Меню

Закачка пара в пласт оборудование



Оборудование для теплового воздействия на пласт

Термические методы воздействия на пласт основаны на резком снижении вязкости нефти при нагреве, в результате чего ее подвижность в пластовых условиях увеличивается и улучшается приток к эксплуатационным скважинам.

В настоящее время разработано много способов термического воздействия. Существуют три области воздействия термических методов: призабойная зона пласта, пласт в целом и ствол скважины.

Воздействие на призабойную зону осуществляется: нагревательными устройствами – устьевыми и глубинными; тепловой обработкой в сочетании с другими средствами интенсификации. В качестве теплоносителя могут быть использованы: вода, пар, нефть, газ.

Различают источники тепла двух видов: топливо, энергия которого используется в наземных теплообменных аппаратах, и топливо, находящееся в пласте или сжигаемое там же.

При термическом воздействии на ствол скважины обычно осуществляют депарафинизацию, борьбу с гидратными пробками, повышение приемистости скважин.

При термическом воздействии на пласт основная цель – повышение коэффициента нефтеотдачи и сокращение времени разработки месторождения.

При воздействии на пласт применяется комплекс оборудования, состоящий из специальной арматуры устья скважин; головки колонной сальниковой; лубрикатора для спуска приборов; термостойких пакеров; внутрискважинных компенсаторов удлинения колонны НКТ.

Арматура устья для герметизации устья нагнетательных скважин в период тепловой обработки пласта обеспечивает подвеску колонны НКТ, компенсирует ее удлинение и позволяет проводить исследовательские работы по стволу скважины и на забое. Она состоит из запорных устройств – задвижек и вентилей, фитингов-крестовиков, тройников, катушек и специальных устройств для компенсации тепловых удлинений колонны и подводящего паропровода.

Арматура устья устанавливается на скважине перед началом паротеплового процесса и после его окончания демонтируется.

В качестве примера рассмотрим арматуру АП-65-150 (рис. 19.1). В зависимости от внутрискважинного оборудования различают два исполнения:

при установке на забое скважины термостойкого пакера и при отсутствии телескопического устройства для компенсации термических удлинений колонны НКТ;

при отсутствии пакера на забое или при использовании его совместно с компенсатором теплового удлинения НКТ.

Арматура включает в себя крестовину, которая вместе с затрубным вентилем 5 устанавливается на фланце колонны обсадных труб. Колонна НКТлибо соединяется с телескопической трубой сальника, установленного на корпусе, либо крепится к катушке.

Зазор между корпусом 4 и трубой 2 уплотняется набором прорезиненных асбестовых манжет 3.

Рисунок 19.1 – Устьевая арматура АП-65-150

На фланце телескопической трубы (или на катушке) монтируется узел 1, состоящий из задвижки, шарнира и тройника. Устьевое шарнирное устройство состоит из трех шарниров и обеспечивает компенсацию теплового расширения НКТ и подводящей линии паропровода.

Стволовой шарнир обеспечивает компенсацию угловых деформаций колонны. На тройнике установлены датчики термометра и манометра, а сами приборы смонтированы на приборном щитке.

Эта группа приборов замеряет температуры и давления в

центральном канале, приборы, присоединенные к крестовине, – в затрубном пространстве.

Управление запорными устройствами, обслуживание арматуры осуществляется со специальных площадок, конструкция которых предусматривает вертикальное перемещение элементов арматуры.

Головка колонная сальниковая предназначена для оборудования устья нагнетательных многоколонных скважин. Эти головки имеют уплотнительные устройства, обеспечивающие компенсацию тепловых удлинений эксплуатационной и промежуточной колонн. Головка колонная сальниковая с помощью резьбового соединения крепится к переводнику промежуточной колонны или кондуктору.

Головка монтируется в процессе строительства скважины или при ее капитальном ремонте при переводе ее на работу для закачки пара в пласт.

Лубрикатор устьевой предназначен для спуска в скважину глубинных манометров, термометров и других приборов для исследования без прекращения закачки пара в пласт. Лубрикатор устанавливается на фланце верхней задвижки, смонтированной на тройнике арматуры устья. Лубрикатор состоит из корпуса, масляного бачка с трубками и блока. В верхней части корпуса установлен узел сальника, а нижняя часть имеет фланец, с помощью которого он присоединяется к фланцу задвижки устьевой арматуры. Через лубрикатор пропущена проволока, один конец которой, перекинутый через блок, наматывается на барабан лебедки, а к другому концу крепится глубинный прибор.

Перед проведением исследования прибор, прикрепленный к проволоке, закладывается в корпус лубрикатора, после чего он монтируется на устьевой арматуре.

Перед спуском прибора открывают кран, и давление из корпуса по трубе передается в бачок с маслом, которое вытесняется в узел сальника. Затем открывают задвижку устьевой арматуры и, сматывая проволоку с барабана лебедки, опускают прибор в скважину.

Термостойкие пакеры герметизируют затрубное пространство скважины при нагнетании пара в пласт и защищают эксплуатационную колонну от воздействия давления и температуры. Одновременно пакеры предотвращают тепловые потери и позволяют снизить температурные напряжения.

Пакер (рис. 19.2) состоит из ряда деталей, смонтированных на стволе 10. Ствол 10 соединен муфтой 3 с патрубком 2, который, в свою очередь, соединен с муфтой 1, обеспечивающей соединение пакера с колонной НКТ. В верхней его части расположен шлипсовый узел для удержания пакера в обсадной колонне и предотвращения его смещения вверх под действием перепада давления. Этот узел состоит из конуса 4, шлипсов 7, шлипсодержателя 8, ограничителя 6 и штифта 5. При спуске пакера штифт удерживает шлипсы от перемещения по направляющим пазам конуса. После срезания штифта перемещение шлипсов ограничено деталями 6 и 8.

