Характеристика видов теплового воздействия

Характеристика видов теплового воздействия

Тепловое воздействие на пласт осуществляется в сочетании с заводнением, т.е. первоначально создаваемая тепловая оторочка путем нагнетания пара перемещается по пласту за счет продвижения ее нагнетаемой водой. Паротепловое воздействие в сочетании с заводнением позволяет достичь более высоких технологических показателей разработки месторождений по сравнению с применением непрерывного нагнетания теплоносителя.

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

Если пластовая температура равна или близка к температуре начала кристаллизации парафина в пластовых условиях, то вытеснение нефти холодной водой приведет к охлаждению пласта, выпадению парафина и закупорке пор, что усилится при сильной послойной неоднородности пласта. Нагнетаемая холодная вода, быстро продвигаясь по наиболее проницаемому прослою, станет источником охлаждения выше и ниже залегающих менее проницаемых прослоев. Охлаждение приведет в лучшем случае к загущению нефти, а в худшем — к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках. Указанные особенности свойств нефти и сильная послойная неоднородность пласта могут привести к получению значительного эффекта при нагнетании в такой пласт теплоносителя. В этом случае горячая вода (или пар), проникая по хорошо проницаемому прослою, будет прогревать выше и нижележащие слои пласта, что приводит к снижению вязкости нефти и способствует более полному извлечению запасов.

Методы теплового воздействия на пласт перспективны как методы увеличения нефтеотдачи пластов и как едва ли не единственный способ добычи высоковязких нефтей и битумов. Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Нагнетание в пласт горячих теплоносителей (вода и пар).

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Если первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, то последний имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта. Наилучшие теплоносители среди технически возможных — вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией — теплосодержанием на единицу массы. Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания, преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при нагнетании пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при нагнетании пара выше, чем при заводнении вследствие меньшей вязкости пара.

Тепловые методы характеризуются низкой энергетической эффективностью, обусловленной потерями тепла в окружающую породу. При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры не происходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К. п. д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхностных паропроводах оцениваются примерно от 0.35 до 3.5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250 -650 млн. кДж/сут.

Для минимизации потерь применяются плотные сетки эксплуатационных скважин – 1-2 га (при характерных значениях по месторождениям ХМАО – от 16 до 64 га). Соответственно, возрастают капитальные вложения.

В неоднородных пластах хорошие результаты показывают комбинированные методы воздействия (комбинация тепловых и физико-химических методов) – термополимерное, термощелочное, паротепловое с применением пенных систем.

В ОАО «Удмуртнефть» (Республика Удмуртия) созданы комплексные технологии, относящиеся к полимерным и термополимерным методам воздействию на пласт в различных модификациях. Среди них:

— технология термополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти;

— технология термополимерного воздействия с добавкой полиэлектролита;

— технология циклического внутрипластового полимерно-теплого воздействия и т.д. Полимерное и термополимерное воздействие на пласт нашло применение на Лиственском и Мишкинском месторождениях.

В отличие от методов, предусматривающих нагнетание теплоносителя, такая разновидность теплового воздействия, как внутрипластовое горение предусматривает создание перемещающейся по пласту зоны экзотермических реакций, позволяющей в процессе сжигания части пластовой нефти облегчить и увеличить извлечение остальной её части. Изменение технологических характеристик нефти способствует её вытеснению из пласта. Внутрипластовое горение начинается с инициирования горения в окрестности забоя скважины-зажигательницы путём нагнетания в неё воздуха, реже другого газа (сухое внутрипластовое горение). Воспламенение пластовой нефти происходит самопроизвольно или в результате дополнительного разогрева призабойной зоны скважины с помощью забойного электронагревателя, газовой горелки, зажигательных химических смесей и др.

При прямоточном внутрипластовом горении источником горения служит главным образом «нефтяной кокс» (теплотворная способность 29-42 МДж/кг, температура горения 350-370°С и выше). Образуется из наиболее тяжёлых фракций нефти, отделяющихся при её нагревании впереди фронта горения; лёгкие фракции испаряются и вытесняются. Скорость перемещения фронта горения определяется концентрацией кокса (возрастает с увеличением плотности и вязкости нефти) и темпами нагнетания воздуха.

