Электротепловая обработка скважин реферат

Обновлено: 02.07.2024

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при оптимизации и повышении эффективности электротепловой обработки призабойной зоны продуктивного пласта. Обеспечивает повышение эффективности прогрева призабойной зоны пласта за счет сведения к минимуму потерь тепла вверх по стволу скважины и увеличения температуры прогрева на забое скважины. Сущность изобретения: ведут прогрев призабойной зоны пласта скважинным электрическим нагревателем и отбор жидкости. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с размещенными на конце перфорированным патрубком, разделенным пробкой, с электронагревателем и насосом ниже пробки. Патрубок размещают в зоне продуктивного пласта. Ограничивают переток жидкости по межтрубному пространству частичным разобщением межтрубного пространства скважины на уровне кровли продуктивного пласта. Прогревают призабойную зону с одновременной циркуляцией жидкости по патрубку ниже пробки и скважинному пространству ниже места разобщения и подливом воды в межтрубное пространство. Отбор жидкости ведут при отключенном прогреве и циркуляции жидкости. 1 ил.

способ электротепловой обработки призабойной зоны пласта, патент № 2247233

Формула изобретения

Способ электротепловой обработки призабойной зоны пласта, включающий прогрев призабойной зоны пласта скважинным электрическим нагревателем и отбор жидкости, отличающийся тем, что скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с размещенными на конце перфорированным патрубком, разделенным пробкой, с электронагревателем и насосом ниже пробки, патрубок размещают в зоне продуктивного пласта, ограничивают переток жидкости по межтрубному пространству частичным разобщением межтрубного пространства скважины на уровне кровли продуктивного пласта, прогревают призабойную зону с одновременной циркуляцией жидкости по патрубку ниже пробки и скважинному пространству ниже места разобщения и подливом воды в межтрубное пространство, а отбор жидкости ведут при отключенном прогреве и циркуляции жидкости.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины при интенсификации добычи нефти при электротепловой обработке призабойной зоны продуктивного пласта.

Известен способ стационарной электротепловой обработки призабойной зоны пласта, заключающийся в том, что в скважине в интервале пласта ниже насосного оборудования устанавливают стационарный электронагреватель и осуществляют прогрев пласта в процессе эксплуатации непрерывно или по заданному режиму [Справочная книга по добыче нефти. Под ред. Ш.К.Гиматудинова, М.: Недра, 1974 г.].

Вследствие уноса тепла потоком добываемой нефти известный способ не позволяет прогреть призабойную зону пласта в достаточной степени и расплавить парафиновые и смоляные отложения.

Расчеты показывают, что при этом значительная часть тепла за счет конвекции уносится из призабойной зоны в вышележащую часть скважины. Поскольку теплопроводность воды в среднем в 4 раза выше теплопроводности нефти, то условия передачи тепла ухудшаются. Кроме того, в известном способе, использующем термоциклическую обработку призабойной зоны пласта, заключающуюся в смене периода прогрева без отбора жидкости на период отбора жидкости без прогрева, при смене периода отбора на период прогрева, в связи с тем, что из пласта продолжает поступать жидкость (т.к. ее уровень в скважине ниже статического), часть тепла, выделяемая нагревателем, уносится жидкостью и не передается пласту. Таким образом, в известном способе эффективность тепловой обработки призабойной зоны пласта незначительна, т.к. большая часть выделяемого электронагревателем тепла уносится извлекаемой из пласта жидкостью.

В изобретении решается задача повышения эффективности прогрева призабойной зоны пласта за счет сведения к минимуму потерь тепла вверх по стволу скважины, увеличения температуры прогрева на забое скважины, увеличения глубины прогрева из-за фильтрации прогретой воды вглубь пласта и уменьшения потерь по добыче нефти в результате уменьшения времени простоя скважины для прогрева продуктивного пласта.

Задача решается тем, что в способе электротепловой обработки призабойной зоны пласта, включающем прогрев призабойной зоны пласта скважинным электрическим нагревателем и отбор жидкости, согласно изобретению скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с размещенными на конце перфорированным патрубком, разделенным пробкой, с электронагревателем и насосом ниже пробки, патрубок размещают в зоне продуктивного пласта, ограничивают переток жидкости по межтрубному пространству частичным разобщением межтрубного пространства скважины на уровне кровли продуктивного пласта, прогревают призабойную зону с одновременной циркуляцией жидкости по патрубку ниже пробки и скважинному пространству ниже места разобщения и подливом воды в межтрубное пространство, а отбор жидкости ведут при отключенном прогреве и циркуляции жидкости.