В средней части пакера расположены уплотнительные манжеты 11, сверху закрываемые защитной шайбой 9, а снизу удерживаемые нажимной гайкой 12. Манжеты в зависимости от их места установки изготовлены из различных материалов: по две крайних – из прорезиненной асбестометаллической ткани, средние – из прорезиненной асбестовой ткани.

В нижней части ствола имеется шлипсовый узел, предотвращающий перемещение пакера вниз. Он состоит из конуса 13, шлипсов 14 и шлипсодержателя 17. Ниже расположен гидроцилиндр для посадки пакера. Привод гидроцилиндра осуществляется жидкостью, нагнетаемой в НКТ.

Рисунок 19.2 – Термостойкий пакер ПТГМ

Гидроцилиндр состоит из собственно гидроцилиндра 22, наружного 20 и внутреннего 16 поршней, переводника 31 и уплотнительных колец 18, 19, 25. Для предотвращения поворота цилиндра относительно ствола служит шпонка 23, а относительно переводника 31 – винты 26.

К поршню 20 прикреплен фиксатор 21, при спуске пакера удерживающий нижние шлипсы в нижнем положении.

В переводнике 31 располагается узел клапанов для временного перекрытия проходного канала пакера при его посадке. Он состоит из нижнего 29 и верхнего 28 седел со срезными буртами, шариков 24, 30 и приставки 27. Снизу к переводнику присоединен фильтр 32 для улавливания срезанных седел с шариками при установке пакера.

Пакер работает следующим образом. При закачке жидкости в НКТ после закрытия нижнего седла 29 шариком 30 поршни 16 и 20, преодолевая силу сцепления фиксатора 21 со стволом 10, перемещаются вверх вместе с нижним шлипсовым узлом и уплотнителем. Штифт 5 срезается. Верхние шлипсы 7 надвигаются на конус, заклинивая его в обсадной колонне. Защитная шайба 9 распрямляется и перекрывает зазор вокруг шлипсодержателя 8. Под действием нажимной гайки манжеты 11 увеличивают наружный диаметр до тех пор, пока не войдут в контакт с поверхностью эксплуатационной колонны. Нижний конус 13 заклинивается в обсадной колонне шлипсами 14. Увеличивая давление жидкости в НКТ до 20 МПа, можно срезать бурт седла 29, и оно вместе с шариком 30 упадет в фильтр, открыв при этом проходной канал пакера.

Компенсаторы теплового расширения НКТ могут быть конструктивно объединены с пакером либо устанавливаться отдельно. Телескопическое устройство представляет конструкцию штока, соединенного с головкой, и сальникового узла, манжеты которого изготовляются из прорезиненной асбестовой ткани. Регулирование давления прижима манжет осуществляется ввинчиванием нажимной втулки. Телескопическое устройство обеспечивает осевое перемещение головки относительно патрубка при сохранении герметичности внутренней полости НКТ.

Оборудование для подготовки воды и ее подогрева

Использование для воздействия на пласт установок подготовки воды и подогрева в блочном исполнении позволяет сократить расходы и сроки обустройства месторождения.

Парогенераторная установка ППГУ-4/120М (рис. 19.3) предназначена для получения 4 т/ч влажного пара при давлении до 12 МПа. Установка состоит из двух блоков, которые могут перевозиться по железной дороге или на специальном шасси.

Схема установки включает в себя емкость исходной воды 1, сетевой насос 2, водоподогреватель 3,блок водоподготовки 4, емкость умягченной воды 5, насосы 6, 10, деаэратор 7, охладитель 8, бустерный насос 9, парогенератор 11, дроссельный вентиль 12, подогреватель воздуха 13, вентилятор 14, топливный насос 15,

подогреватели топлива 16, 1

Установка работает следующим образом: из емкости 1 (или промыслового водопровода) вода сетевым насосом 2 закачивается в водоподогреватель 3, где нагревается паром низкого дав­ления до температуры 25—30 °С. Водоподогреватель снабжен автоматическим регулятором, обеспечивающим максимальную температуру выходящей из него воды не более 35 °С.

Из водоподогревателя вода поступает в блок водоподготовки 4, где умягчается и очищается от механических примесей. Далее насосом 6 вода подается через охладитель 8 в деаэратор 7, где, нагреваясь до 170 °С, освобождается от растворенных газов.

Рисунок 19.3 – Схема парогенераторной установки ППГУ-4/120М

Выходя из деаэратора, вода в охладителе 8 отдает часть тепла воде, поступающей в деаэратор, и бустерным насосом 9 подается на прием питательного насоса 10, которым под давлением 15,5 МПа нагнетается в парогенератор. Пароводяная смесь, образующаяся в парогенераторе, через влагомер поступает в скважину. Часть пароводяной смеси через дроссель 12 подается в водоподогреватель 3, деаэратор 7, а также используется для подогрева топлива и воздуха.

В качестве топлива используется сырая нефть, которая подогревается в баке 16 до температуры 50 – 60 °С, откуда через подогреватель топлива направляется в форсунку. Для использования нефти с высоким содержанием серы в схеме предусмотрен деаэратор.

Парогенератор установки представляет собой цилиндр, внутри которого расположены горелочное устройство и система труб. Продукты сгорания, пройдя топочную камеру, поступают в парогенератор, где отдают свое тепло воде, движущейся по спиральному трубопроводу.

Топливная система включает в себя камеру сгорания, основную и запальную горелки. Камера сгорания имеет форму цилиндра, с одной стороны которого установлена газомазутная горелка, состоящая из лопаточного завихрителя с неподвижными плоскими лопатками ипериферийной газовой части с отверстиями. В зависимости от типа топлива изменяются диаметр и число отверстий.