Читайте также:  Какие документы нужны для проверки газового счетчика

Механизм теплового способа разработки на основе внутрипластового горения, кроме вытеснения нефти водяным паром, горячими газами горения, водой, водогазовыми смесями и др., включает действие кислородсодержащих компонентов как поверхностно-активных веществ, испаряющихся лёгких фракций нефти. На нефтеотдачу (в среднем 50-70%) могут влиять физико-химические превращения самой породы-коллектора. Благоприятные геолого-физические условия применения внутрипластового горения: вязкость нефти более 10 спз, толщина пласта свыше 3 м, глубина залегания до 2 км, проницаемость свыше 100 мД, пористость более 18%, нефтенасыщенность свыше 30-35%. Системы размещения нагнетательных и добывающих скважин при внутрипластовом горении — площадные и рядные. Недостатки внутрипластового горения связаны с необходимостью принятия мер по охране окружающей среды и утилизации продуктов горения, по предотвращению коррозии оборудования.

В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 -500 °С, происходит следующее.

1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.

2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.

3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.

4. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.

5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.

6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.

7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.

8. Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.

Различают прямоточный процесс внутрипластового горения и противоточный. При прямоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха, т.е. от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатационным. В этом случае пласт разжигается со стороны нагнетательной скважины. Считается, что прямоточный процесс горения эффективен при сравнительно легких нефтях. Нефть вытесняется по всему пласту впереди фронта горения при температурах, близких к пластовой, что является недостатком. При противоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. От эксплуатационных скважин к нагнетательной. В этом случае нефть разжигается на забоях эксплуатационных скважин при последующей подаче окислителя через центральную нагнетательную скважину. При этом прогретая зона остается не за (фронтом горения, как при прямоточном процессе, а перед ним, что способствует более эффективному вытеснению нефти.

Кроме того, различают сухое и влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухое горение осуществляется при подаче окислителя атмосферного воздуха, практически не содержащего водяных паров. При влажном горении на 1 м3 воздуха добавляется около 1 л воды. При сверхвлажном горении содержание воды доводится до 5 л.

Частным случаем сухого внутрипластового горения является технология

Электрофрак, разработанная компанией ExxonMobile. Одновременно технология может рассматриваться как модификация гидроразрыва пласта: при ее применении трещины ГРП используются для внедрения в пласт электропроводящего материала. В качестве данного проводника выступает сожженный нефтяной кокс. За счет энергии электрического тока, поступающего через этот материал в пласт, осуществляется процесс пиролиза углеводородов. Указанная технология может применяться как для снижения вязкости тяжелых нефтей, так и для добычи сланцевой нефти. Технология Электрофрак является экспериментальной, и на данный момент проходит апробацию на месторождении Piceance, в Колорадо.

Страницы работы

Содержание работы

19 КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕТОДОВ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИН, КОНСТРУКТИВНЫЕ МЕТОДЫ СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Основная технологическая идея тепловых методов заключается:

1) в резком уменьшении вязкости нефти при нагреве, вследствие чего увеличивается ее подвижность;

2) в очистке призабойной зоны от выпавших парафина и асфальтено-смолистых веществ;

3) в уменьшении адсорбции активных компонентов нефти на поверхности фильтрационных каналов за счет ослабления электрокинетических эффектов,

т.е. уменьшения адгезии.

Классификация методов термического воздействия на призабойную зону скважины

Устьевыми нагревателями: горячей водой или нефтью; горячим паром.

Скважинными нагревателями: Электротепловым прогревом; термо-газохимич. воздействие

Кроме того, имеются экспериментальные методы:

— высокочастотный электромагнитный нагрев.

По времени воздействия на призабойную зону:

Термогазохимическое воздействие (ТГХВ)

Метод основан на использовании в качестве воздействующего агента газов, получаемых при сжигании пороховых зарядов в интервале продуктивного пласта. Эффект от ТГХВ состоит в следующем: При сгорании заряда в скважине находящаяся в ней жидкость под воздействием давления образующихся газов вытесняется в пласт и в зависимости от величины создаваемого давления может способствовать расширению естественных трещин и каналов или созданию новых трещин. Важную роль в процессе ТГХВ играет тепловой фактор. При ТГХВ также происходит химическое воздействие газовой фазы продуктов горения на скелет породы и пластовую жидкость. Газообразные продукты горения порохов в основном состоят из хлористого водорода HCl и углекислого газа CO2. Проникая в поры пород, хлористый водород при наличии воды, образует соляную кислоту, концентрация которой может достигать 1. 5 %.

