Дипломный проект. методичка самост. Методические указания по самостоятельной работе Составитель Заливин Владимир Григорьевич
 Скачать 1.31 Mb.
|
|
Раздел 1. Классификация методов повышения нефтеотдачи. 1.1. Тепловые методы Высокая вязкость нефти – один из факторов, определяющих ее малую по- движность и неудовлетворительную эффективность извлечения. Для извлечения остаточной нефти применяются методы искусственного теплового воздействия на пласт – внутрипластовое горение, вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин, а также исполь- зуют импульсно-ударное и вибрационное воздействие. 11 1.1.1.Вытеснение нефти с применением внутрипластового горения Метод основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, которая сопровождается выде- ление теплоты. Отличается от горения на поверхности тем, что тепло не исчеза- ет, а остается в пласте. Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины, начало горения производится при помощи забойного электронагре- вателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и т.п. После инициирования горения непрерывное нагнетание воздуха в пласт обеспечивает как поддержание процесса внутрипластового горения, так и пере- мещение фронта горения по пласту. При перемещении фронта горения в качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным па- ром, водой. Сгорают наиболее тяжелые фракции нефти (битум) или так называ- емый кокс. Концентрация кокса может составлять от 10-40 кг на 1м 3 пласта. В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, т.е. процесса, ко- гда для поддержания горения закачивается только воздух, основная доля тепла в пласте остается в области позади фронта горения. Это тепло оказывает поло- жительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта. В последние годы стал использоваться метод влажного горения. Процесс заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определенных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движущимся фронтом горения породой, испаряется. Пар переносит теплоту в область впере- ди фронта горения, в результате чего в этой области развиваются обширные зо- ны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси- рованной горячей воды. Внутрипластовое парогенерирование – одна из особен- ностей процесса влажного горения. Объем закачки составляет на 1000м 3 возду- ха до 5м 3 воды. Конкретные значения водовоздушного фактора определяются многими геолого – физическими и технологическими условиями. Если значе- ния в.в. фактора меньше указанных, то переброска тепла в область впереди фронта горения уменьшается, снижается эффективность теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Для процесса влажного горения важно, чтобы значения в.в. отношения было оптимальным. По мере перемещения фронта горения формируются несколько темпера- турных зон: 1. Наиболее высокая температура достигается в зоне фронта горения – от 370 и выше. 2. Область, где происходит фильтрация воздуха и воды, температура уменьшается до температуры нагнетаемых рабочих агентов. 3. Примыкаемая к фронту горения зона перегретого и насыщенного пара. 4. Зона с начальной пластовой температурой. При влажном горении – впереди фронта горения образуется большая зона прогрева пласта и жидкостей, размер которой достигает до 150м. Это говорит о 12 том, что метод в.г. может применяться на оптимальных сетках размещения скважин (16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается расход воздуха на добычу нефти. Недостатки метода: 1. Ограничение глубиной – (до 1500м) 2. Бурение дополнительных нагнетательных скважин дублеров для раз- дельной подачи воздуха и воды. 3. Неравномерное выгорание пласта изменяют его свойства, что усложня- ет в дальнейшем применение каких- либо методов извлечения нефти. 1.1.2.Вытеснение нефти паром Вытеснение нефти паром – распространенный метод увеличения нефте- отдачи пластов. Пар нагнетают с поверхности в пласт с низкой температурой и высокой вязкостью нефти через специальные паронагнетательные скважины, расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуется три зоны, различающиеся по температуре, насыще- нию и характеру вытеснения: 1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с температурой, изменяю- щейся от температуры пара до температуры начала конденсации (400-200), в Рис.1.1. Схема процесса влажного горения Условные обозначения: а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения. Зоны: 1 - фильтрации закачиваемой воды и воздуха; 2,4 - перегретого пара; 5 - насыщенного пара; 6 - вытеснение нефти горячей водой; 7 - вытеснение нефти водой при пластовой тем- пературе; 8 - фильтрация нефти при начальных условиях; 3 - фронт горения 13 которой происходит выделение из нефти легких фракций и перенос их паром по пласту, т.е. совместная фильтрация пара и легких фракций нефти. 2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от темпе- ратуры начала конденсации (200) до пластовой, а горячий конденсат (вода) вы- тесняет легкие фракции и нефть. 