Для работы в дежурном режиме и обеспечения поджига основной горелки применяется запальная горелка, которая состоит из механической форсунки и запальных электродов. Длительная и экономичная работа парогенератора может быть обеспечена только в случае предотвращения

образования слоя накипи на стенках нагревателей. Появление этого слоя приводит к тому, что резко снижается коэффициент теплопередачи, что ведет к перерасходу топлива и перегреву стенок. Отрицательно влияют на долговечность парогенератора растворенные в воде газы (кислород и углекислота), вызывающие его коррозию, интенсивность образования накипи определяется жесткостью воды – параметром, характеризующим содержание в ней растворенных солей.

Парогенераторы производительностью более 0,7 т/ч должны быть оборудованы установками для докотловой обработки воды. Для этой цели используют специальные блочные передвижные водоподогревательные установки ВПУ.

Оборудование для прогрева ствола скважин

Для прогрева ствола скважины и фильтровой зоны пласта используются паровые передвижные установки и электрические нагреватели.

В качестве источника пара могут использоваться установки ППУ-3 либо ППУ-1200/100. Установка ППУ-3М (рис. 19.4) смонтирована в кузове 2 на шасси автомобиля КрАЗ-257 и включает в себя цистерну с водой 1, парогенератор 3, питательный насос 6 с приводной группой 5, установленные па раме 4, которая с помощью хомутов крепится к раме автомобиля.

При работе установки предварительно подогретая вода подается питательным насосом 6 в парогенератор 3, где превращается в пар требуемой температуры.

Рисунок 19.4 – Паровая передвижная установка ППУ-3М

Для защиты системы в случае остановки питательного насоса, его неисправности и т. п., перед парогенератором предусмотрены обратный клапан и вентиль. На выходе парогенератора имеются сепаратор и предохранительный клапан. Эксплуатация агрегата требует строгого контроля жесткости применяемой воды, использования фильтров,

снижающих ее жесткость, а также профилактического контроля толщины слоя накипи и удаления ее.

В качестве теплоносителя может использоваться не только пар, но и нефть. Для промывки скважин горячей нефтью служит агрегат 1АДП-4-150 для нагнетания в скважину нефти под давлением до 20 МПа и расходом 4 л/с при температуре 150 о С.

Для длительного прогрева скважины (от нескольких месяцев до 2 – 3 лет) применяются парогенераторы ППГУ-4/120.

При использовании электроэнергии для нагрева призабойной зоны в соответствующем интервале глубин в скважину опускается электронагреватель. Он представляет собой герметичный кожух, внутри которого установлены трубчатые элект­ронагревательные элементы. Для улучшения теплопередачи внутренняя полость корпуса заполнена окисью магния. Мощность нагревателей составляет 10,5; 21 или 25 кВт. Монтируют нагреватель в скважине с помощью кабель-троса, имеющего три силовые и три сигнальные жилы. Наружная часть кабеля имеет оплетку из стальной оцинкованной проволоки. Глубинные нагреватели с прямыми теплоэлектронагревателями ТЭН представляют собой цилиндр диаметром 140 мм и длиной 3000 мм. Они состоят из головной части, хвостика, нагревательных элементов и кожуха.

Читайте также:  Какие бывают оборудование для сварки

Для обеспечения работы внутрискважинного нагревателя на поверхности в непосредственной близости от скважины устанавливаются повышающий трансформатор и станция управления. Последняя обеспечивает контроль режима работы нагревателя, защиту оборудования при коротком замыкании или обрыве одной из фаз.

Дата добавления: 2014-12-24 ; просмотров: 4136 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Вытеснение нефти насыщенным водяным паром

Пар обладает высокими термодинамическими характеристиками, в первую очередь — высоким теплосодержанием, что обеспечивает ус­коренный темп ввода в пласт тепловой энергии, снижение теплопотерь в кровлю и подошву пласта.

Закачка пара в нефтяной пласт сопровождается совокупностью различных внутрипластовых процессов, позволяющих снижать вязкость нефти, увеличивать коэффициенты охвата и вытеснения и повышать нефтеотдачу пласта, снижая сроки разработки объекта.

Традиционный способ паротеплового воздействия на нефтяной пласт представляет собой закачку расчетного объема пара через нагнетательные скважины, создание тепловой оторочки и последующее продвижение ее по пласту в сторону добывающих скважин закачиваемой ненагретой водой.

Механизм извлечения нефти из пласта при нагнетании в него горячего рабочего агента основывается на изменениях свойств нефти и воды, содержащихся в пласте, в результате повышения температуры. С повышением температуры вязкость нефти, плотность ее и межфазовое отношение понижаются, а упругость паров повышается, что благоприятно влияет на нефтеотдачу.

В качестве рабочего агента применяются преимущественно водяной пар и горячая вода. Они характеризуются высокой удельной теплоемкостью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Нефтяной пласт в процессе закачки пара нагревается в первую очередь за счет использования скрытой теплоты парообразования. При этом пар, распространяясь по поровому пространству, конденсируется. Дальнейший нагрев пласта осуществляется уже за счет использования теплоты горячего конденсата, в результате чего последний охлаждается до начальной тем­пературы пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения углеводородов за счет снижения их парциального давления. Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе паровой зоны, где они конденсируются и растворяются в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеотдачи. При температуре 375°С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) до 10% нефти плотностью 934 кг/м .

Различают три основные зоны, пронумерованные в направлении тече­ния теплоносителя (рис. 4.9).[82]

Рис. 4.9. Профиль температуры (б), паро- (в) и водо- насыщенности (а) при одномерном вытеснении нефти водяным паром. 1-t=12; 2-t=2r[82]

Зона 1. В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов.