Признаками изобретения являются:

1. прогрев призабойной зоны пласта скважинным электрическим нагревателем;

2. отбор жидкости;

3. оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб;

4. то же с размещенным на конце перфорированным патрубком;

5. то же с разделением пробкой;

6. то же с электронагревателем и насосом ниже пробки;

7. размещение патрубка в зоне продуктивного пласта;

8. ограничение перетока жидкости по межтрубному пространству частичным разобщением межтрубного пространства скважины на уровне кровли продуктивного пласта;

9. прогрев призабойной зоны с одновременной циркуляцией жидкости по патрубку ниже пробки и скважинному пространству ниже места разобщения;

10. то же с подливом воды в межтрубное пространство;

11. отбор жидкости при отключенном прогреве и циркуляции жидкости.

Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Электротепловая обработка призабойной зоны продуктивного пласта предназначена для расплавления и удаления парафино- и асфальтосмолистых отложений, для повышения фильтрационных свойств горной породы слагающих нефтяной пласт и понижения вязкости пластовой нефти.

Прогрев призабойной зоны скважинными электронагревателями способствует расплавлению парафиновых и смоляных отложений и увеличению проницаемости призабойной зоны, снижению вязкости нефти и улучшению ее текучести. Однако существующие способы электропрогрева малоэффективны вследствие потерь тепла вверх по стволу скважины, низкой температуры прогрева на забое скважины, небольшой глубины прогрева из-за фильтрации прогретой воды вглубь пласта, потерь электрической энергии и потерь добычи нефти в результате простоя скважины для прогрева продуктивного пласта. В предложенном способе решается задача повышения эффективности прогрева призабойной зоны пласта за счет уменьшения вышеперечисленных негативных факторов. Задача решается следующим образом.

При электротепловой обработке призабойной зоны пласта ведут прогрев призабойной зоны пласта скважинным электрическим нагревателем и отбирают жидкость из скважины. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с размещенными на конце перфорированным патрубком, разделенным пробкой. На патрубке ниже пробки размещают электронагреватель и насос. Патрубок размещают в зоне продуктивного пласта. Ограничивают переток жидкости по межтрубному пространству частичным разобщением межтрубного пространства скважины на уровне кровли продуктивного пласта постановкой колпака. Прогревают призабойную зону с одновременной циркуляцией жидкости по патрубку ниже пробки и скважинному пространству ниже места разобщения. При этом подливают воду в межтрубное пространство на устье скважины. Отбор жидкости ведут при отключенном прогреве и циркуляции жидкости.

На чертеже представлена схема осуществления предлагаемого способа.

В скважину на колонне насосно-компрессорных труб 1 спускают насос 2, электронагреватель 3, патрубок 4 с радиальными отверстиями 5 и термоизоляционной пробкой 6, термоизоляционный колпак 7, глубинный штанговый насос 8 со штангами 9. Для подачи электроэнергии на электронагреватель 3 и насос 2 вдоль колонны насосно-компрессорных труб 1 крепят кабель 10. Нефть фильтруется в скважину через перфорационные отверстия 11 скважины 12. Устье скважины оборудуют трубопроводами 13 с задвижкой 14.

Термоизоляционный колпак 7 служит для разобщения (отделения) прогретой части пласта от вышележащей части скважины. Термоизоляционный колпак 7, патрубок 4 с радиальными отверстиями 5 и термоизоляционной пробкой 6 размещаются на уровне кровли продуктивного пласта. Электронагреватель 3 с необходимой мощностью размещают ниже. Насос 2 с рассчитанной производительностью устанавливают ниже подошвы пласта.

Способ электротепловой обработки призабойной зоны осуществляется следующим образом. После проведения подземного ремонта жидкость в скважине устанавливается на статическом уровне. В нижней части вода - результат глушения скважины, которое происходит перед подъемом колонны насосно-компрессорных труб и глубинного штангового насоса.

Для осуществления электротепловой обработки призабойной зоны пласта вначале включаются электронагреватель 3 и насос 2. Насос 2 забирает жидкость из скважины, прокачивает через патрубок 4 и радиальные отверстия 5 снова в скважину, создавая циркуляцию жидкости вокруг электронагревателя 3. Жидкость нагревается и передает тепло окружающему скважину пространству. Призабойная зона пласта прогревается. Электронагреватель 3 и насос 2 работают время t пp .

После этого электронагреватель 3 и насос 2 отключают и отбирают жидкость глубинным штанговым насосом 8.

Процесс отбора продолжается периодом t д .

После того как глубинный штанговый насос 8 отработал время t д , открывают задвижку 14 и заполняют межтрубное пространство водой до необходимого уровня. Одновременно включаются насос 2 и электронагреватель 3 на время прогрева t пp .

Процесс повторяют необходимое число раз.

Благодаря предлагаемому изобретению существенно увеличивается эффективность разогрева призабойной зоны пласта, за счет того, что межтрубное пространство заполнено водой, теплопроводность которой существенно выше теплопроводности нефти, и тепло от электрического нагревателя проникает вглубь продуктивного пласта на большое расстояние.