Термоакустическое воздействие на призабойную зону пласта

Данный способ является развитием электротепловой обработки. Оно заключается в одновременном облучении горной породы тепловыми и акустическими полями в определенных диапазонах частот и интенсивностей. В результате воздействия акустического поля и поля упругих волн происходит многократное увеличение температуропроводности горных пород. Радиус прогретой зоны увеличивается до 3-5 м.

Читайте также:  Как своими руками сделать скважину под воду

Высокочастотный электромагнитный нагрев

При высокочастотном электромагнитном нагреве температура на забое скважины ниже, а в глубине пласта — выше. В комплект оборудования входит наземное (генератор) и подземное (излучатель) оборудование.

Из видов теплового воздействия на призабойную зону технологически наиболее разработанными являются периодический электронагрев и периодический паронагрев.

Периодический прогрев призабойной зоны осуществляется самоходной установкой 1УЭС-1500 (установка электронагревательная самоходная, тепловая мощность N=25 кВт; грузоподъемность P=15 кH).

Для стационарной электротепловой обработки используют установку, состоящую из поднасосного электронагревателя, кабеля, станции управления и вспомогательного оборудования. Конструкция установки по сравнению с передвижным агрегатом значительно проще.

Воздействие паром и горячей водой

Обработка паром или горячей водой способствует снижению вязкости нефти в призабойной зоне, расплавлению и удалению парафиносмолистых отложений и, соответственно, увеличению дебитов скважин. Наиболее эффективными рабочими агентами являются сухой насыщенный пар высокого давления (8-15 МПа) и вода при t=200 o С и выше.

Применение этих теплоносителей также может быть циклическим (периодическим) и стационарным (циркуляционным).

Скважинное оборудование, применяемое при транспортировке

тепла от устья к забою скважины

Пакеры типа ПТГМ, ПТТГМ , термокомпенсаторы типа УТ и УТО , а также разработанный Татфизнефтемашем пакер типа ПВГ-ЯМ, термокомпенсатор типа КТУ не удовлетворяет рабочей температуре 400 o С и ее циклическому воздействию. Все указанные пакеры имеют уплотнительные элементы на основе асбестографита. Максимальная рабочая температура для него (по данным ВНИИАТИ) составляет порядка 343 o C. Применение уплотнений на основе асбестографита, например для уплотнения штока термокомпенсатора, требует высокой, порядка Rz=0,32, чистоты обработки уплотненных поверхностей.

Увеличить добычу нефти и газоконденсата можно не только за счет

ввода в разработку новых месторождений, но и за счет увеличения нефте-

отдачи и интенсификации добычи.

Тепловая обработка скважин является одним из методов интенсифи-

кации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных

скважин, основанном на искусственном увеличении температуры в их

стволе и призабойной зоне. Применяется в основном при добыче высоко-

вязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжиже-

нию нефти, расплавлению парафиносмолистых веществ, осевших в про-

цессе эксплуатации скважин на стенках, подъёмных трубах и в призабой-

ной зоне. При возобновлении эксплуатации эти вещества выносятся вместе

с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие дебит из-за парафиниза-

ции призабойной зоны, большей частью восстанавливают его после терми-

2. Методы теплового воздействия на пласт.

Закачка нагретого теплоносителя

Методы нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две

принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытесне-

нии нефти теплоносителем и его оторочками. Увеличение нефтеизвлече-

ния из продуктивного пласта при нагнетании в него теплоносителя проис-

ходит за счет изменения свойств нефти и воды, находящихся в пласте, в

результате повышения температуры. С увеличением температуры вязкость

нефти, ее плотность и межфазовое отношение понижаются, а упругость

паров повышается, что положительно влияет на нефтеизвлечение. В каче-

стве теплоносителя для теплового воздействия на нефтяной пласт могут

использоваться нефть, газолин, керосин, дизельное топливо, чаще приме-

няются насыщенный водяной пар или горячая вода с высокими темпера-

турными параметрами, которые обладают высокой удельной теплоемко-

стью и хорошими нефтевытесняющими способностями.