Зона 2 (конденсация). В этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Локальные температуры коллектора и наполняющих его фракций сильно отличаются, поэтому, строго говоря, здесь нельзя пользоваться понятием эффективной теплопроводности. Это локальное нарушение теплового равновесия было обнаружено при экспериментальном исследовании вы­теснения воды водяным паром. В ходе эксперимента наблюдался переход воды в пар, хотя локальная средняя температура, измеренная термопарой, была заметно ниже температуры насыщения при поддерживаемом в эксперименте давлении (рис.4.10).

Рис. 4.10. Профили паронасышенности (а) и температуры (б), наблюдаемые при вытеснении воды водяным паром: 1-t=1ч; 2-t=2ч [82]

Эта средняя температура является промежуточной между температурами твердого пористого тела и заполняющих его флюидов.

Зона 3. Процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объем единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственно воды той же температуры и с тем же массовым расходом.[82]

Относительные размеры указанных зон зависят от тепловых свойств

пород и жидкостей, темпа нагнетания теплоносителя, его параметров и

Увеличение нефтеотдачи пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти, что способствует улучшению охвата пласта воздействием; за счет расширения нефти, перегонки ее паром и экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.[83]

Вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры, особенно в интервале 20-80°С. Так как дебит нефти обратно пропорцио­нален ее вязкости, то производительность скважин может быть увеличена в 10-30 раз и более.

Наиболее высокая скорость снижения вязкости отмечается при начальном увеличении температуры. При достижении определенной температуры снижение вязкости замедляется. Высоковязкие нефти со значительной плотностью обладают большим темпом снижения вязкости.

С повышением температуры вязкость нефти уменьшается более интенсивно, чем вязкость воды, что также благоприятствует росту нефтеот­дачи. Для тяжелых нефтей остаточная нефтенасыщенность уменьшается более резко, особенно в пределах температур до 150°С.

В процессе закачки пара нефть в зависимости от состава может расши­ряться, за счет чего появляется дополнительная энергия для вытеснения пла­стовых жидкостей. При вытеснении легкоиспаряющейся нефти высокотемпературным паром более легкие фракции нефти переходят в паровую фазу, т.е. возможна перегонка нефти. В более холодной зоне пласта эти фракции конденсируются, образуя впереди паровой» зоны вал растворителя или смешивающийся вал. Увеличению нефтеотдачи при ПАРОТЕПЛОВОМ ВОЗДЕЙСТВИИ могут способствовать: эффект газона­порного режима, изменение относительных проницаемостей и подвижностей и др.[83]

При реализации технологии ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ такие ее показатели как время закачки, расход пара, давление нагнетания и др. варьируются для различных месторождений ПБ и ТН. Например, по опыту разработки залежей природных битумов РТ показатели площадного ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ могут быть следующими: пар нагнетается в 1 нагнетательную скважину в течение 5-7 лет с расходом 50-200 т/сут., максимальное давление нагнетания пара — 6 МПа, температура пара -300С 0 , воздуха 4-45 0 С, давление на устье добывающих скважин составляет 1,5 МПа и падает со временем до 0,1-0,2 МПа. Показатели ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ в случае закачки оторочки пара: количество закачиваемого пара — 0,7-1,0 от объема пор, расход холодной воды для проталкивания оторочки пара — 200 м 3 /сут., температура воды 4-20°С, давления нагнетания пара — до 6 МПа [84].

Паротепловое воздействие обладает рядом недостатков. Толщина водяного слоя (если залежь имеет подошвенную воду) существенно влияет на успешное применение паротеплового воздействия. Если отношение толщины водонасыщенного слоя к нефтенасыщенному превышает величину 0,2, то в таких пластах не рекомендуется проведение ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ.

Высокая водонасыщенность является нежелательной, так как при смешивании пластовой воды с конденсатом пара повышается проводимость для воды и происходит обводнение добываемой продукции.

В неоднородных пластах пар будет перемещаться через зоны с высокой проницаемостью, и обходить менее продуктивные зоны, уменьшая охват пласта по площади и толщине.

В процессе паротеплового воздействия возникают и такие проблемы, как влияние высокой температуры на обсадные трубы, НКТ и другое внутрискважинное оборудование. Поэтому нагнетательные скважины должны заканчиваться и обустраиваться с учетом работы при высоких температурах.

К недостаткам ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ относятся также разрушение скелета пласта и вынос больших объемов песка в скважину, а также образование стойких эмульсий с некоторыми типами нефтей и проблема коррозии.

Гравитационные эффекты могут привести к тому, что паром будет охвачена только верхняя часть пласта, что для вертикальных скважин сказывается конусообразностью разработки, а для горизонтальных сильно выраженной не эффективностью процессов добычи. Низкие темпы закачки пара невыгодны с экономической точки зрения. Потери теплоты пропорциональны перепаду температур и времени.

С целью повышения эффективности процесса и рационального использования внесенного в пласт тепла (после создания тепловой оторочки размером 0,6-0,8 порового объема пласта) оторочку продвигают к забоям добывающих скважин ненагретой водой путем закачки ее в те же нагнетательные скважины.

Эффективность процесса вытеснения нефти теплоносителями зависит от термодинамических условий пласта, свойств пластовых жидкостей, пористой среды, применяемой технологии и др. факторов и может изменяться в широких пределах.

На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные
свойства системы нефть — вода — порода. С повышением температуры
уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных
молекул нефти на поверхности поровых каналов, в результате чего
проницаемость пласта для нефти увеличивается [85,82].

4.2.4. Факторы, ограничивающие применение процессов [82]

При изучении недостатков описанных методов повышения нефте­отдачи приходится сталкиваться с факторами, ограничивающими их ис­пользование с точки зрения, как технологии, так и экономики. Для ил­люстрации приведем два примера.

Давление на забое скважины при нагнетании в неглубоко залегающий пласт воды или пара не должно превышать горное. В противном же случае может произойти горизонтальное растрескивание грунта и нарушение начальной структуры месторождения. Этот пример иллюстрирует одно из технологических ограничений, накладываемых на процесс, — ограничение давления нагнетаемого теплоносителя.

