По данным БашНИПИнефть нефтеотдача заметно
увеличивается после применения СО концентрацией 4…5% (по массе).
Свойства СО2,: бесцветный газ,
относительная плотность 1,529 кг/куб.м., критическая температура 31,1 СО2;
критическое давление 7,29 Мпа; плотность 468 кг/куб/м; при Т=20оС Р
= 5,85 Мпа превращается в бесцветную жидкость с плотностью 770 кг/куб.м. Хорошо
растворяется в воде и нефти, снижая ее вязкость на 10…500%.
В настоящее время реализовано несколько
технологических схем закачки углекислоты в пласт. Вот несколько из них: закачка
карбонизированной воды, закачка углекислого газа, создание оторочки из СО с
последующим вытеснением водой, углеводородами или их смесью.
По данным исследований нефтеотдача при применении
углекислоты значительно возрастает при увеличении оторочки до 10% порового
объема пласта.
Источниками СО2 являются обработанные газы
тепловых установок (11…13%) побочная продукция химических производств (до 99%),
месторождения нефтяных газов (до 20%).
Закачка СО2 впервые была осуществлена на
Александровской площади Туймазинского месторождения в 1967 г. На 1.01.1975 г. в
пласт было закачено 252,5 тыс.куб.м. карбонизированной воды с концентрацией СО2
– 1,7%. Израсходовано 4,1 тыс.т. углекислоты. Установлено увеличение охвата
пласта заводнением по мощности на 30%, приемистость нагнетательных
увеличивается на 10…40%.
Возврат углекислоты в виде добытой жидкости составил
238,8 т (5,7% от закачанной в пласт).
Крупномасштабные работы по закачке СО2
ведутся на ряде месторождений США. Так, на месторождении Форд-Джерелдин с 1981
г. ведется закачка СО2 в объеме 570 тыс.куб.м./сут через 98 нефтяных
скважин по пятиточечной сетке.
Нефть добывают из 154 скважин. Характеристика
месторождения: глубина пласта 815 м, пористость 23%, толщина 7 м, проницаемость
64-10 кв.мкм, вязкость нефти 1,4 Мпа-с, плотность 815 кг/куб.м., пластовая
температура 28оС. Давление закачки 13,6 Мпа, стоимость СО2
46..53 долл. За 1000 куб.м. Эффективность применения СО2 оценивается
дополнительно добытой нефтью, величина которой различна для разных районов и составляет
до 12% от начальных геологических запасов.
5.17. Оборудование для осуществления
технологий
Закачка газа в пласт осуществляется компрессорами
высокого давления. В частности, промышленность выпускает для этих целей
автономные компрессорные станции КС-550, а также газомоторкомпрессоры
10-ГКМ1\55-125 с подачей 24000 куб.м./час и давлением на выкиде 12,5 Мпа. Могут
быть выбраны и другие типоразмеры, исходя из условий.
Одной из принципиальных особенностей закачки в пласт
теплоносителей является необходимость доставки на забой скважины и продвижения
в пласте теплоносителя с высокой температурой, способной воздействовать не
только на нефть, но и на породу с целью отделения от нее компонентов,
отличающихся высокими адгезионными свойствами. Поэтому оборудование, применяемое
для этой цели, должно удовлетворять ряду требований, главные из них: а)
возможность генерировать расчетные объемы теплоносителей (пара) в течение
длительного времени; б) доставка теплоносителя на забой с возможно меньшими
потерями.
Система пароподготовки включает в себя следующие узлы:
узел водоподготовки; узел парообразования; узел подготовки пара перед закачкой
в скважину.
Воздействие на пласт движущимся очагом горения (ДОГ)
предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее
его перемещение к эксплуатационной скважине.
Отечественная промышленность выпускает для этих целей
оборудование типа ОВГ-1м, ОВГ-2, ОВГ-3, ОВГ-4, разработанное в ТатНИИнефтемаш.
Технологическая
схема процесса следующая.Компрессоры низкого давления подают воздух к
компрессорам высокого давления, которые закачивают его в пласт.
Инициирование (зажигание) горения производится
электрическими нагревателями, спускаемыми в скважину на кабель тросе. В
комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на
подключение 8 скважин.
