Студопедия КАТЕГОРИИ: АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Закачка газа высокого давления.
Метод заключается в создании в пласте оторочки легких углеводородов на границе с нефтью. Это обеспечивает процесс смешивающегося вытеснения нефти. При этом между вытесняющей и вытесняемой жидкостями не возникают капиллярные эффекты, происходит экстракция нефти вытесняющим агентом. Для закачки газа высокого давления более предпочтительны пласты с большими углами залегания, рифовые и куполообразные залежи. Метод находит применение в пластах с низкой проницаемостью, в которых заводнение неэффективно. Коэффициент вытеснения нефти растворителями в зоне смешивающегося вытеснения может достигать 90 — 95%.
Для нагнетания газа в нефтяные залежи для ППД использовали воздух, выхлопные или дымовые газы, углеводородный газ. Применение воздуха прекращено вследствие многих отрицательных последствий (окисление нефти, увеличение се плотности и вязкости, снижение качества нефтяного газа, образование стойких эмульсий и др.). При использовании сжиженных углеводородных газов, как и других жидких углеводородных растворителей, возникает новая и не менее трудная проблема извлечения из недр застревающего в порах пласта дорогого растворителя, цена которого значительно выше, чем нефти. В настоящее время ограничились применением углеводородного сухого газа, газоводяной смеси, газа высокого давления и обогащенного газа. Вытеснение может быть как несмешивающимся, так и смешивающимся (без существования границы раздела фаз). Смесимость газа с нефтью в пластовых условиях при современных технических средствах достигается только в случае легких нефтей (плотность дегазированной нефти менее 800 кг/м3) при давлении нагнетания сухого углеводородного газа около или более 25 МПа, обогащенного газа – 15-20 МПа (для сравнения сжиженного – 8-10 МПа). С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. Применение углеводородного газа определилось трудностями или отрицательными последствиями закачки воды (наличием в пласте набухающих в воде глин; малой проницаемостью пород и, как следствие, недостаточной приемистостью нагнетательных скважин). Основными критериями эффективности процесса закачки газа можно назвать:углы падения пластов: при углах более 15° закачка газа в сводовую часть, при меньших – площадная закачка (в пологих структурах затруднено гравитационное разделение газа и нефти);глубину залегания пласта: при малой глубине и высоких давлениях нагнетания возможны прорывы газа в вышележащие пласты (нарушение герметичности залежи), а при большой глубине требуются очень высокие давления нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано;однородность пласта по проницаемости и невысокую вязкость нефти: проявляется проницаемостная и вязкостная неустойчивость вытеснения и преждевременные прорывы газа в добывающие скважины;гидродинамическую замкнутость залежи, что исключает утечки. Закачка газа вместе с водой привела к разработке метода водогазового циклического воздействия как более эффективного метода повышения нефтеотдачи, чем применяемые в настоящее время в широких масштабах заводнение и в качестве экспериментов нагнетание газа (в условиях несмесимости). Коэффициент вытеснения увеличивается за счет наличия в пласте свободного газа на величину предельной газонасыщенности (10-15%), при которой газ неподвижен. Наиболее целесообразно не одновременное, а попеременное нагнетание при содержании в газоводяной смеси одного из агентов (25-75 %). Продолжительность циклов по закачке одного агента составляет 10-30 сут. Совместная закачка трудноосуществима по техническим причинам (выпадение гидратов, попадание газа в водоводы и т. д.). Компрессоры, необходимые для осуществления ППД, подбираются в соответствии с давлением на устье и общим расходом нагнетаемого газа. При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и углекислый газ – CO2, если имеются его источники. Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами. Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными. Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход и энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора. Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьшением отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.