Дополнительное количество нефти, полученное за счет нагнетания пара в пласт, должно быть достаточно большим для обеспечения положи­тельного энергетического баланса процесса. Теплотворная способность дополнительного количества нефти обязана быть, по крайней мере, равна количеству энергии затраченной на получение водяного пара, нагнетаемого в скважину. Так, например, если теплотворная способность сырой нефти составляет 10 000 кКал/кг, а удельная теплота испарения воды — 600 кКал/кг, то отношение масс дополнительного количества полученной нефти и закачанного в скважину пара должно превышать 0,06кг/кг. Здесь, конечно, речь идет лишь о грубой оценке минимума величины отношения масс нефти и пара.

В действительности каждый фактор должен быть рассмотрен с точки зрения технических возможностей и экономической эффективности. Поэтому к приведенным ниже сведениям о влиянии различных параметров на процесс повышения нефтеотдачи следует относиться как к справочным данным об усредненных параметрах воздействия, не забывая, что подробное изучение влияния каждого из них должно быть предметом особого рассмотрения.

4.2.4.1. Нефтесодержание. Характеристики нефти

Нефтесодержание месторождения — количество нефти, содержащейся в единице объема пористой среды. С технической точки зрения не су­ществует никаких жестких требований к нефтесодержанию месторождения, планируемого к разработке, но необходимость рентабельности добычи требует определения ее минимальной величины. Так, при использовании пароциклического воздействия на скважины на калифорнийских месторождениях (США) минимальное нефтесодержание было определено на уровне 16 %, в некоторых случаях оно может быть понижено до 12 %. Как уже было показано, уменьшение вязкости нефти при повышении температуры является одним из основных механизмов, обеспечивающих

успех методов нагнетания нагретой воды или водяного пара. Следует иметь в виду, что уменьшение вязкости очень вязкой нефти, хотя и дает положительные результаты, однако не всегда приводит к достаточному возрастанию ее текучести. Повышение температуры очень вязкой нефти в зоне нагрева позволяет продвинуть ее к скважине, но увеличивает риск закупорки пор при контакте нагретой нефти с более холодной (коллектором). Практически разрабатываются месторождения нефти средней вязкости — от 50 до 8000 сПз. Необходимо отметить, что в качестве эксперимента нагнетание пара в пласт используют при добыче очень вязкой нефти (например, из битуминозных песков), а в ряде случаев закачка нагретой воды приводит к хорошим результатам и при разработке месторождений очень легкой нефти.

4.2.4.2. Толщина пласта, глубина его залегания, проницаемость коллектора

Толщина нефтеносного слоя, глубина его залегания. При выборе участка для разработки месторождения необходимо учитывать глубину залегания пласта и его толщину, так как с этими параметрами связаны потери тепла в окружающие породы и технические сложности подачи нагретой воды или пара, ограничивающие возможности разработки глубоко залегающих пластов. Обычно считают, что толщина слоя должна быть больше 10 м, а глубина его залегания не должна превышать 1000 м. Можно, однако, рассматривать как рентабельную разработку месторождения с глубиной залегания, несколько превышающей 1000 м, если на скважинах установлено эффективное теплоизолированное оборудование (в частности, теплоизолированные трубы).

Читайте также:  Коэффициент определяется отношение площади оборудования

Проницаемость нефтеносного слоя. При постоянном массовом расходе гидравлическое сопротивление пористой среды играет более существенную роль при нагнетании в пласт водяного пара, чем при использовании горячей воды. Например, при давлении 75 бар отношение кинематических вязкостей водяного пара и воды вблизи кривой насыщения равно приблизительно 4. Воспринимаемый пластом расход теплоносителя снижается с течением времени нагнетания, поскольку при этом возрастает сухость пара (из-за уменьшения давления) и снижается его температура по мере удаления от нагнетательной скважины. Вследствие этого уменьшается приемистость пласта при постоянном давлении нагнетания. В таких случаях вводят понятие предела проницаемости, ниже которого процесс может стать нерентабельным, по крайней мере, если не начнут действовать вторичные факторы. Исходя из результатов исследований, можно сказать, что нижний предел абсолютной проницаемости месторождений, при разработке которых используют термические методы, составляет примерно 300 мД.

Источник

Оборудование для теплового воздействия на пласт

3.1. Классификация оборудования для теплового воздействия на пласт

Оборудование для теплового воздействия на пласт можно разделить на 4 группы и ряд подгрупп.

Оборудование применяемое при нагреве пластовой жидкости теплоносителем. Сюда входит:

-оборудование для подготовки воды;

-оборудование для нагрева воды или образования пара;

-оборудование теплотрассы, устья скважины и внутрискважинное оборудование;

-оборудование ствола нагнетательных скважин.

Оборудование для электропрогрева призабойной зоны скважины электронагревателями.

Оборудование для проведения химических реакций в пласте. Оно подразделяется на:

а)оборудование для внутрипластового горения, куда входит

-оборудование для подачи окислителя в пласт;

-оборудование для поджигания пласта.

б)оборудование для введения химических реагентов в пласт, куда входит:

-оборудование для доставки химических реагентов;

-оборудование для закачки химических реагентов в пласт.

Оборудование для использования термальных вод. Сюда входит:

-оборудование для подъема воды на поверхность;

-оборудование для нагнетания воды в пласт;

-оборудование теплотрассы, устья скважины и внутрискважинное оборудование;

-оборудование ствола нагнетательных скважин;

-скважинное перепускное или насосное оборудование.