Намного повышается теплоотдача в скважине при циркуляции жидкости в призабойной зоне пласта, так как увеличится ее поверхность. Она станет равной поверхности цилиндра, которая начинается термоизоляционным колпаком и заканчивается забоем скважины. Эти мероприятия способствуют повышению дебита скважин, так как нагретая зона очищается от парафина и асфальто-смолистых отложений и уменьшается вязкость нефти в призабойной зоне. Это все облегчает приток нефти к забою скважины и увеличивает скорость притока нефти к глубинному штанговому насосу. Как показывают расчеты, количество тепла, поступающего в пласт по предложенному способу, в три раза больше, чем по прототипу.

Пример конкретного выполнения

При электротепловой обработке призабойной зоны пласта в интервале 856-891 м ведут прогрев призабойной зоны пласта скважинным электрическим нагревателем марки МЭН50-122 и отбор жидкости штанговым глубинным насосом марки НВ43. Скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб с размещением на конце перфорированным патрубком диаметром 73 мм и длиной 20 м, разделенным посередине пробкой высотой 500 мм из стали СТ-3, с электронагревателем и насосом марки УЭДН ниже пробки. Патрубок размещают в зоне продуктивного пласта. Ограничивают переток жидкости по межтрубному пространству частичным разобщением межтрубного пространства скважины на уровне кровли продуктивного пласта постановкой термоизоляционного колпака высотой 100 мм из резины, установленного с зазором 2 мм от стенки скважины. Включают насос УЭДН и электронагреватель, осуществляют подлив воды в межтрубное пространство до уровня жидкости в скважине 500 м и прогревают призабойную зону с одновременной циркуляцией жидкости по патрубку ниже пробки и скважинному пространству ниже места разобщения. Время прогрева составляет 72 час. Выключают насос УЭДН и электронагреватель и отбирают жидкость штанговым глубинным насосом в течение 480 час.

В результате за счет сведения к минимуму потерь тепла вверх по стволу скважины, увеличения температуры прогрева на забое скважины, увеличения глубины прогрева из-за фильтрации прогретой воды вглубь пласта и уменьшения потерь по добыче нефти из-за уменьшения времени простоя скважины для прогрева продуктивного пласта повышается эффективность прогрева призабойной зоны пласта.

Применение предложенного способа позволит повысить эффективность электротепловой обработки призабойной зоны пласта.

Электротепловая обработка скважин находит широкое применение во многих районах Советского Союза. По данным Н. К. Байбакова, из 31 тыс. скважин с механизированной добычей нефти, числившихся в стране на 1 января 1965 г., для внедрения электротепловой обработки представляют интерес примерно 19 тыс. скважин с глубиной до 1400 м и дебитом до 20 т / сутки, из которых 11 тыс. скважин с дебитом до 5 mlсутки следует отнести к первоочередным объектам. [1]

Электротепловую обработку скважин осуществляют периодически и постоянно с помощью специальных установок и скважинных нагревателей. Для периодической обработки скважину останавливают, извлекают НКТ и спускают электронагреватель на кабель-тросе. После окончания прогрева электронагреватель извлекают, спускают скважинный насос и скважину вводят в эксплуатацию. [2]

Для обычных электротепловых обработок скважин глубиной до 1200 м используются самоходные установки типа СУЭПС-1200. Сборка электронагревателя состоит из трех U-образных элементов. Питание электронагревателя осуществляется через автотрансформатор от промысловой сети. В связи с небольшой теплопроводностью пород для прогрева призабойной зоны требуется выдержка электронагревателей в скважине в течение 3 - 7 суток. Значительное ускорение достигается при электроакустической обработке. [3]

В промысловых условиях электротепловая обработка скважин осуществляется периодически и стационарно с помощью специальных установок и глубинных нагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе. [4]

Для тепловой обработки забоев кроме электротепловых обработок скважин используются и другие методы - паротепловое воздействие, промывка скважины горячей нефтью. [5]

Аналогичные результаты получены при сравнительном анализе электротепловых обработок скважин месторождений ньютоновской и неньютоновской нефти Узбекистана. [6]

Наземное оборудование и кабель использованы от установки СУЭПС 12ОО для электротепловой обработки скважин . [8]

Как следует из решения, распределение температуры существенно зависит от постоянной затухания волны, которая является функцией параметров электромагнитного поля и свойств коллектора. Прогрев пласта в условиях применения электромагнитного поля может быть осуществлен на такие расстояния и при таких высоких тепловых мощностях скважинных излучателей, которые совершенно невозможны при электротепловой обработке скважин . [9]

Назначение тепловой обработки призабойных зон пластов. Влияние температуры внутрипластового горения на месторождения с тяжелой нефтью. Оборудование и устройства, используемые для внутрипластового горения. Паротепловое воздействие при добыче нефти.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 10.12.2013
Размер файла 1,9 M

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

1. Применение теплового воздействия на месторождения с нефтями

1.1 Месторождения с высоковязкими нефтями - объекты для применения термического воздействия на пласт, их характеристика и реальная модель структуры коллектора

1.2 Влияние температуры на разрушение структурно-механических свойств вязкоупругой системы и повышение эффективности капиллярной пропитки