3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. При нагреве пласта происходит дистилляция (разделение) нефти, снижение вязко- сти, изменение фазовых проницаемостей, подвижность нефти, воды. Продвижение по пласту зон пара и горячего конденсата сопровождается потерями, уходом теплоты из нефтяного пласта в окружающие породы. При малой толщине нефтяного пласта на границе с окружающими поро- дами всегда будет высокая температура, относительная поверхность теплооб- мена (по отношению к объему пласта) большая. При больших расстояниях между скважинами применение пара нецелесообразно. Рис.1.2. Схема вытеснения нефти паром. Условные обозначения: а - пар; б - вода; в - нефть. Зоны: 1 - насыщенного пара; 2 - вытеснение нефти горячей водой; 3 - вытеснение нефти водой при пластовой температуре; 4 - фильтрация нефти при начальных условиях. 14 При использовании метода выбирают пласты >15м с плотностью сеток 4- 8 га/скв. Метод применяют на Украине, в Краснодарском крае. Недостатки: 1. Необходимость применения чистой высококачественной воды для па- рогенератора. Обработка воды химическими реагентами. 2. Вытеснение нефти паром из песчаных пластов после прогрева к добы- вающим скважинам сопровождается выносом песка – а из глинистых пластов – снижением проницаемости. 3. При глубине больше 1000м происходит потеря теплоты до 45%. 1.1.3.Циклическое нагнетание пара. Циклическое нагнетание пара в пласт или пароциклические обработки добывающих скважин осуществляют периодическим нагнетанием пара в нефтяной пласт через добывающие скважины. Цель технологии – в том, чтобы прогреть пласт и нефть в призабойных зонах добывающих скважин, снизить вязкость нефти, увеличить приток нефти к скважинам. При нагнетании в пласт пар внедряется в наиболее проницаемые слои и крупные поры пласта. Во время выдержки в прогретой зоне происходит перераспределение насыщенности за счет капиллярных сил – горячий конденсат вытесняет маловязкую нефть из мелких пор и слабопроницаемых слоев (линз). В крупные поры и высокопрони- цаемые слои. 1.1.4.Технология пароциклического воздействия В добывающую скважину закачивают пар объемом 30-100 т. на 1 м тол- щины пласта. Объем закачиваемого пара должен быть тем больше, чем больше вязкость пластовой нефти. После закачки пара скважину закрывают и выдер- живают в течении одной – двух недель – период, который необходим для про- цесса теплообмена, капиллярного противотока, перераспределения нефти и во- ды в пористой среде. Затем скважину эксплуатируют в течении 8-12 недель. Обычно бывает 5-8 циклов за три-четыре года, иногда 12-15 циклов – по- сле проведения которых, эффект воздействия иссякает и уже не оправдывает расходов. Преимущества: Эффект от нагнетания пара получается сразу же после прекращения закачки пара в скважину. Недостатки: Периодическое нагревание и охлаждение обсадной колонны вызывает нарушения цементного камня, нарушение колонны в резьбовых со- единениях. В первых циклах на 1 т закачанного пара добывается до 10-15 т нефти. В последних циклах нефти добывается в среднем 1.5 – 2.5 т. 1.1.5. Тепловые методы воздействия на пласт. Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержа- щих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: 15 закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж- ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных са- моходных 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 подъем- ным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «хо- лодную» 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 при- забойную зону пласта весьма незначительно. Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффектив- нее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обра- батывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м 3 го- рячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки сква- жину пускают в работу. При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавля- ют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в коли- честве 70-80 м 3 под давлением закачивают в скважину. Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на при- забойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар за- качивают 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/м 3 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 температуры; - замер статического уровня. Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термо- стойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. 16 В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто прово- дят 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 парогенератор- ные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление ра- ботой оборудования осуществляется из кабины оператора. Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопро- водами 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 сква- жину вводят в эксплуатацию. Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи элек- тронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный элек- тронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется бол- тами с гидрофланцем. Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 су- ток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м. Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкой нефтью. Паронагнетательные установки УПГ-60/160 и УПГ-50/60 предназна- чены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффици- ента нефтеотдачи. Техническая характеристика Показатель УПГ-60/160 УПГ-50/60 производительность на пару, т/ч 60 50 теплопроизводительность, Гкал/ч 34,4 25,4 номинальное давление пара, Мпа 16,0 6,0 установленная электрическая мощность, кВт 1528,0 1294,5 температура отработанных газов, °С 320 343 КПД установки, °/о 80,0 83,9 вид топлива газ газ, нефть Паронагнетательная установка УПГ-50/60 состоит: - дроссельное устройство; - парогенератор; 17 - подогреватель топлива; - дутьевой вентилятор; - подогреватель воздуха; - топливный насос; - деаэратор; - охладитель деаэрированной воды; - электронасосный агрегат; - сульфоугольный фильтр; - насос химочищенной воды; - бак химочищенной воды; - насос исходной воды; - подогреватель исходной воды; - фильтр химводоочистки. Парогенераторная установка УПГ-60/160 : - подогреватель воздуха; - электровинтилятор; - парогенератор; - ГРП; - дроссельное устройство; - деаэратор; - охладитель деаэрированной воды; - питательный насос; - сульфаугольный фильтр; - деаэраторный насос; - бак химочищенной воды; - насос исходной воды; - подогреватель исходной воды; - фильтр химводоочистки. Паронагнетательная установка ППУА-1600/100 состоит из цистерны для воды, емкости для топлива, парогенератора, питательного насоса, вентиля- тора высокого давления, топливного насоса, привода установки, приборов и трубопроводов. Техническая характеристика производительность по пару, т/ч 1,6 давление пара, Мпа 9,81 температура пара, °С 310 теплопроизводительность, Гкал/ч 0,94 масса установки без заправки водой и топливом, кг 15350 вместимость цистерны, м 3 5,2 Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 предназначена для гер- метизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт. 18 Техническая характеристика тип арматуры АП-65/210 АП-65/50х16У1 рабочее давление, МПА 15 16 максимальная температура, °С 320 345 условный проход, мм 65 65 Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 : -устьевой сальник; - задвижка; - устьевое шарнирное устройство; - специальная труба. Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-Г-140-140 предна- значены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя. Термостойкий пакер: -переводник; -верхний шлипсовый узел; -уплотнитель; -нижний шлипсовый узел; -гидроцилиндр; -клапанный узел; -фильтр. Техническая характеристика тип пакеров ПВ-ЯГМ-Г-122- 140 ПВ-ЯГМ-Г-140- 140 диметр обсадных труб, мм 146 146 максимальный перепад давлений, МПа 14,0 14,0 максимальная температура, °С 325 325 условный диаметр обсадных труб, мм 146 168 давление при посадке пакера, МПа 20 20 диаметр пакера, мм 122 140 длина пакера, мм 1690 2370 Газовые винтовые компрессоры Компрессорные установки, изготавли- ваемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10...50 м 3 /мин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промышленности для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней се- парации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин. По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы: 19 - компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7, 7ВКГ-50/7 предназначены для сбо- ра нефтяного газа с давлением на приеме, близкому к атмосферному и давлени- ем нагнетания 0,6 ...0,7 МПа; - компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давления 0,6 до 1,7 МПа. Техническая характеристика компрессорных установок Показатели Компрессорная установка 5ВКГ- 10/6 6ГВ-18/6- 17 7ВКГ-30/7 7ВКГ-50/7 Подача по условиям всасыва- ния, м 3 /мин 11 18 30 50 Давление газа на всасывании, МПа 0,08 ...0,12 0,6 0,08...0,12 0,08...0,12 Давление нагнетания, Мпа 0,6 1,7 0,7 0,7 Температура газа на приеме, °С 25 15...45 5...45 5...45 Температура газомасляной смеси на нагнетании, °С 80...100 100 100 100 1.2. Газовые методы. Газовые методы основаны на определенном классе реагентов, использо- вание которых связано с организацией крупномасштабной технологии их транспортировки и закачки. К признакам данного класса реагентов относятся: - низкое количество дополнительно добытой нефти, приходящейся на единицу массы 100 % реагента. - относительно невысокая отпускная цена чистого реагента - возможность транспортировки реагента по трубопроводам - наличие крупнотоннажной сырьевой базы и крупных единичных источ- ников реагента - возможность отделения реагента от продукции добывающих скважин в условиях промысла и повторного его использования для закачки в пласт - отсутствие отрицательного воздействия или незначительное воздействие на качество добываемой продукции - сохранение пожаро- и взрывобезопасных и иных подобных условий в промысловых процессах - экономичность. Наиболее распространенный реагент данного класса – диоксид углерода. Метод повышения нефтеотдачи характеризуется большими объемами подачи реагента в пласт. При технологии непрерывной закачки СО 2 или при создании оторочек темп подачи реагента в пласт в 1000 – 2000 раз выше, чем при закачке ПАВ или полимера. Реагент обладает – невысокая отпускная цена, т.к. является побоч- ным продуктом основного производства или отходами производства, транспор- табелен по трубопроводам, т.к. имеет низкую вязкость, широкий круг постав- щиков и источников СО2 как естественных, так и промышленных. Реагент мо- жет быть отделен от добываемой продукции и регенерирован для обратной за- качки в пласт, качество добываемых углеводородов не подвергается необрати- |