Закачка нагретого теплоносителя в скважину производится на ме-

сторождениях вязких смолистых и парафинистых нефтей, расположенных

на глубине до 1,5 км. Её проводят двумя способами: не прекращая экс-

плуатации или с остановкой работы скважины. При непрерывной работе

глубинного насоса горячую жидкость закачивают через затрубное про-

странство. Из остановленной скважины перед закачкой извлекается насос,

в кровле продуктивного пласта устанавливается пакер, после чего теплоно-

ситель закачивается по трубам и продавливается в призабойную зону. За-

тем пакер вынимается, опускается насос и возобновляется эксплуатация

Вторая технология заключается в паротепловой обработке приза-

бойной зоны пласта добывающих скважин. В этом случае в качестве теп-

лоносителя используется насыщенный водяной пар. Циклическая паротеп-

ловая обработка применяется на месторождениях глубиной до 1500 м с вы-

соковязкими (св. 50 МПас) и (или) парафинистыми нефтями. В останов-

ленную скважину, оборудованную термостойким пакером или без него

(при глубине до 500 м), по насосно-компрессорным трубам нагнетают на-

сыщенный пар. Затем скважину герметизируют и выдерживают 2-5 сут, по-

сле чего спускают насосное оборудование и возобновляют эксплуатацию.

Прогретая зона сохраняется 2-3 мес.

Электротепловая обработка применяется на месторождениях высо-

ковязких (св. 50 МПас) или парафинистых (св. 3% парафина) нефтей, рас-

положенных на глубине до 2000 м (ограничение по глубине связано с рос-

Читайте также:  Массажёры для ног блаженство

том энергетических потерь в подводящем кабеле). Заключается в периоди-

ческом либо постоянном прогреве продуктивного пласта из скважины глу-

бинными электронагревателями мощностью 15-100 кВт.

При периодическом прогреве после остановки скважины и извлече-

ния глубинно-насосного оборудования на кабель-тросе в интервал продук-

тивного пласта спускают трубчатый электронагреватель и прогревают

пласт 3-7 сут, затем извлекают электронагреватель и возобновляют экс-

плуатацию пласта. В связи с тем, что периодическая электротепловая обра-

ботка производится главным образом с целью периодического увеличения

нефтепроницаемости коллектора, для обработок пригодны месторождения

с маловязкими (до 10 мПа-с), парафинистыми (свыше 3-4%) нефтями, с

высоким содержанием асфальтосмолистых компонентов (свыше 5-6%). Но

так как остывание пласта начинается сразу после отключения нагревателя,

продолжительность его подъема и время пуска скважины в эксплуатацию

не должны превышать 5-7 часов. Поэтому глубина интервала продуктив-

ного пласта не должна превышать 1200-1400 м. Это основной недостаток

Эффективность процесса будет максимальной при следующих усло-

— глубина залегания не более 1500 м; степень снижения нефтепрони-

цаемости из-за отложений парафиносмолистых компонентов относительно

удаленной зоны пласта не менее 1,5; толщина пласта не менее 3 м; по-

ристость не менее 5%; обводненность не более 50%; пластовое давление

Продуктивность предназначенной для обработки скважины к мо-

менту воздействия должна снизиться не менее чем в 1,5 раза по сравне-

нию с продуктивностью на начальный момент вступления ее в эксплуа-

тацию. Дебит скважины до воздействия должен быть таким, чтобы ми-

нимальный 1,5-кратный прирост в течение 3 мес. в результате обработ-

ки обеспечивал полную компенсацию затрат для этих целей. Эксплуата-

ционная колонна должна обеспечивать безопасный спуск нагревателя на

кабель-тросе, а уровень жидкости в скважине должен быть не менее чем

на 5 м выше интервала прогрева пласта.

Постоянная электротепловая обработка проводится одновременно с

эксплуатацией скважины при начальных пластовых температурах до 60° С.