1.3 Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями

2. Паротепловой метод воздействия на пласт

2.1 Выбор оптимального способа паротеплового воздействия на пласт в условиях аномальной неоднородности коллектора. Целесообразность использования пара при добыче нефти

2.2 Выбор месторождений и подбор скважин для проведения паротеплового воздействия на пласт

2.3 Технологические схемы нагнетания пара в нефтяные пласты

2.4 Блочно-циклический способ паротеплового воздействия на пласт

3. Воздействие на пласт методом внутри пластового горения

3.1 Особенности внутрипластового горения как термохимического способа разработки

3.2 Подбор месторождения для разработки с применением горения

3.3 Методы инициирования процесса внутрипластового горения

3.3.1 Инициирование горения с вводом тепла

3.3.2 Возникновение фронта горения в пласте

3.3.3 Влажное горение

3.4 Оборудование и устройства, применяемые при внутрипластовом горении

Список используемой литературы

Под воздействием на пласт понимают нагнетание различных агентов в пласт для поддержания в нём давления и улучшения условий выработки из пласта нефти. Основные методы воздействия на пласт, широко применяющиеся в последнее время - это заводнение пластов и закачка газа в пласт. Но рассмотрим более новые методы воздействия на пласт - тепловые.

Тепловую обработку призабойных зон пластов применяют в том случае, если в добываемой нефти содержатся парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве призабойной зоны отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность.

Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели или можно закачать в скважину горячие жидкости: нефть, конденсат, керосин, дизельное топливо или воду с добавками поверхностно-активных веществ (или без них). Жидкость нагревают паром до 90-95°С и при помощи насоса закачивают по трубам в пласт, предварительно останавливая скважину (при этом поднимают подземное оборудование и спускают на трубах пакер). После этого поднимают пакер, спускают насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые соединения, которые при помощи насоса вместе с нефтью выносятся на поверхность. Паротепловая обработка призабойной зоны скважины заключается в том, что перегретый водяной пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье закрывают для передачи тепла в глубь пласта.

1. Применение теплового воздействия на месторождения с нефтями

1.1 Месторождения с высоковязкими нефтями - объекты для применения термического воздействия на пласт, их характеристика и реальная модель структуры коллектора

Краснодарский край - один из старейших нефтедобывающих районов России. Большинство залежей нефти здесь приурочено к южному борту Западно-Кубанского прогиба, при этом значительное число их содержит тяжелые, смолистые и высоковязкие нефти. Месторождения тяжелой нефти, залегающие на глубине от 50 до 1000 м., и имеющие заливообразную форму, распространяются регионально от Азовского моря до Абино-Украинской площади. Протяженность их более 250 км. Нефтеносные пласты залегают моноклинально. Проницаемость коллектора составляет 200-300 мД, плотность нефти колеблется в пределах 0,950- 0,985 г/см 3 , содержание сернокислотных смол составляет 55-60%, вязкость нефти - сотни и тысячи сантипуаз.

Нефтеотдача пластов обычного типа настолько низкая, что разработка их крайне затруднена или практически невозможна. По находящимся в эксплуатации 30-40 лет месторождениям тяжелой нефти, близким по рентабельности и конечной стадии разработки, коэффициент нефтеизвлечения не превышает 0,1 (1 горизонт Майкопа Нефтянского участка, кумский горизонт месторождений Зыбза-Глубокий Яр, Холмское, Северо-Украинское и др.).

Лишь отдельные месторождения, такие, как Зыбза, Южно-Карское, частично Абино-Украинское и некоторые другие, были введены в разработку и некоторое время эксплуатировались с высокими дебитами. Этому способствовала аномально высокая проницаемость коллекторов, насыщенных вязкоупругими неньютоновскими нефтями. Типичные структурно-механические свойства сверх вязких тяжелых нефтей можно представить, рассматривая некоторые особенности нефти Южно-Карского месторождения (табл. 1).

Таблица 1. - Физико-химические свойства нефти Южно-Карского месторождения:

Температура в °С:

Динамическая вязкость (в сП) при температуре в °С:

Начало кипения, °С

Бензиновые фракции в этой нефти почти отсутствуют, однако она является весьма ценным сырьем для производства тракторного и специальных керосинов, а также высококачественного битума. По предельному напряжению сдвига т, равному 28 кгс/см 2 , установили принадлежность этой нефти к жидкостям неньютоновского типа.

Применение таких широко известных средств искусственного воздействия на пласт, как нагнетание воды и газа, не дало положительного результата. Каких-либо радикальных средств увеличения конечной нефтеотдачи пластов с высоковязкими нефтями в те времена, когда осуществлялась разработка упомянутых месторождений, не было. Интерес к разведке и открытию месторождений с аномально высокими вязкостями нефти значительно снизился в связи с трудностями, возникающими при вводе их в промышленную разработку.

Это привело к тому что поиски такого типа залежей и даже геолого-поисковые работы на нефть и газ последние два десятилетия полностью отсутствовали.