Закачка окиси углерода требует специальной технологии
и оборудования. Учитывая специфику СО2 (ее агрегатное состояние
зависит от давления и температуры), перекачку можно проводить в газообразном
(критическая температура более 31оС и давление 7,29 МПа) или жидком
состоянии (температура минус 15…40оС, давление 2,5 МПа). Особенность
закачки окиси углерода состоит также в том, что растворяясь в воде, она образует
углекислоту, отличающуюся высокой коррозионной активностью к оборудованию. Эти
факторы следует принимать во внимание, проектируя разработку месторождения.
Выбор средств перекачки зависит от физического состояния СО2; для
газообразного – компрессоры, для жидкого – насосы.
5.18.Применение мицеллярных растворов
Мицеллярные растворы – смесь диспергированных одна в
другой жидкостей, например, углеводорода в воде, нефти в воде и т.д. Повышение
нефтеотдачи при применении мицеллярных растворов (МЦР) достигается за счет
уменьшения поверхностного натяжения на границе фаз, регулирование вязкости
вытесняемой и вытесняющей сред, восстановление проницаемости коллектора и его
охват воздействием.
Мицеллярыне растворы – термодинамически устойчивые
системы с размером частиц 10-6…10-4 мм. Стабилизация
растворов поверхностно-активными веществами придает им устойчивость, они
образуют агрегаты (мицеллы), способные удерживать воду.
МЦР могут быть и гидрофильными и гидрофобными, они не
коагулируют и не коалесцируют.
Опыты показали, что МЦР успешно применимы в
песчаниках, малоэффективны в карбонатах. Проницаемость ниже 50 кв.мкм для
применения МЦР не рекомендуется, остаточная нефтенасыщенность более 20…25%,
вязкость нефти от 2…3 до 10…20 Мпа-с, предельное содержание солей в пластовой
воде 4…5%, температура пласта не более 65…75оС.
При закачке воздают оторочку из МЦР, затем идет волна
буферной жидкости.
5.19.Вытеснение нефти растворами
полимеров
Применение воды, отличающейся пониженной по сравнению
с нефтью вязкостью и следовательно, более высокой подвижностью, вызывает
неравномерное ее продвижение по пласту, образование языков и направленных
потоков.
В целях повышения эффективности процесса применяют
методы искусственного увеличения вязкости закачиваемой воды путем добавки в
воду полимеров.
Получил применение полиакриламид (ПАА), отличающийся
хорошей растворимостью в воде и высоким молекулярным весом. Регулируя
количество ПАА, можно добиться требуемой вязкости вытесняющего раствора и
повышения нефтеотдачи на 7…10%. Концентрация раствора – 0,025…0,5%, объем
оторочки – не менее 30% порового пространства.
Критерием эффективности применения полимерного
заводнения является количество дополнительно добытой нефти на 1т полимера.
Установлено, что применение загустителей приводит к
снижению расхода для заводнения, выравниванию профилей приемистости
нагнетательных скважин, снижению темпа обводнения.
Промышленное воздействие применялось с 1975 года на
Ново-Хазинской площади Арланского месторождения. Закачку раствора полиметра с
концентрацией 0,05% вели в пласт с характеристикой нефти – 18 Мпа-с, р = 0,886
г/куб.см, обладающей неньютоновскими вязкопластичными свойствами.
5.20. Применение углеводородных
растворителей
Физической смысл применения углеводородных
растворителей в качестве вытесняющих агентов очевиден: вязкая нефть, парафин,
смолы могут быть эффективно растворены, а также отмыты от породы различными
растворителями. Проблема состоит в том, чтобы подобрать наиболее дешевый и
эффективный растворитель, добиться оптимального процесса вытеснения, при
котором критериальный показатель – количество дополнительно извлеченной нефти
на 1 т растворителя, был бы максимальным.
Были изучены вытесняющие свойства растворителей –
бензола, толуола, этилового спирта, дивинила, ароматических углеводородов и
других.
Рациональным решением применения растворителя является
создание оторочки из него и последующее вытеснение растворителя буферной
жидкостью, например, загущенными полимерами жидкостями.
Известны данные о промышленном применении жидкости
РСУО – реологической системы на углеводородной основе, состоящей из двухфазной
пены и углеводородного растворителя. Она обладает псевдопластическими
свойствами, регулирующими подвижность фаз находящейся в пласте жидкости.
