Идентификационный анализ состояния оборудования и отклонения технологических режимов на скважинах СВН. вкр. Идентификационный анализ состояния оборудования и отклонения технологических режимов на скважинах свн
 Скачать 2.34 Mb.
|
Технология циклической закачки пара (CSS)Циклическое нагнетание пара в пласты или пароциклические обработки добывающих скважин либо пароциклическую стимуляцию скважин осуществляют периодическим прямым нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины, некоторой выдержкой их в закрытом состоянии и последующей эксплуатацией тех же скважин для отбора из пласта нефти с пониженной вязкостью и сконденсированного пара. Цель этой технологии заключается в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, повысить давление, облегчить условия фильтрации и увеличить приток нефти к скважинам. Механизм процессов, происходящих в пласте, сложный и сопровождается теми же явлениями, что и вытеснение нефти паром, но дополнительно происходят противоточная капиллярная фильтрация, перераспределение в микронеоднородной среде нефти и воды (конденсата) во время выдержки без отбора жидкости из скважин. При нагнетании пара в пласт он внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне пласта происходит активное перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил: горячий конденсат замещает маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых линз (слоев) в крупные поры и высокопроницаемые слои, т. е. меняется с ней местами. Именно такое перераспределение насыщенности пласта нефтью и конденсатом и является физической основой процесса извлечения нефти при помощи пароциклического воздействия на пласты. Без капиллярного обмена нефтью и конденсатом эффект от пароциклического воздействия был бы минимальным и исчерпывался бы за первый цикл. Технология пароциклического воздействия. Технология пароциклического воздействия на пласты состоит в следующем (рисунок 3). В добывающую скважину в течение 2-3 недель (максимум 1 мес.) закачивают пар в объеме 30-100 т/ 1 м толщины пласта. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти и чем меньше пластовой энергии имеется для ее движения. После закачки пара скважину закрывают и выдерживают в течение 1-2 недель - периода, необходимого для завершения процесса тепло- и массообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и воды в пористой среде.  Рисунок 3 – Технология пароциклического воздействия Затем скважину эксплуатируют до предельного рентабельного дебита нефти в течение 8-12 недель. Полный цикл занимает 3- 5 мес. и более. Вслед за 1м осуществляют 2й и последующие циклы с большей продолжительностью выдержки. Обычно всего бывает 5 - 8 циклов за 3 - 4 года, иногда до 12-15 циклов, после которых эффект от пароциклического воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов на пар. Так как этим способом невозможно доставить теплоту на большую глубину, сетка размещения скважин должна быть достаточно плотной В первых циклах на 1 т закачанного пара можно добывать до 10-15 т нефти. В последних циклах это отношение снижается до 0,5-1 т, составляя в среднем 1,5-2,5 т. [13]. Основными преимуществами данного метода добычи являются: уменьшение фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне пласта за счет разогрева высоковязкой нефти; снижение вязкости аномальной нефти и увеличение ее подвижности; - изменение смачиваемости породы-коллектора; изменение фазовой проницаемости по нефти; за счет малой вязкости пар может проникать в мелкие поры коллектора; при выдерживании скважины для пропитки, проявляющиеся капиллярные эффекты помогают извлекать больше нефти; добыча данным способом не требует технически сложного оборудования и больших затрат на постоянную закачку пара; объемы добываемой нефти намного больше, чем при обычной добыче без применения циклической закачки пара. Основными недостатками данного метода являются: процесс может быть экономически эффективен лишь в течение нескольких первых циклов (обычно 3-5), во всех последующих циклах доля нефти в добываемой жидкости значительно уменьшается. необходимость многократного повторения циклов закачки пара, выдерживания и добычи. использование данного способа при добыче ВВН и ПБ в трещинно-поровых коллекторах приводит к быстрым прорывам пара по трещинам и неравномерному прогреву призабойной зоны пласта. после снижения температуры в призабойной зоне пласта вязкость нефти значительно увеличивается, кроме того, при остывании нефти возможно образование отложений АСПВ, вызванное коагулированием частиц асфальтенов, смол и парафинов использование данного способа при добыче ВВН и ПБ в трещинно-поровых коллекторах приводит к быстрым прорывам пара по трещинам и неравномерному прогреву призабойной зоны пласта. после снижения температуры в призабойной зоне пласта вязкость нефти значительно увеличивается, кроме того, при остывании нефти возможно образование отложений АСПВ, вызванное коагулированием частиц асфальтенов, смол и парафинов [12]. |