Однако в связи с тем, что с каждым годом количество не извлекаемой нефти во всем мире (в том числе и у нас) возрастает, естественно, интерес к проблеме увеличения нефтеотдачи как маловязких, так и высоковязких, так называемых неньютоновских нефтей также повышается. Появились соответствующие средства воздействия на нефтяные пласты, способствующие не только интенсификации добычи, но и увеличению нефтеотдачи посредством ввода в пласты различных теплоносителей, созданием окислительного процесса (так называемого внутрипластового горения), ПАВ и др. Все это привело к пересмотру проводимых ранее геологоразведочных работ, перспективных в отношении открытия месторождений с высоковязкими нефтями.

Для указанных месторождений наиболее эффективный метод разработки - тепловой метод воздействия на пласт. Исключительно важное значение при проведении любого способа воздействия на пласт имеет правильное представление о структуре коллектора. Однако к моменту осуществления работ по паротепловому воздействию существовало представление о коллекторе, как о типично трещиновато-пористом, в котором фильтрация происходит главным образом по системе сообщающихся трещин, питаемых нефтью из пористой матрицы. При этом предполагалось, что теплоноситель (пар, горячая вода) будет двигаться по трещинам, разогревая и одновременно вытесняя нефть из пористой матрицы. Однако на практике на первых этапах внедрения процесса наряду с положительными результатами получали и отрицательные.

Вместе с тем ранее некоторые исследователи без приведения особых доказательств зону повышения мощностей (50-70 м.) интерпретировали как рифовые отложения, при этом вследствие карбонатного характера обломочного материала они объясняли, что резервуарами являются рифогенные массивы карбонатных пород, емкостные свойства которых обусловлены наличием трещин и каверн. В действительности детальное изучение керна оценочной скв. 788 показало осадочно-обломочное происхождение как карбонатных пород, образование которых происходило за счет выветривания и разрушения горных массивов, так и главным образом доломитовой брекчии.

На месторождении Зыбза-Глубокий Яр, в частности, породы коллекторов представлены в основном обломочными образованиями различного размера.

Пористость здесь зависит от естественной укладки обломков и наличия или отсутствия заполняющего вещества между ними.

При отсутствии наполнителя между крупнообломочной брекчией образовывается скелет коллектора с пустотами больших размеров и, наоборот, в зависимости от наличия наполнителя и соответствующей фракции материала резко изменяется проницаемость. Пористость мучнистого карбоната или базальной массы брекчии как заполнителя колеблется в пределах 17-36%, алеврита - от 21 до 35%.

Размеры обломков брекчии изменяются от 1 до 100 мм. и более. Что касается крупнообломочной брекчии, то она не является коллектором, хотя в ней имеются небольшие трещины, емкость которых весьма незначительна. Вниз по падению пласта в разрезе встречаются продуктивные пласты, представленные алевритами и песчаниками.

Таким образом, дополнительными исследованиями Краснодар нефти было установлено, что ранее принятая структура трещиновато-пористого коллектора не отвечает действительности.

По совокупности основных характеристик продуктивные коллекторы месторождений с высоковязкими нефтями Краснодарского края, с точки зрения термо и гидродинамики, аппроксимируются моделью двух типов.

Первого типа коллектор (микропористый) представлен в основном прослоями глин, алевролитов, доломитовыми и глинистыми брекчиями, между которыми в подавляющем объеме заключены алевролитовые породы, насыщенные нефтью. Проницаемость такого коллектора колеблется в пределах 50-250 мД. Вместе с тем нефтеотдача, как показала длительная практика разработки таких месторождений, не превышает 0,1. К настоящему времени не имеется основ разработки месторождений, содержащих такой тип коллектора.

Второго типа коллектор (макропористый) - это резервуары, скелет которых составлен из грубообломочной брекчии, между которой образованы пустоты крупных размеров с проницаемостью от 500 до 1000 Д и более. Резервуаром для нефти в первозданном виде являются эти пустоты.

В чистом виде месторождения коллекторов типа II не встречались. По распространению и содержанию запасов нефти этот коллектор имеет подчиненное значение. Однако в сочетании с коллектором типа I роль коллектора типа II проявляется в первоначальный период разработки, при котором коллектор типа I в механизме дренирования практически участия не принимает.

Фонтанный период эксплуатации за счет проявления вязкоупругих свойств неньютоновских нефтей продолжается недолго. Например, на Зыбзе он составил 5-6 месяцев. В данной работе обосновываются основные принципы разработки месторождений с коллекторами типа I с применением термического метода воздействия на пласт как главного направления в разрешении проблемы увеличения нефтеотдачи. Ведутся опытные и промышленные работы по применению термических способов воздействия на пласт в подобных геологических условиях. Причем объективно сложились условия, когда начали применять термическую интенсификацию непосредственно на промыслах.