Технология и техника тепловых МУН. Сущность: наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций. Объекты применения: 1)залежи высоковязкой смолистой нефти 2)залежи нефтей, обладающей неньютоновскими свойствами 3) залежи с Tпласт равной температуре насыщения нефти парафином Виды тепловых воздействий: 1. теплофизические (закачка воды, пара, пароциклические обработки ) 2. термохимические (внутрипластовое горение) Закачка пара Эффективный рабочий агент- насыщенный водяной пар высоких давлений (8-15 МПа) со свойствами: 1. Высокая энтальпия. 2. Объем пара может быть в 25-40 раз больше, чем объем воды. 3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды. В процессе вытеснения пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой и высокой вязкости нефти через специальные паронагнетательные скв., расположенные внутри контура нефтеносности. В пласте образуются 3зоны: 1. Зона пара вокруг нагнетательной скважины с пределами температур 400-200 °С, в которой происходит дистилляция нефти и перенос их по пласту. 2. Зона горячего конденсата, в которой температура изменяется от 200 °С до пластовой, а горячий конденсат (вода) в неизотермических условиях вытесняет легкие фракции нефти. 3. Зона с начальной пластовой температурой, не охваченная тепловым воздействием, в которой происходит вытеснение нефти пластовой водой. Недостатки: 1) необходимость применения высококачественной чистой воды для парогенераторов; 2) обработка воды хим. реагентами, умягчение, удаление газов, обессоливание требуют больших расходов; 3) охват пласта вытеснением паром ниже, чем при заводнении; 4) глубина не более 800—1000 м; 5) снижение продуктивности пластов из-за диссоциации карбонатных пород. Закачка горячей воды С ростом глубин залегания пластов и повышением давления нагнетания теплоносителей нагнетают в пласт высокотемпературную воду (до 200 °С), не доводя до кипения. Закачка горячей воды в пласт обязательна при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева ПЗП и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Пароциклическая обработка В скважину закачивают в течение 15-25суток пар в объеме 30-100 т на 1 м толщины пласта. Затем закрывают скважину на 5-15 суток для перераспределения теплоты, противоточного капиллярного вытеснения нефти из малопроницаемых пропластков. После этого скважину эксплуатируют 3-5мес. Обычно бывает 5-8 циклов за 3-4 года. Применяемое оборудование: парогенераторная или водогрейная установка, поверхностные коммуникации, устьевое и внутрискважинное оборудование. 4) Внутрипластовое горение. Образование и перемещение по пласту высокотемпературной зоны небольших размеров, в которой тепло генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом нагнетаемого в пласт воздуха. Метод для залежей глубиной до 1500 м. В качестве топлива расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водяным паром, водой. Выгорает 5-25% запасов нефти . Виды горения по направлению движения окислителя: 1) прямоточный процесс ( движение зоны горения и окислителя совпадают); 2) противоточный процесс (зона горения движется навстречу потоку окислителя). Различают: Сухое горение- подача окислителя атмосферного воздуха, не содержащего водяных паров Влажное горение - на1 м3 добавляется 1 литр воды Сверхвлажное горение- содержание воды доводится до 5литров. Инициирование горения можно осуществить: 1) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; 2) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на 2 концентричных рядах труб; 3) использование теплоты химических окислительных реакций определенных веществ; 4) подачей катализаторов окисления нефти. Недостатки. Необходимость: 1) утилизации продуктов горения, 2) обеспечения безопасного ведения работ, 3) предотвращения выноса песка, образования песчаных пробок, водонефтяных эмульсий, коррозии.
Сущность тепловых методов состоит в том, что наряду с гидродинамическим вытеснением повышается температура в залежи, что способствует существенному уменьшению вязкости нефти, увеличению ее подвижности, испарению легких фракций и др. Объектами их применения являются залежи высоковязкой смолистой нефти вплоть до битумов, залежи нефтей, обладающих неньютоновскими свойствами, а также залежи, пластовая температура которых равна или близка к температуре насыщения нефти парафином. Высокой вязкостью характеризуется относительно большая доля известных запасов нефти в мире, причем отмечается тенденция ее возрастания. Другие методы разработки и повышения нефтеотдачи либо не применимы, либо не обеспечивают достаточной эффективности. Различают следующие разновидности тепловых методов: теплофизические – закачка в пласт теплоносителей (горячей воды, пара, в том числе в качестве внутрипластового терморастворителя); термохимические – внутрипластовое горение. 1 Теплофизические методы Лучшими теплоносителями и вытеснителями оказались горячая вода и водяной пар при высоком давлении. Закачка в пласт теплоносителя и терморастворителя может осуществляться с нагревом его на поверхности или на забое скважины; на поверхности с дополнительным подогревом на забое скважины. Недостаток поверхностных теплогенераторов – большие потери теплоты (соответственно снижение температуры) в поверхностных коммуникациях и в стволе скважины. С увеличением глубины пар может превратиться в горячую воду. При движении теплоносителя по пласту также возможны потери теплоты через кровлю и подошву пласта. Для уменьшения всех теплопотерь выбирают нефтяные пласты с достаточно большой толщиной (более 6 м), применяют площадные сетки скважин с расстоянием до 100-200 м между нагнетательными и добывающими скважинами, перфорируют скважины в средней части пласта, обеспечивают максимально возможный темп нагнетания теплоносителя (пара 100–250 т/сут и более), теплоизолируют трубы, теплогенератор максимально приближают к скважинам и др. Теплопотери в стволе скважины ограничивают область применения методов закачки пара и горячей воды на глубины залегания пласта до 700-1500 м, а при закачке воды в качестве терморастворителя глубина должна быть больше 1700-1800 и из-за необходимости создания высокого давления. Теплоноситель закачивают в виде нагретой оторочки размером более 0,3-0,4 объема обрабатываемого пласта, а затем форсированно продвигают ее по пласту холодной водой, которая нагревается теплотой, аккумулированной в пласте за фронтом вытеснения. Применяемое оборудование включает парогенераторную или водогрейную установку, поверхностные коммуникации (трубопроводы, компенсаторы температурных деформаций), устьевое и внутрискважинное оборудование. Воду можно подогревать с помощью серийно выпускаемых нагревательных устройств, паровых и теплофикационных котлов, сетевых подогревателей, экономайзеров и стационарных котельных. Для получения и нагнетания пара в пласт имеются блочные передвижные парогенераторные установки отечественные типа УПГГ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, обеспечивающие теплопроизводительность 22,2-144 ГДж/ч, паропроизводительность 9-60 т/ч, рабочее давление на выходе 6-16 МПа, степень сухости пара 0,8 при общей массе 38-98 т.
