ккл. Технология и техника методов повышения нефтеотдачи пласта
 Скачать 1.14 Mb.
|
4. ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ ФИЗИЧЕСКИМИ ПОЛЯМИ4.1.Тепловые методы воздействия на пласт.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 температуры; - 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. Техническая характеристика
Паронагнетательная установка УПГ-50/60 состоит: - дроссельное устройство; - парогенератор; - 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, вентилятора высокого давления, топливного насоса, привода установки, приборов и трубопроводов. Техническая характеристика
Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт. Техническая характеристика
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 предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя. Термостойкий пакер: -переводник; -верхний шлипсовый узел; -уплотнитель; -нижний шлипсовый узел; -гидроцилиндр; -клапанный узел; -фильтр. Техническая характеристика
Газовые винтовые компрессоры Компрессорные установки, изготавливаемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10...50 м3/мин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промышленности для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней сепарации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин. По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы: - компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7, 7ВКГ-50/7 предназначены для сбора нефтяного газа с давлением на приеме, близкому к атмосферному и давлением 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 приведена в таблице 10. Таблица 10
Компрессорные установки - автоматизированные, включают в себя следующие блоки: - компрессорный агрегат, в который входят: - компрессор; - электродвигатель; - фильтры масла грубой и тонкой очистки; - трубопроводы; - запорная и регулирующая арматура; - местный щит контроля и управления. все узлы смонтированы к общей раме; - блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-50/7 состоит из двух параллельно функционирующих воздушных холодильников; - дистанционный щит управления: корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя вертикальными разъемами; состоит: - камеры всасывания и нагнетания; - блока цилиндров. - роторы (ведущий и ведомый) — Стальные, с винтовой нарезкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый - шесть зубьев. Отношение длины ротора к его диаметру в установке-1,35. Каждый ротор упирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых сил на роторах установлены радиально-упорные шарикоподшипники. Уплотнение на выходном конце ведущего ротора -торцовое графитовое. - система смазки - циркуляционная под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смазки и охлаждения винтов и подшипников. Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режимов работы. Компрессорная установка 7ВКГ-50/ состоит: - электродвигатель; - местный щит контроля и управления; - компрессор; - блок маслоохладителя; - рама; - компенсатор; - камера всасывания; - блок цилиндров; - ведомый и ведущий роторы; - роликоподшипник; - камера нагнетания; - блок шарикоподшипников; - разгрузочный поршень; - торцевое уплотнение. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||