1.2 Влияние температуры на разрушение структурно-механических свойств вязкоупругой системы и повышение эффективности капиллярной пропитки

На механизм вытеснения жидкости существенно влияют поверхностные свойства системы нефть - вода - порода.

Известно, что с повышением температуры изменяются поверхностные свойства пластовых жидкостей и пласта. Растворение поверхностно-активных веществ нефти в закачиваемой воде ведет к снижению поверхностного натяжения на границе фаз и улучшает избирательное смачивание поверхности поровых каналов водой. С повышением температуры уменьшается толщина адсорбционного слоя поверхностно-активных молекул нефти из поверхности поровых каналов, в результате чего проницаемость пласта для нефти увеличивается.

По содержанию органических кислот нефть месторождения Зыбза относится к высокооктановой, содержит 3,78% органических кислот и других соединений, способных омыляться щелочью. Поверхностное натяжение нефти на границе с пластовой водой при температуре 20°С равно 6,05 эрг/см 2 .

Изменение поверхностного натяжения нефти месторождения Зыбза от температуры на границе с пластовой водой показано ниже.

С повышением температуры поверхностное натяжение резко уменьшается. Это обстоятельство играет важную роль в процессах, происходящих в пласте.

Для оценки капиллярных сил в механизме вытеснения нефти водой были проведены опыты по капиллярному вытеснению нефти месторождения Зыбза пластовой водой из песчаных образцов при различных температурах. Опыты проводились на естественных образцах диаметром 36 мм., высотой 20 мм., с проницаемостью 2,1 Д и пористостью 30%. Начальная водонасыщенность не моделировалась.

Методика проведения опытов заключалась в следующем. Вначале образцы помещались в термостатируемую камеру с нефтью, в которой выдерживались при заданной температуре и давлении 50 кгс/см 2 в течение суток. Затем насыщенные дегазированной нефтью образцы выдерживались в течение двух недель в той же нефти в плотно загерметизированном сосуде.

Опыты проводили одновременно на двух образцах. Через сутки подводили пластовую воду в таком объеме, чтобы образцы полностью находились в воде. При контактировании воды с их поверхностью начинался процесс капиллярного впитывания воды и вытеснения нефти. Продолжительность пропитки составляла 1 сутки, после чего образцы экстрагировались с целью определения объема воды и оценки нефтеотдачи за счет капиллярных процессов.

1.3 Вытеснение высоковязкой нефти различными теплоносителями

Вопрос выбора теплоносителей при проектировании теплового воздействия на пласт для конкретных геологических условий и нефтей имеет решающее значение.

В зависимости от выбранного способа воздействия на пласт, характеристики пласта и свойств насыщающих его жидкостей, технических условий будет определяться эффективность показателей процесса воздействия на пласт.

Для оценки эффективности вытеснения высоковязкой рефти месторождения Зыбза различными теплоносителями был проведен ряд исследований. Опыты проводились на насыпной модели пласта. Вытесняемой жидкостью служила нефть. Вытеснение нефти осуществляли горячей пластовой водой, паром и воздухом при температуре пласта, равной 200°С. При вытеснении нефти водой давление в пласте поддерживалось равным 50 кгс/см 2 , при вытеснении воздухом и паром - 10 кгс/см 2 , т. е., ниже упругости пара воды при температуре опыта.

Для получения пара применялась дистиллированная вода, которую подавали в малогабаритный парогенератор, расположенный в термостатируемом кожухе вместе с моделью пласта. Таким образом, в модель пласта поступал непосредственно пар.

Подача жидкости в парогенератор, давление и температура пласта поддерживались постоянными (автоматически) при помощи установки, изготовленной на базе установки для исследования кернов (УИПК-IV). Опыты проводили при постоянной скорости вытеснения нефти, равной 0,0111 см 3 /с. Это осуществлялось путем отбора жидкости из пласта системой прессов. Отметим, что на количественные показатели в исследованиях влияли гравитационные силы. Несмотря на это, полученные данные позволяют судить о процессах, происходящих в пористой среде.

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении тем­пературы нефти изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов, уменьшается растворимость парафина и смол и по­следние осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъемных трубах. В результате закупорки пор ухудшается филь­трационная способность пласта, и продуктивность скважин сни­жается.

При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отло­жения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте.

Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электро­нагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия, опи­санного выше.

Электротепловая обработка призабойных зон. Этот способ про­гревания призабойных зон скважин осуществляется при помощи глу­бинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе.

Глубинный электронагреватель (рис. 166) состоит из четырех основных частей: головки, клеммной полости, трубчатых электро­нагревательных элементов (ТЭН) и перфорированного кожуха.

В головке электронагревателя размещено устройство для крепле­ния бронекабеля. Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

В гидрофланце расположены сальники, уплотняющие токоведущие жилы. Под гидрофланцем расположена клеммная полость, в которой размещены соединения токоведущих жил кабель-троса с контакт­ными стержнями трубчатых электронагревательных элементов.