Испытание метода на Сураханском месторождении
производилось в течении 1976-77 годов. В нагнетательную скважину была закачана
оторочка РСУО из смеси 100 куб.м. воды, 2,5 т сульфанола и 17 куб.м.
углеводородного растворителя. Оторочка позволила ликвидировать прорыв воздуха к
добывающим скважинам, возникавший при осуществлении ППД с помощью сжатого
воздуха. Было получено увеличение добычи нефти.
5.21.Применение щелочного заводнения
Метод закачки в пласт щелочей основан на снижении
поверхностного натяжения на границе нефть щелочной раствор и преобразования
характера смачиваемости породы вытесненным агентом из гидрофобного в
гидрофильный.
Раствор щелочи NaOH при
концентрации до 0,1% ведет к увеличению КНО на 10...15%. При контакте с
нафтеновыми кислотами, содержащимися в нефти, щелочи образуют натриевые мыла
(они снижают поверхностное натяжение фазы) и нефтяные эмульсии. Последние
устремляются в зоны повышенной проницаемости, создавая вследствие своей
повышенной вязкости (по сравнению с водой) фильтрационные сопротивления и,
направляя, таким образом, поток жидкости в зону пониженной проницаемости.
Щелочи могут закачиваться в виде оторочки. Вследствие
доступности и низкой стоимости из закачка более экономична. Однако применение
щелочей не рекомендуется для продуктивных пластов, содержащих соли Са и Mg
при концентрации более 0,025 г/л, т.к. это может вызвать выпадение осадка. Н е
следует применять щелочи и в пластах с глинистыми пропластками, которые
вследствие смачиваемости будут набухать, уменьшая проницаемость пласта.
5.22.Применение поверхностно-активных
веществ
Существует много проектов закачки ПАВ, физические
основы действия которых на залежь сводятся к снижению поверхностного натяжения
на границе нефть-порода, уменьшению вязкости нефти и улучшению ее отмыва от
породы.
Данные об эффективности ПАВ противоречивы и требуют
дальнейших исследований.
6. Ремонт нефтяных скважин.
Различают два вида ремонта скважин –
наземный и подземный. Наземный ремонт связан с восстановлением
работоспособности оборудования, находящегося на устье скважины трубопроводов,
станков-качалок, запорной арматуры, электрической аппаратуры и т.д.
Подземный ремонт включает работы,
направленные на устранение неисправностей в оборудовании, спущенном в скважину,
также восстановление или увеличение дебита скважины. Подземный ремонт связан с
подъемом оборудования из скважины.
По сложности выполняемых операций
подземный ремонт подразделяется на текущий и капитальный.
6.1. Общие сведения о текущем
ремонте скважины.
Под текущим ремонтом скважины понимают
комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на
восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на
призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.
Текущий ремонт включает следующие
работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины,
восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов
интенсификации(прогрев, промывка, закачка химреагентов).
Текущий ремонт может быть
планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра,
выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших
о себе.
Второй вид текущего ремонта –
восстановительный, проводимый с целью устранения отказа – это, по сути дела,
аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а
в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого
оборудования.
Показателями, характеризующими работу
скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и
межремонтный период (МРП). КЭ – это отношение отработанного
скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду
(ТКАЛ). МРП – это среднее время между двумя ремонтами за выбранный
период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к
количеству ремонтов Р за этот же срок.
КЭ =
ТОТР / ТКАЛ;
МРП= ТОТР /
Р;
Путями
повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности
одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.
Капитальный ремонт обладает большой
трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности
специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины
спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом
воздухе, порой в сложных климатических условиях.
В настоящее время более 90% всех
ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН.
При текущем ремонте проводятся следующие
операции
1. Транспортные –
доставка оборудования на скважину;
2. Подготовительные
– подготовка к ремонту;
3. Спускоподъемные
– подъем и спуск нефтяного оборудования;
4. Операции по
очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;
5. Заключительные –
демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.
Если оценить затраты времени на эти
операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные
операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов
должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт – за счет
создания монтажеспособных машин и агрегатов, спускоподъемных операций – за
счет создания надежных автоматов для свинчивания-развинчивания труб и штанг.
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11
|