Её используют главным образом для постоянного снижения вязкости неф-

ти в процессе эксплуатации. Стационарная электротепловая обработка за-

ключается в том, что в скважине в интервале пласта совместно с глубинно-

насосным оборудованием устанавливается специальный электронагрева-

тель, с помощью которого осуществляют прогрев пласта в процессе экс-

плуатации непрерывно либо по режиму. Поскольку при этом постоянно

поддерживается высокое значение нефтепроницаемости коллектора и низ-

кие величины вязкости, для стационарной электрической обработки при-

годны месторождения с парафинистыми (более 3 — 4%), вязкими (более 10

мПас) нефтями. Глубина скважин в данном случае не имеет значения и оп-

ределяется лишь работоспособностью глубинного нагревательного обору-

дования (кабеля электронагревателя).

Термокислотная обработка применяется преимущественно в приза-

бойных зонах с продуктивными карбонатными коллекторами. Комплекс-

ный способ включает тепловую обработку, основанную на экзотермиче-

ской реакции закачиваемой соляной кислоты с магнием или его сплавами,

и обычную кислотную обработку. Количество кислоты и спускаемого в

скважину в виде стружечного магния рассчитывается так, чтобы оконча-

тельная температура раствора после реакции была 75-90° С.

Электромагнитное воздействие на призабойную зону проводят на

месторождениях битума, вязких и парафинистых нефтей, скважины ко-

торых эксплуатируются с открытыми забоями. Метод основан на исполь-

зовании внутренних источников тепла, возникающих при воздействии

на пласт высокочастотного электромагнитного поля (диапазон частот

13-80 МГц). Комплекс используемой аппаратуры состоит из наземного

высокочастотного электромагнитного генератора мощностью до 60 кВт

и спускаемого в скважину электромагнитного излучателя, Зона воздейст-

вия определяется способом создания (в одной скважине или между не-

сколькими), напряжённостью и частотой электромагнитного поля, а так-

же электрическими свойствами пласта. В отличие от электротепловой

обработки глубинным электронагревателем распределение температур в

пласте мало зависит от величины притока жидкости в скважину. Помимо

тепловых эффектов электромагнитное воздействие приводит к деэмуль-

сации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и

появлению дополнительных градиентов давления за счёт силового воз-

действия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Термоакустическое воздействие применяется на месторождениях,

где проницаемость снижена из-за отложений парафиносмолистых ве-

ществ, а также проникновения в призабойную зону воды, глинистого рас-

твора, образования гидратов углеводородных газов и др. Метод основан

на совместном облучении призабойной зоны тепловым и акустическим

полями, для чего в скважину спускают термоакустический излучатель,

соединённый кабель-тросом с наземным ультразвуковым генератором

мощностью 4-30 кВт в диапазоне частот 5-16 кГц. Одновременное рас-

пространение этих полей в продуктивном пласте способствует много-

кратному увеличению его эффективной температуропроводности и очи-

стке призабойной зоны. Радиус зоны воздействия достигает 8 м. Метод

этот многоцелевой и, помимо многократного (до 8 м) увеличения радиуса

прогретой зоны, способствует интенсивному разрушению и выносу из пла-

ста парафина, бурового раствора и его фильтрата, гидратов газа и некото-

рых солей. В соответствии с этим для термоакустического воздействия

пригодны месторождения, содержащие вязкие, парафинистые и асфаль-

тосмолистые нефти. Характеристика нефтей может быть аналогичной ука-

занной выше. В зоне воздействия снижается вязкость нефти, разрушаются

и выносятся при последующей эксплуатации отложения парафина, буро-

Ссылка на основную публикацию
Фоторамки из гипса lori
Хороший набор для творчества, интересное занятие для ребенка Этот набор для творчества подарили дочке на Новый год. С его помощью...
Формула перевода ватт в амперы
');> //--> Формула: P - мощность; U - напряжение; I - сила тока. Быстро выполнить эту простейшую математическую операцию можно...
Формула расчета объема жидкости в цистерне
Укажите размеры в миллиметрах Расчет объема жидкости в неполной цистерне Укажите размеры в миллиметрах D - диаметр емкости H -...
Фоторамки на кухне фото
Картины способны кардинальным образом преображать помещение и подчёркивать в оформлении конкретность его стилистики. Помещение будет иметь завершённый вид в том...
Adblock detector