Сборка нагревателя состоит из трех П-образных трубчатых на­гревательных элементов, которые соединены с фланцем. Каждый нагревательный элемент представляет собой стальную трубку диа­метром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плавленой окиси магния. Последние служат элек­трической изоляцией спирали от металлической трубки, а также являются проводниками тепла.

Снаружи ТЭН защищены от механических по­вреждений кожухом. В нижней части кожуха прива­рена муфта, в которую ввертывается карман для термометра.

Электронагреватель предназначен для работы в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и более. Наружный диаметр электронагрева­теля 112 мм, длина 3700 мм, масса 60кг. Максималь­ная мощность электронагревателя 21 кВт, напря­жение 380 В.

Для спуска электронагревателя в скважину, подъема его и прогрева призабойной зоны приме­няется самоходная установка СУЭПС-1200 (само­ходная установка для электропрогрева скважин глубиной до 1200 м).

В последнее время начато применение устано­вок для скважин глубиной до 1500 м.

Рис. 166. Глубинный электронагреватель.

1 — кабель-трос; 2 — головка электронагревателя; 3 — гидрофланец-4 — клеммная полость; 5 — трубчатые электронагревательные элемен­ты (ТЭН); 6 — перфорированный кожух; 7 — муфта для установки манометра.

Установка СУЭПС-1200 состоит из механизированной лебедки, смонтированной на шасси автомашины повышенной проходимости, и одноосного прицепа, на котором установлено поверхностное электрооборудование: автотрансформатор и станция управления. В комплект установки входит также вспомогательное оборудование: устьевой ручной подъемник, блок-баланс, устьевые зажимы и транс­портировочные барабаны.

трольно-измерительной аппаратуры. Наружный диаметр кабель-троса 17 мм, масса 1000 кг/км.

Поверхностное электрооборудование установки предназначено для питания электронагревателя от промысловой сети и управления им в процессе прогрева.

Автотрансформатор служит для компенсации падения напряже­ния, а станция управления — для управления работой глубинного электронагревателя. Ее аппаратура обеспечивает включение и отклю­чение электронагревателя при ручном и автоматическом управлении, защиту от коротких замыканий и перегрузок, наблюдение за работой электронагревателя.

Операции по прогреву призабойной зоны скважины осуществля­ются в следующей последовательности. Установку подают к сква­жине после окончания работ по подъему глубиннонасосного обору­дования, проверки колонны шаблоном, очистки от пробки и других подготовительных работ. Прицеп устанавливают на расстоянии 3— 5 м от блока управления станка-качалки, к которому подключается электрооборудование установки. Подъемную лебедку после отцепле-ния прицепа устанавливают в 15—25 м от устья скважины так, чтобы ось желоба блок-баланса у устья скважины была перпендикулярна оси барабана лебедки. Электронагреватель при помощи ручного устьевого подъемника опускают в скважину, затем устанавливают ролик блок-баланса в рабочее положение и заводят кабель-трос в желоб ролика. Дальнейший спуск электронагревателя до заданной глубины производится сматыванием кабель-троса с барабана лебедки.

При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев приза­бойной зоны. Обычно прогрев проводится в течение 3—7 сут.

После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.

Закачка в скважину горячих жидкостей.Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны в скважину закачивают горячую нефть, газовый конденсат, керосин, дизельное топливо, или же воду с добавками ПАВ или без них.

Жидкость в объеме до 15—30 м 2 нагревают до 90—95° С паром от паровой передвижной установки (ППУ). Нагретую жидкость за­качивают насосом в скважину.

Применяют два варианта закачки: 1) создание циркуляции горя­чей жидкости без остановки работы глубинного насоса и 2) продавли-вание жидкости в призабойную зону.

При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затруб-ное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячая жидкость вытесняет холодную в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути она расплавляет

парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости, от стенок сква­жины.

Второй вариант закачки горячей жидкости в скважину осуще­ствляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, ко­торый устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извле­кают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пу­скают ее в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.

Из сравнения этих двух вариантов закачки горячей жидкости в скважину следует, что первый вариант более прост по своему осу­ществлению, так как не требует остановки скважины. Однако при этом варианте парафин растворяется лишь в подъемных трубах и вы­кидной линии; призабойная зона скважины практически не прогре­вается.

Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого ва­рианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера.

Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.При этом способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит пере­гретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определен­ного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После некоторого промежутка времени экс­плуатацию скважины возобновляют.

В скважину, .выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который уста­навливают. над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолирует фильтровую зону от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара.

В неглубоких скважинах (до 500—600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения лакера.

Пар для теплового прогрева скважин получают от ППУ, монти­
руемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтедобыва­
ющие предприятия имеют передвижные паровые установки произво­
дительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12МПа и тем­
пературой пара до 320°. :

ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из паро-генератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и по­ступает в пласт.

' В мелких скважинах, не требующих высокого давления, для теп­лового прогрева призабойной зоны часто используют обычные про­мысловые котельные. % .