Нагнетание в пласт теплоносителя

В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используется горячая вода и водяной пар. Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения пластовой нефти и скелета пласта, а также интенсификации капиллярной пропитки. В результате увеличиваются подвижность нефти, фазовая проницаемость и охват пласта вытесняющим агентом, создавая условия для вытеснения нефти из малопроницаемых пластов. В случае нагнетания в пласт пара к указанным факторам добавляется еще так называемый эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и переносе её по пласту в парообразном виде.

При выборе объекта для нагнетания теплоносителя следует иметь в виду, что некоторые глинистые материалы обладают способностью набухать при воздействии на них горячей водой и паром и уменьшать эффективную проницаемость пласта.

Температурное воздействие в некоторых случаях может также интенсифицировать вынос песка и образование песчаных пробок в эксплуатационных скважинах.

Важное значение имеет характер строения продуктивного пласта. Если залежь представлена пропластками различной проницаемости, то нагнетаемый агент в первую очередь будет проникать по более проницаемым пропласткам. При нагнетании холодной воды это может привести к охлаждению малопроницаемых пропластков и полному исключению их из разработки. В случае же нагнетания теплоносителя малопроницаемые пропластки будут прогреваться посредством теплопроводности и включаться в разработку.

Глубина залегания продуктивного пласта оказывает влияние на величину потерь тепла с увеличением глубины скважины, что может отрицательно влиять на экономику процесса. Мощность продуктивного пласта влияет на потери пласта через кровлю и подошву: чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь.

Нагнетание в пласт теплоносителя происходит обычно при пятиточечной схеме размещения скважин с центральным расположением нагнетательной скважины. В зависимости от конкретных условий можно применять семиточечную сетку, а также линейное и радиальное размещение рядов нагнетательных и эксплуатационных скважин. Расстояние межлу нагнетательными и эксплуатационными скважинами обычно составляет 100-200м.

Подачу пара в скважину рекомендуется начинать при небольших его расходах с постепенным увеличением до максимального значения. Быстрый ввод скважины для нагнетания пара вызывает неравномерное прогревание обсадной колонны и цементного камня, что может привести к нарушению герметичности крепления скважины. После прогрева обсадной колонны нагнетание теплоносителя следует проводить с максимальным расходом при заданном давлении, что сокращает потери тепла в стволе скважины и через кровлю- подошву пласта. Применяемые на практике расходы пара колеблются от 100 до 250 т/сут. и более на одну нагнетательную скважину.

Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2-3% от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3-5% при закачке пара на каждые 100м длины скважины. Потери в стволе скважины существенно ограничивают глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды — 1000-1200м и для пара 700-1000м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя.

Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается отношением накопленной в объеме пласта теплоты QН к общему количеству введенной теплоты QВ. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования. При уменьшении толщины пласта доля потерь в кровлю и подошву пласта возрастает — коэффициент теплоиспользования уменьшается. Оценки теплопотерь показывают, что по истечении определенного времени потери становятся равными количеству вводимой теплоты и коэффициент теплоиспользования становится равным нулю (рис 3.1).

Источник

Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя

Одним из основных способов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается для интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи пластов.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.

Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем. Следовательно, тепло, вводимое в пласт, передается не только жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, но и породе продуктивного пласта, а также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность термических методов и их преимущество перед другими методами повышения нефтеотдачи, в которых перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват тепловым воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в итоге обеспечивает значительный прирост коэффициента нефтеизвлечения.

Росту коэффициента нефтеизвлечения способствуют следующие основные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, тепловое расширение пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

При нагнетании в пласт пара, в отличие от горячей воды, проявляется дополнительный механизм увеличения нефтеотдачи — дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.

Несмотря на то, что тепловые методы могут обеспечить достаточно высокую нефтеотдачу, применение их ограничивается экономической целесообразностью. Эти методы весьма энергоемки, требуют больших энергозатрат на производство теплоносителя и они экономически невыгодны для разработки месторождений с малой и повышенной вязкостью нефти (менее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические методы и др.

Из соображений экономической целесообразности в документе министерства нефтяной промышленности «Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений» (РД 39.0147035.214.87) в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.

Широко известны технологии паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) . Суть этих технологий заключается в том, что при любых системах размещения скважин (площадных или рядных) на первом этапе в нагнетательные скважины осуществляют непрерывную закачку теплоносителя, за счет чего в пласте создаются обширные прогретые зоны (этот процесс называется созданием оторочки теплоносителя в пласте), затем, на втором этапе в те же нагнетательные скважины непрерывно закачивают ненагретую (холодную) воду с целью проталкивания оторочки теплоносителя к добывающим скважинам. Объем теплоносителя, необходимого для создания тепловой оторочки, зависит от конкретных геолого-физических условий пласта, плотности сетки скважин, температуры нагнетания и изменяется в широких пределах от 60-80% порового объема пласта в зоне вытеснения при закачке пара и от 0,6 до 1,8 порового объема — при закачке горячей воды.

На Гремихинском месторождении работы по воздействию горячей водой были начаты в 1983 году. В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в течение ряда лет были обоснованы, созданы и внедрены в производство следующие новые технологии: технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт — ИДТВ, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами — ИДТВ(П), технология теплоциклического воздействия на пласт — ТЦВП.

Оборудование для нагнетании в пласт пара (горячей воды) состоит из паровых котлов, коммуникации пара, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Рассмотрим каждый вид оборудования в отдельности.

Для закачки теплоносителя в нефтяные пласты используют, в основном, специальные парогенераторные и водонагревательные установки, которые вырабатывают пар и горячую воду требуемых параметров и качестваТеплогенерирующая установка выбирается из имеющего в серийном производстве оборудования таким образом, чтобы она обеспечивала доставку теплоносителя к забоям нагнетательных скважин с заданными параметрами (давлением, температурой, сухостью). Выбор типа теплогенерирующей установки осуществляется исходя из необходимого рабочего давления и производительности. В случае закачки горячей воды необходимое давление жидкого теплоносителя на выходе из теплогенерирующей установки определяется как и при расчете давления парообразного носителя. Давление горячей воды на выходе из теплогенерирующей установки должно быть выбрано с учетом потерь давления в наземных трубопроводах и при заданной температуре нагрева горячей воды должно быть выше давления насыщения для пара при температуре горячей воды, чтобы не вызвать вскипание в трубопроводах и соответственно гидравлические удары.

