он выходит дребебзгом синусоиды, поставили регулирующий клапан на выходе... при мне все заработало...
Глубину не знаю, знаю только что в порядках сотен метров, вроде 150-200.
Обвадненность битума большая, порядка 80%.
Вприницпе у меня есть сопутствующие телемеханические данные
Хорошо рассказал, спасибо
А не знаешь, скважинные НКТ были теплоизолированные и сколькл на них температуры терялось?
Вообще я делал балланс по пару, у них 5-15% раздождение в кубах, то ли он конденсируется так хорошо пока идет, толи порывы постоянные
кому нужны графики изменений, пишите...
Есть ли в россии проекты по закачке пара? интересует как площадная, так и периодическая
конечно есть
Ашальчинское битумное месторождение в Татарстане
В коммерсанте прочитал, что там только 1. Т.е. можно сказать, что это пилот... Или нет? Интересует пром. разработка
вроде уже не одна пара
Коммерсант конечно не лучший источник информации по нефтянке))
ищи статьи в Нефтяном Хозяйстве
авторы Зарипов, Абдулмазитов и т.д.
Страницы