Условиями снижения потерь теплоты и температурными расширениями элементов скважины определяется подбор устьевого и внутрискважинного оборудования, которое включает арматуру устья типа АП (задвижки, устьевой сальник, устьевое шарнирное устройство и стволовой шарнир), колонну НКТ, термостойкий пакер с внутрискважинным компенсатором или устьевым сальником, колонную сальниковую головку. При нагнетании воды с невысокой температурой используется такое же оборудование скважин, как и при заводнении. При закачке теплоносителя осложнения в эксплуатации скважин могут быть вызваны выносом песка, образованием эмульсий, преждевременными прорывами пара, нагревом обсадной колонны и добывающего оборудования. Для предупреждения этих явлений проводят крепление призабойной зоны, ограничение отборов вплоть до остановок скважин и др. 2 Внутрипластовое горение Сущность процесса заключается в создании в нефтяном пласте высокотемпературной зоны, в которой теплота генерируется в результате экзотермических окислительных реакций между частью содержащейся в пласте нефти и кислородом, и перемещении ее по пласту от нагнетательной к добывающим скважинам закачкой окислителя (воздуха или смеси воздуха и воды). Выгорает 5-15 % запасов нефти (коксоподобные остатки наиболее тяжелых ее фракций). На это требуется 300-500 м3 воздуха. Для перемещения теплоты в область впереди фронта горения вместе с воздухом закачивают воду (сочетание внутри- пластового горения с заводнением). По соотношению расходов воды и воздуха (л/м3) различают сухое (отсутствует закачка воды), влажное (до 2-3 л/м3) и сверхвлажное (более 2-3 л/м3) горение. Добавление воды способствует сокращению расхода воздуха (в 1,5-3 раза), возрастанию скорости движения фронта (в 1,5-2 раза) и снижению температуры (от 500-540 до 260 °С). Механизм нефтеотдачи включает вытесняющую способность высокотемпературного пароводяного вала, газообразных продуктов горения (содержат до 10-20 % СО2) и др. Охват по толщине составляет 0,6-0,7, а нефтеотдача – 0,4-0,6, причем это в 2–3 раза выше, чем в современных условиях можно получить другими методами при вязкости нефти около 100 мПа·с. Технология процесса заключается в следующем. Сначала компрессорами закачивают воздух. Затем приступают к инициированию горения. Его можно осуществить одним из методов: а) электрическим забойным электронагревателем, который опускается в скважину на кабеле и обдувается воздухом; б) забойной газовой горелкой, опускаемой в скважину на двух концентричных рядах труб (для раздельной подачи топлива и воздуха); смесь зажигают электрическим способом (искровой и накаливанием спирали), химическими средствами или ракетным патроном; в) использованием теплоты химических окислительных реакций определенных веществ (пирофоров); г) подачей катализаторов окисления нефти. Самовоспламенением характеризуются только некоторые нефти. После создания фронта горения в призабойной зоне нагнетательной скважины дальше его поддерживают и перемещают но пласту закачкой воздуха. Для осуществления внутриплйстового горения выпускаются полупередвижные установки типа ОВГ (ОВГ-1М, ОВГ-72/220М), включающие компрессорные и насосные станции, электронагреватель, автотрансформатор, станцию управления, оборудование устья нагнетательной скважины ОУВГ и др. Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы, коррозией подземного и наземного оборудования, нагревом добывающего оборудовании, преждевременными прорывами газов, образованием стойких водонефтяных эмульсий.
|
||
Последнее изменение этой страницы: 2018-05-31; просмотров: 275. stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда... |