При определении единичной номинальной производительности теплогенерирующих установок и их количества в группе руководствуются следующим положением: количество установок, их номинальная производительность определяется из годового объема нагнетания теплоносителя в пласт. Установки на месторождениях монтируются в группы. Максимальное число установок в группе, по мере нарастания темпов разработки месторождения, не должно превышать 4. Исходя из практических соображений и унификации оборудования в каждой группе должна быть резервная установка.

Основные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к следующему:

— конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную работу в условиях нагнетания в пласт теплоносителя и последующей закачки в пласт холодной воды для продвижения тепловой оторочки:

— конструкция скважины должна обеспечивать термические напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.

Эффективным средством снижения термических напряжений в элементах конструкции является снижение температуры на внутренней поверхности обсадной колонны путем установки пакеров и тепловой изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.

В для закачки теплоносителя в нефтяной пласт могут применяться следующие схемы конструкции нагнетательных скважин.

1. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ, подвешенным на устьевом фланце без пакера и другого внутрискважинного оборудования. В этом случае параметры теплоносителя (в первую очередь температура) не должна превышать расчетные для колонны труб и цементного камня.

2. Нагнетание теплоносителя по обычным НКТ с использованием термостойкого пакера, термокомпенсатора и специальной устьевой арматуры. В этом случае при обеспечении герметичности резьбовых соединений НКТ и элементов внутрискважинного оборудования после выпаривания воды (или замены на воздух) в затрубном пространстве создаются благоприятные условия для повышения параметров нагнетания теплоносителя и уменьшения потерь тепла по стволу скважины.

3. Нагнетание теплоносителя по НКТ, изолированными теплоизолирующими материалами. В этом случае пар (или горячую воду) подают по колонне нагнетательных труб в качестве которых используются 73-мм или 88,9-мм насосно-компрессорные трубы), спущенные до или ниже кровли продуктивного пласта. Для уменьшения потерь тепла в стволе скважины и предохранения обсадной колонны от воздействия высокой температуры кольцевое пространство между нагнетательной и эксплуатационной колоннами целесообразно разобщать термостойким пакером, устанавливаемым над кровлей продуктивного пласта.

Коэффициент нефтеизвлечения, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвлечения.

Начальные извлекаемые запасы нефти в залежи равны произведению величин начальных балансовых запасов и конечного коэффициента извлечения нефти.

Читайте также:  Сколько стоит медицинское оборудование для мрт

Конечный коэффициент извлечения нефти показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности .

Наряду с конечным коэффициентом извлечения нефти определяют текущий коэффициент извлечения, равный отношению накопленной добычи из залежи или объекта разработки на определенную дату к их начальным балансовым запасам.

Значения коэффициентов извлечения нефти, а следовательно и величина извлекаемых запасов по месторождению или залежи зависит от геолого-физических характеристик и неоднородности продуктивных пластов, научного уровня и обоснованности принимаемых проектных решений по технологии разработки и технике добычи нефти, экономических нормативов и критериев эффективности разработки, требований рационального использования природных, материальных и людских ресурсов, охраны недр и окружающей среды .

Метод заводнения начался с применением законтурного заводнения, при котором вода нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта, в дали от внешнего контура нефтеносности . Было обнаружено, что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях, поэтому был переход на ряде залежей к приконтурному заводнению, когда вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи .

Внедрение метода заводнения началось с применения законтурного заводнения, при котором нагнетается в скважины , расположенные в водоносной части пласта ,вдали от внешнего контура нефтеносности . Однако уже вскоре было обнаружено ,что законтурное заводнение эффективно не во всех случаях и что оно не обеспечивает нужной степени воздействия на залежи с большой площадью нефтеносности и на залежи с существенно неоднородным строениемпластов.

Следующим шагом в развитии заводнения был переход к приконтурному заводнению ,когда вода нагнетается в скважины , расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи. Приближение таким образом искусственного контура питания к зоне отбора повышало возможности метода заводнения.

Новые методы разработки по виду применяемого процесса можно подразделить на следующие группы:

физико-химические методы – вытеснение нефти водными растворами химических реагенов ( полимеров, кислот , щелочей) , мицеллярными растворами и др.;

теплофизические методы – нагнетание в пласты теплоносителей – горячей воды или пара;

термохимические методы – применение процессов внутрипластового горения нефти – “сухого”, влажного или сверхвлажного, в том числе с участием щелочей, оксидата и др.;

методы вытеснения нефти смешивающимися сней агентами – растворителями, углеводородными газами под высоким давлением.

В отличии от заводнения каждый из новых методов может быть эффективно применен лишь в определенных геолого-физических условиях. Поэтому при введении того или иного нового метода важно выбрать соответствующие эксплуатационные объекты.

Заводнение с использованием химических реагенов. Эта группа новых методов основана на нагнетании в продуктивные пласты водных растворов химических веществ с концентрацией 0,02 – 0,2 % . Растворы нагнетаются в объеме пустот залежи для создания оторочки, вытесняющей нефть. Затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды , называемой в этом слцчае рабочим агентом. С их помощю может быть существенно расширен диапазон значений вязкости пластовой нефти ( вплоть до 50- 60 мПа*с ), при котором возможно применение методов воздейсствия , основанных на заводнении. Применение методов в начальных стадиях разработки позволяет ожидать увеличение коэффициентовизвлечения нефти по сравнению с их величиной при обычном заводнении на 3- 10 %.

Вытеснение нефти водными расстворами полимеров.Наиболее приемлимым для этого процесса считается раствор полиакриламида ( ПАА) известкового способа нейтрализации. Добавка ПАА к нагнетаемой воде повышает вязкость и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти: Мо= Мн / Мв. Это повышает усстойчивость раздела между водой и нефтью (фронта вытеснения),способствуя улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку.

Метод рекомендуется для зялежей с повышенной вязкостью пластовой нефти – 10- 50 мПа * с. Учитывая возможность снижения приемистости нагнетательных скважин вследствие повышенной вязкости раствора и соответственно низких темпов разработки залежей, метод целесообразно применять при значительной проницаемости пород- коллекторв – более 0,1 мкм? . Благоприятны залежи с относсительно однородлным строением продуктивных пластов ,преимущественно порового типа.

Вытеснение нефти водными растворами поверхностно-активных веществ ПАВ.Наиболее применимыми считаются растворы неиногенных ПАВ типа ОП-10 . Судя по эксплуатационным данным , добавка ПАВ в нагнетаемую воду улучшает отмывающие свойства воды : снижается поверхностное напряжение воды на границе с нефтью , уменьшается краевой угол смачивания и т.д. Метод рекомендуется для залежей с водонасыщенностью пласта не более 15 % ( с учетом способности реагента к селективной адсорбции на стенках водонасыщенных пустот породы) , при вязкости пластовой нефти 5-30 мПа * с, проницаемости пласта выше 0,03- 0,04 мкм?, температуре пласта до 70? С.

В настоящее время возможностей прироста коэффициентаизвлечения нефти от применения метода оценивают примерно в 3-5 %.

Вытеснение нефти мицелярными растворами. При этом методе в качестве вытесняющего агента в пласт нагнетают мицелярный раствор ( в объеме около 10 % от пустотного пространства залежи), узкую оторочку которого перемещают широкойоторочкой буферной жидкости – раствора полимера , а последнюю- рабочим агентом – водой. Состав мицелярного раствора : легкая углеводородная жидкость, пресная вода, поверхностно-активные вещества, стабилизатор. Метод предусматривает достижение близких значений вязкости пластовой нефти , мицелярного раствора и буферной жидкости. Механизм процесса находится в стадии изучения.

Метод предназначается в основном для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения известных мицелярных растворов рекомендуется выбирать залежи нефти в терригенных коллекторах порового типа (нетрещиноватых), относительно однородных, не содержащих карбонатного цемента. Эти требования обусловлены тем , что при перемещении растворов по резко неоднородному коллектору и при контакте его с карбонатами может нарушаться его структура . Средняя проницаемость пластов желательна более 0,1 мкм? . Рекомендуемая вязкость пластовой нефти от 3 до 20 мПа *с, поскольку при более высокой вязкости требуется и большая вязкость раствора и буферной жидкости, что обуславливает технологические трудности в подготовке и нагнетании растворов. Температура пластов не должна превышать 70-90 ? С. Допустимая глубина залегания пластов определяется теми же факторами, что и при вытеснении нефти растворами ПАА.

Теплофизические методы. Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду.

Вытеснение нефти паром. Метод рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей – более 40-50 мПа*с, для которых метод заводнения не пригоден. Применение метода позволяет достигать высокой величины коэффициента извлечения нефти- 0,4-0,6 , иногда более. Высокая эффективность метода обеспечивается благодаря снижению вязкости пластовой нефти, дистиллация нефти в зоне пара, гидрофилизации породы-коллектора вследствие расплавления и удаления со стенок пор смол иасфальтенов и другим явлениям. Выбор залежей с благоприятной для применения метода геологопромысловой характеристикой основывается главным образом на необходимости создания условий для минимальных потерь тепла при перемещении пара по скважине и затем по пласту. Глубина залегания пласта ограничивается примерно 1000 м, (для сведения В Удмуртии этот барьер преодолен) . Рекомендуемая нефтенасыщенная мощность- 10-40 м. При меньшей мощности резко возрастают потери тепла в породе, покрывающие и подстилающие продуктивный пласт. При чрезмерно большой мощности горизонта во избежание низкого охвата воздействием по вертикали возможно его расчленение на объекты. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, так как при этом потери тепла на нагрев содержащейся в пласте воды минимальны. Более благоприятны для процесса мономинеральные (кварцевые) песчаники , менее благоприятны- полимиктовые с обломками глинистых пород.

Применение метода эффективно при условии расстояний между скважинами не более 200-300 м.

Вытеснение нефти горячей водой. Этот метод может применяться для разработки нефтяных залежей высоковязких нефтей с целью повышения коэффициента извлечения нефти из залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в пласте Повышение коэффициента извлечения нефти обуславливается теми же факторами , что и при нагнетании пара. Однако рассматриваемый процесс менее эффективен, поскольку он обеспечивает воздействие на пласт меньшей ,чем при нагнетании пара , температуры для прогрева пласта, вследствие значительного отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти , требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды.

Метод применяется для залежей, по которым даже незначительное снижение температуры в процессе разработки может приводить к выпадению парафина в пласте и закупориванию его пор.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

logo

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Тепловые методы воздействия на пласт

Тепловые методы воздействия на пласт

Рейтинг: / 6

Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м 3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м3 горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м3 под давлением закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях:

— глубина продуктивного пласта не более 1200 м;

-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами,не менее15 м;

— вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;

— остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50 %;

— плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3.

Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят исследование скважин.

— замер дебита нефти;

— замер дебита газа;

— замер дебита воды;

— замер пластового давления;

— замер статического уровня.

Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПТУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.

Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2-5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 суток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м.

Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.

Паронагнетательные установки УПГ-60/160 и УПГ-50/60 предназначены для паротеппового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Источник