Как показала практика, для получения хороших доказателен от паротепловой обработки в скважину необходимо закачать не менее! 1000 т пара. Следовательно, при производительности одной.устайовки, равной 4 т пара в час, длительность прогрева исчисляется 10—12 сут.

После закачки в пласт заданного количества пара скважину за­крывают на 2—5 сут для того, чтобы тепла передалось в глубь пласта. После этого в скважину спускают насосное оборудование и пускают ее в эксплуатацию.

, Этот метод обработки призабойных зон, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на сква­жинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, маловязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших производительность из-за за­купорки пор парафино-смолистыми отложениями.

ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА СКВАЖИН (а. well thermostimulation, heat treatment of wells, thermal treatment of wells; н. Thermostimulation, thermische Воhrloch-sohlenbehardlung; ф. traitement termique des puits; и. estimulacion termica de pozos, estimulacion caloriсо de perforaciones) — метод интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанный на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяется в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина, смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъёмных трубах и в призабойной зоне. При возобновлении эксплуатации эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность. Скважины, снизившие дебит из-за парафинизации призабойной зоны, большей частью восстанавливают его после тепловой обработки скважин.

Прогрев осуществляют закачкой в пласт нагретого жидкого теплоносителя (нефть, газолин, керосин, дизельное топливо, вода), циклической паротепловой, электротепловой, термокислотной обработками, электромагнитным и термоакустическим воздействиями.

Закачка нагретого жидкого теплоносителя в скважину производится на месторождениях вязких смолистых и парафинистых нефтей, расположенных на глубине до 1,5 км. Её проводят двумя способами: не прекращая эксплуатации или с остановкой работы скважины. При непрерывной работе глубинного насоса горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. Из остановленной скважины перед закачкой извлекается насос, в кровле продуктивного пласта устанавливается пакер, после чего теплоноситель закачивается по трубам и продавливается в призабойную зону. Затем пакер вынимается, опускается насос и возобновляется эксплуатация скважины.

Циклическая паротепловая обработка применяется на месторождениях глубиной до 1000 м с высоковязкими (свыше 50 МПа•с) и (или) парафинистыми нефтями. В остановленную скважину, оборудованную термостойким пакером или без него (при глубине до 500 м), по насосно-компрессорным трубам нагнетают насыщенный сухой пар. Затем скважину герметизируют и выдерживают 2-5 суток, после чего спускают насосное оборудование и возобновляют эксплуатацию. Прогретая зона сохраняется 2-3 месяца.

Реклама

Электротепловая обработка применяется на месторождениях высоковязких (свыше 50 МПа•с) или парафинистых (свыше 3% парафина) нефтей, расположенных на глубине до 2000 м (ограничение по глубине связано с ростом энергетических потерь в подводящем кабеле). Заключается в периодическом либо постоянном прогреве продуктивного пласта из скважины глубинными электронагревателями мощностью 15-100 кВт. При периодическом прогреве после остановки скважины и извлечения глубинно-насосного оборудования на кабель-тросе в интервал продуктивного пласта спускают трубчатый электронагреватель и прогревают пласт 3-7 суток, затем извлекают электронагреватель и возобновляют эксплуатацию пласта. Постоянная электротепловая обработка проводится одновременно с эксплуатацией скважины при начальных пластовых температурах до 60°С. Её используют главным образом для постоянного снижения вязкости нефти в процессе эксплуатации.

Термокислотная обработка применяется преимущественно в призабойных зонах с продуктивными карбонатными коллекторами. Комплексный способ включает тепловую обработку, основанную на экзотермической реакции закачиваемой соляной кислоты с магнием или его сплавами, и обычную кислотную обработку. Количество кислоты и спускаемого в скважину в виде стружки магния рассчитывается так, чтобы окончательная температура раствора после реакции была 75-90°С.

Электромагнитное воздействие на призабойную зону проводят на месторождениях битума, вязких и парафинистых нефтей, скважины которых эксплуатируются с открытыми забоями. Метод основан на использовании 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 воздействия определяется способом создания (в одной скважине или между несколькими), напряжённостью и частотой электромагнитного поля, а также 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 деэмульсации нефти, снижению температуры начала кристаллизации парафина и появлению дополнительных градиентов давления за счёт силового воздействия электромагнитного поля на пластовую жидкость.

Термоакустическое воздействие применяется на месторождениях, где проницаемость снижена из-за отложений парафино-смолистых веществ, а также проникновения в призабойную зону воды, глинистого раствора, образования гидратов углеводородных газов и др. Метод основан на совместном облучении призабойной зоны тепловым и акустические 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 распространение этих полей в продуктивном пласте способствует многократному увеличению его эффективной температуропроводности и очистке призабойной зоны. Радиус зоны воздействия достигает 8 м. В зоне воздействия снижается вязкость нефти, разрушаются и выносятся при последующей эксплуатации отложения парафина, бурового раствора, гидратов газа и солей.

Читайте также: