Термические методы увеличения дебита скважин

1. Технологии закачки теплоносителей в скважину

На основании лабораторных и промысловых опытов установлено, что наиболее эффективным рабочим агентом для увеличения нефтеотдачи является насыщенный водяной пар высоких давлений (80--150 кгс/см²). Пар как тепловой агент обладает следующими отличительными свойствами.

1. Высоким теплосодержанием благодаря скрытой теплоте парообразования (табл. 1). При степени сухости пара 0,8 (80% пар и 20% вода) в пласт можно ввести значительно больше тепла (и расчете на единицу массы закачиваемого агента), чем при нагнетании горячей воды.

Таблица 1

Характеристика насыщенного водяного пара и воды на линии насыщения (по Вукаловичу)

давление, кгс/см	Температура насыщения, С	Удельный объем, м/кг	Теплосодержание, ккал/кг
		воды	насыщенного пара	воды	насыщенного пара
1 5 10 15 20 30 40 80 100 120 140	99,09 151,11 179,04 197,36 211,38 232,76 249,18 293,62 309,53 323,15 335,09	0,001043 0,001092 0,001126 0,001153 0,001175 0,001214 0,001249 0,001379 0,001445 0,001517 0,001600	1,725 0,3817 0,1880 0,1342 0,1015 0,06797 0,05077 0,02405 0,01846 0,01463 0,01182	99,19 152,1 181,3 200,7 215,9 239,6 258,4 312,8 334,2 353,9 372,7	638,8 656,3 663,3 666,7 668,5 669,6 669,0 659,3 651,7 642,5 631,7

2. Пар может занимать объем в 25--40 раз больший, чем вода.

3. Пар в состоянии вытеснить почти до 90% нефти из пористой среды.

Успешное применение водяного пара для интенсификации добычи нефти зависит прежде всего от правильности выбора нефтяной залежи и скважин, предназначенных для нагнетания пара в пласты. При этом следует учитывать, что эффективность намеченного способа зависит от вида и стоимости топлива; стоимости электроэнергии, воды и вида ее обработки; типа оборудо-вания и др. Кроме того, на эффективность проведения паротепловых их обработок влияют глубина скважин, тип коллектора, мощность пластов и их обводненность, запасы нефти и ее плотность и пластовых условиях, пластовое давление, геологическое строение залежи, первоначальная нефтеотдача и т. п.

Опыт и результаты отечественных и зарубежных работ показывают, что применение водяного пара -- экономически оправданное средство интенсификации добычи нефти при учете на современном этапе развития техники следующих условий.

1. Глубина залегания пласта может достигать 1500 м. Однако с решением ряда вопросов, в том числе проблемы борьбы с потерями тепла по стволу скважины, этот метод воздействия на пласт можно применять и при больших глубин.

2. Мощность коллекторов, сложенных песчаниками и глинами, должна быть в пределах 14--15 м. Однако известны случаи получения неплохих результатов и при обработке пластов с меньшей мощностью. Наилучшие результаты получают при наличии микропористого коллектора, насыщенного вязкой нефтью.

3. Пластовое давление более высоких значений благоприятнее для увеличения нефтеотдачи. Однако мы получили хорошие результаты обработки пластов при давлении 7--8 кгс/см².

4. Наиболее подходящий для паротепловых обработок режим растворенного газа.

На объект, выбранный в соответствии с указанными условиями, для паротепловой обработки составляется обоснованный проект с указанием схемы расстановки нагнетательных скважин, мест размещения парогенераторных установок и т. д. Кроме того, подробно описываются геологические, физико-технические и дру-тие параметры работы скважин.

Известны три основных варианта паротеплового воздействия на пласт: циклический, циркуляционный и площадный (рис. 2).

Преимущества и недостатки, присущие отдельным вариантам, следующие.

1. Циклический вариант (рис. 2, а) -- пар нагнетается в пласт по колонне насосно-компрессорных труб в течение 3--6 недель, затем следует выдержка в течение 2--3 суток, и скважину пускают в эксплуатацию. При этом варианте скважина используется и для нагнетания пара, и для отбора нефти.

После паротепловой обработки скважина эксплуатируется с увеличенным дебитом.

Циклы нагнетание -- отбор можно повторить несколько раз.

Основные преимущества варианта: высокий дебит нефти после обработки; меньшие (по сравнению с другими вариантами) потери тепла (по стволу скважины, в кровлю и подошву пласта); температура стенки обсадной колонны в период нагнетания пара ниже, чем при других вариантах.

Недостатки: периодичность; падение дебита при последующих циклах нагнетание -- отбор; неполное извлечение нефти из пласта; трудности контроля за температурным режимом на забое скважины; ограниченность зоны прогрева пласта; на операции по сборке, подъему и спуску труб требуется много времени; подъем жидкости при высоких температурах (180° С и более) требует создания специальных насосов.

2. Циркуляционный вариант (см. рис. 2, б) -- пар нагнетается по кольцевому пространству к забою скважин, оборудованных специальным пакером. Одновременно жидкость откачивается глубинным насосом. Пар прогревает пласт сверху вниз. Конденсат откачивается на поверхность вместе с нефтью. Для этого варианта требуется сравнительно однородный пласт большой мощности, имеющий хорошую проницаемость в вертикальном направлении.

Преимущество: эксплуатация скважины не прекращается.

Недостатки: большие потери тепла (особенно по стволу скважины); высокая температура стенки обсадной колонны и необходимость в обеспечении мер по защите колонны от деформаций; ограниченность зоны прогрева пласта; необходимость создания специальных пакеров и глубинных насосов, позволяющих откачивать жидкость при высоких температурах (180° С и более).

3. Площадный вариант (см. рис. 2, в) -- пар подается в нагнетательную скважину, а нефть, вытесняемая из пласта оторочкой горячего пароконденсата и пара, добывается из соседних эксплуатационных.

Эксплуатация прекращается, когда обводненность добываемой нефти начнет превышать экономически оправданную величину.

Рис. 2. Схемы способов ввода теплоносителей в пласт и призабойную зону

Преимущество: высокая нефтеотдача пласта в результате прогрева большой зоны.

Недостатки: затрата значительного количества тепловой энергии, в результате чего этот вариант в некоторых случаях экономически не оправдывается.

Описанные варианты паротепловых обработок пласта определенным образом влияют на технологическую схему и выбор оборудования.

Вопросы переноса тепла и охвата пласта теплоносителем, механизма вытеснения нефти, а также прогноза нефтеотдачи при паро-тепловом воздействии на пласт или призабойную зону скважины представляют наибольший теоретический и практический интерес.

Конвективный тепло- и массообмен в пласте и происходящие при этом процессы, способствующие вытеснению нефти из норового пространства пласта, -- это довольно сложный комплекс сосуществующих и взаимодействующих друг с другом физических, химических и термогидродинамических явлений, протекающих при нестационарном режиме с подвижными границами. Успех паротеплового воздействия на пласт во многом будет зависеть от того, насколько на практике мы сможем создать такой термогидродинамический процесс, при котором будет получена максимальная нефтеотдача при возможно минимальных затратах.

Это обстоятельство играет еще более важную роль при осуществлении термического воздействия на пласт в природных резервуарах сложного строения с микро- и макропористыми коллекторами. И если теоретически (пренебрегая потерями тепла, сложностью регулирования и т. д.) можно осуществить вытеснение нефти из «чисто» пористого коллектора непрерывным нагнетанием пара, то практически в условиях микро- и макропористых коллекторов этот процесс невозможно осуществить из-за утечки пара через макропористые коллекторы, больших потерь тепла и невозможности регулировать движение теплоносителя.

В этих условиях применение перечисленных ранее технологических схем, за исключением паротепловых обработок призабойной зоны скважин, оказалось весьма затруднительным и неэффективным. Поэтому на протяжении всего периода опытно-промышленных работ велись промысловые эксперименты как по выявлению эффективности уже более или менее известных технологических схем, так и по созданию новых вариантов, обеспечивающих высокую конечную нефтеотдачу и получение высоких технико-экономических показателей.

На основе исследования коллекторских свойств и осуществления многочисленных паротепловых обработок скважин, а также весьма крупных и продолжительных по времени экспериментов по изучению эффективности различных технологических схем был сделан вывод о необходимости создания такого термогидродинамического процесса, при котором на конкретно заданных ограниченных по размерам площадях (блоках) нефтяного месторождения будут созданы относительно стабильные границы фронта теплового поля. Такие термогидродинамические условия (условия замкнутого высокотемпературного поля) могут гарантировать максимальный охват пласта теплоносителем и вытеснение нефти с высокой нефтеотдачей из макропористых коллекторов.

При осуществлении такого процесса следует учитывать, что при наличии высокопроницаемого макропористого коллектора теплоноситель в условиях замкнутого поля может двигаться в различных направлениях и вначале преимущественно по этим коллекторам с постепенным проникновением пароводяной смеси в макропористый коллектор.

С учетом этого предложена новая технологическая схема паротеплового воздействия на пласт (блочно-циклическая), сущность которой заключается в следующем. На залежи, представленной микропористыми коллекторами и при подчиненном значении макропористых коллекторов (или трещинно-пористом коллекторе), выбирается блок, на котором в шахматном порядке (или рядами) пробурены плотной сеткой скважины (не более 100 м). На рис. 3 показана принципиальная схема расположения паронагнетательных и эксплуатационных скважин. Нагнетание пара, по расчету, ведется в систему крайних нагнетательных скважин. Следующие за крайними рядами скважины во избежание движения (утечки) теплоносителя в нежелательном направлении останавливаются на весь период процесса и становятся наблюдательными. Для продвижения теплоносителя в нужном направлении создается депрессия на блок посредством пуска в работу центральных эксплуатационных скважин. Пуск этих скважин позволяет одновременно и производить термогидродинамическое регулирование, и устремлять тепло в необходимом направлении, прежде всего к центральной части блока.

Через определенное время в зависимости от темпа нагнетания пара и соотношений микро- и макропористых коллекторов в результате вытеснения нефти из пористого коллектора эксплуатационные скважины будут работать с повышенным дебитом. Однако через высокопроницаемый макропористый коллектор может произойти прорыв теплоносителя, тогда на этой стадии необходимо закрыть соответствующую эксплуатационную скважину и на какой-то период паронагнетательную, чтобы дать возможность теплоносителю проникнуть в микропористый коллектор в целях пропитки и вытеснения нефти из порового объема пласта. Одновременно пускаются в эксплуатацию скважины внешних рядов. Поочередной кратковременной остановкой и пуском эксплуатационных и нагнетательных скважин при тщательном термогидродинамическом контроле с помощью глубинных исследований удается регулировать движение фронта теплоносителя и создать условия для его проникновения в микропористый коллектор, в результате чего происходит вытеснение нефти из порового объема пласта в высокопроницаемый макропористый коллектор.

Рисунок. 3.

Принципиальная схема блочно-циклического парового воздействия на пласт.скважины

1 - эксплутационно-наблюдательные простаивающие;

2- эксплутационно-наблюдательные работающие;

3- эксплутационно-паронагревательные в результате чего происходит вытеснение нефти из порового объема пласта в высокопроницаемый макропористый коллектор. При достижении на забоях эксплуатационных скважин температур 100--120° С нагнетание пара прекращается, и начинается интенсивный отбор жидкости из блока -- сначала из эксплуатационных, а затем из нагнетательных скважин. Затем в зависимости от рентабельного периода разработки блока цикл повторяется.

Для осуществления этого процесса залежь разбивается на соответствующие участки и поочередно в шахматном порядке производится нагнетание пара в блоки. Безусловно, здесь, как и при проведении любого процесса, необходимо тщательное гидродинамическое исследование скважин. Устье всех скважин необходимо оборудовать специальными несложными приставками (рис. 4), которые позволяют вести любые глубинные измерения во время работы скважин без подъема насосно-компрессорных труб. Конструкция указанной приставки, предложенной одним из авторов, легко может быть изготовлена в промысловых мастерских.

Рис 4.

Устьевая приставка для проведения глубинных термогидродинамических измерений

Преимущества блочно-циклического способа паро теплового воздействия на пласт по сравнению с ранее примененными прежде всего заключаются в следующем.

В условиях относительно стабильных границ фронта тепло- вого поля осуществляется эффект капиллярной пропитки и вытеснение нефти из порового объема микропористого коллектора что является главной целью процесса.

Вытесненная нефть из микропористых коллекторов в дальнейшем двигается к забоям эксплуатационных скважин по высокопроницаемому макропористому коллектору. Наличие энергии растворенного газа придает вязкоупругой системе высокую подвижность даже в случае снижения ее вязкости.

«В замкнутом» тепловом поле обеспечивается максимальное использование тепловой энергии, затраченной на разогрев пород пласта и воды, так как движение газожидкостной смеси к скважинам в любом направлении происходит по разогретому блоку в горячей зоне. Таким образом, одновременно происходит и процесс рекуперации.

2. Оборудование, применяемое при тепловой обработке

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 паро-генераторные 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.

Так же применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ и ППУ-1200/100.

Техническая характеристика установки ППУ-ЗМ

Производительность пара, кг/ч.....................1000

Максимальное давление пара, МПа.....................10

Максимальная температура пара……….......310

Вместимость цистерны для питательной воды, м³:

на шасси КрАЗ-257....................................... 5,5

на шасси КрАЗ-255Б………………………........3,8

Топливо......................................................Дизельное

Расход топлива, кг/ч...........................................До 85

Температура питательной воды не ниже, °С . . . . 5

Жесткость питательной воды не выше, мг-экв/л . … . .0,01

Давление в топливной магистрали, МПа................0,1--1,0

База установки Шасси автомобиля КрАЗ-257 или КрАЗ-255Б

Передвижная парогенераторная установка ППУА-1200/100 (рис. 5) выпускается серийно взамен снятых с производства паровых передвижных установок ППУ-ЗМ.

Установка ППУА-1200/100

Она отличается от установки ППУ-ЗМ большей паропроизводительностью, имеет более совершенную конструкцию котла и оснащена системой автоматической защиты котла.

рис 5.

1- цистерна для воды; 2- кузов; 3- котел паровой; 4- рама с креплением; 5- привод и трансмиссия привода; 6- питательный насос; 7 шасси автомобиля КРАЗ-255Б; 8- огнетушитель.

Электрические нагреватели спускают в скважину на армированном кабель-тросе, обладающем достаточной механической прочностью и выдерживающем относительно высокие температуры в жидкостной среде.

Нагреватели питаются электроэнергией от общей промысловой сети или от специальных передвижных электрогенераторов. Например, передвижные дизель-генераторы, выпускаемые в Советском Союзе, можно применять в промысловых условиях.

На рис. 6. показан забойный электронагреватель, который может эксплуатироваться продолжительное время в скважине при температуре до 725° С. Длина корпуса нагревателя определяется мощностью обрабатываемого нефтеносного пласта.



рис. 6

Глубинный электронагреватель

Корпус его окружен тонкостенным кожухом из термостойкого сплава и состоит из трех секций: нагревательной, теплоизолированной и головной.

В нагревательной секции размещены два спиральных тепловыделяющих элемента. К головной секции крепится колонна протекторных труб для защиты силового кабеля. Нагреватель работает на переменном токе напряжением 480 В через автотрансформатор, позволяющий регулировать напряжение. На рис. 7. показан глубинный электрический нагреватель, разработанный ИГ и РГИ.

рис. 7. Забойный электронагреватель с U-образными элементами;

1- кабель; 2- головная часть; 3- трубчатые элементы; 4- кожух; 5- термометр.

Имеются нагреватели с U-образными и с прямыми элементами мощностью 10,5 и 13,2 кВт (8 и 10 тыс. ккал/ч) соответственно, а также и большей мощности.

Глубинные нагреватели с прямыми элементами представляют собою цилиндр с максимальным диаметром 140 мм и длиной 3030 мм. Состоит он из головной части, хвостовика, нагревательных элементов ЭТ-160 и кожуха. Общая мощность двенадцати элементов длиной по 1600 мм составляет 13,2 кВт (10 тыс. ккал/ч). Рассчитаны нагреватели на напряжение 380 или 760 В.

Для крепления кабеля и герметизации его ввода головная часть нагревателя заливается баббитом или другим ему подобным материалом. Электрические нагреватели снабжены термометрами, размещаемыми в специальных карманах.

Глубинные нагреватели с U-образными элементами представляют собой цилиндр длиной 2605 мм с максимальным диаметром 130 мм. Состоят они из двух основных частей: головной с корпусом головки и нагревательной с кожухом. Электронагреватель выполнен из нескольких U-образных трубчатых элементов типа НММ длиной 3,1 м и общей мощностью 10,5 кВт (8 тыс. ккал/ч). Рассчитан он на напряжение 380 или 660 В.

Необходимо отметить, что тепловая мощность глубинных электрических нагревателей меньше мощности огневых забойных нагревателей. Поэтому для инициирования горения в мощных коллекторах, содержащих трудноокисляемую нефть с высокой температурой воспламенения, целесообразнее применять огневые нагреватели.

Глубинные газовые горелки, используемые для возгорания нефти, содержащейся в нефтяном пласте, подразделяются следующим образом: 1) инжекцион-ные -- топливо и окислитель подаются к горелке раздельно, затем окислитель инжектируется в горелку в количестве, необходимом для полного сжигания газа; 2) смесительные -- горючая смесь поступает в горелку в подготовленном виде; 3) беспламенные -- горючая смесь сжигается в керамических насадках различной конструкции. Имеются и другие виды газогорелочных устройств: диффузионные, микрофакельные и т. д., отличающиеся некоторыми особенностями.

Спуск нагревателей на забой зажигательной скважины обычно производится с помощью труб, троса или каната (в зависимости горелочного устройства).

рис. 8

Глубинный газовоздушный огневой нагреватель.

На рис. 8. показан глубинный газовоздушный огневой нагреватель, состоящий из газозаборной камеры 1 с соплом 3, эжектора 4 и перфорированной трубы 5, на верхнем конце которой смонтировано (снаружи) зажигающее устройство 6.

Нагреватель опускается в насосно-компрессорные трубы на канате 2. Его газозаборная камера с приемными отверстиями устанавливается в нижней части насосно-компрессорной колонны, которая одновременно служит для подачи горючего газа. Газ из газозаборной камеры через приемные отверстия и сопло 3 направляется в эжектор 4, где смешивается с инжектируемым воздухом, поступающим из межтрубного пространства. Газовоздушная смесь после прохождения через перфорированный хвостовик, длина которого около 4,5 м, поджигается с помощью устройства 6 (электрического или химического действия). Для стабилизации горения и равномерного распределения пламени по всей длине хвостовик окружен перфорированным металлическим кожухом.

Сопло 3 направляется в эжектор 4, где смешивается с инжектируемым воздухом, поступающим из межтрубного пространства. Газовоздушная смесь после прохождения через перфорированный хвостовик, длина которого около 4,5 м, поджигается с помощью устройства 6 (электрического или химического действия). Для стабилизации горения и равномерного распределения пламени по всей длине хвостовик окружен перфорированным металлическим кожухом.

Поток воздуха-окислителя нагнетается по кольцевому меж трубному пространству зажигательной (нагнетательной) скважины. Часть его инжектируется в газовую горелку, а остальной поток направляется вдоль хвостовика горелки на забой, где обеспечивает полное сгорание топлива и участвует в окислении пластовой нефти. Нагреватель повышает температуру на забое скважины до 260 С в течение суток.

3. Причины снижения дебитов скважины

Отложения асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПО) снижают дебит добывающих скважин и пропускную способность нефтесборных коллекторов. Поэтому работы, направленные на удаление и предупреждение их появления, являются актуальными для ряда предприятий, добывающих нефть, потенциально склонную к парафиноот-ложению.

По своим индивидуальным свойствам АСПО могут существенно отличаться, что во многом определяет целесообразность использования для их удаления того либо иного метода. Это может быть промывка нефтяными растворителями, горячей нефтью, нагретыми водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ) или совместное применение перечисленных способов [1].

Исследованием АСПО со скважин Фаинской группы месторождений (Табл. 1) установлен температурный диапазон, в котором наблюдается плавление отложений.



табл. 1.

Большая часть образцов имеет температуру плавления в интервале б5-75"С, Часть образцов плавится в интервале 75-82'С. Высокие температуры плавления АСПО снижают эффективность использования для очистки трубопроводов промывок горячей нефтью. С увеличением температуры плавления АСПО наблюдается резкое снижение глубины эффективной очистки коллекторов средней протяженности при использовании небольших объемов теплоносителя в 20-40 м3. При этом даже значительные объемы горячей нефти не способны эффективно очистить от АСПО удаленные участки коллекторов большой протяженности из-за высоких тепловых потерь [2]. Применение нефтяных растворителей и их композиций для удаления АСПО эффективно только при отношении массы растворителя к массе отложившихся АСПО не менее чем 5:1. При снижении данного соотношения эффективность разрушения АСПО нефтяными растворителями в статических условиях резко падает [2].

При стандартной температуре низкокипящие алифатические растворители более эффективно разрушают структуру АСПО, чем промышленные фракции ароматических углеводородов (Табл. 2,3]. Однако при повышенных температурах эффективность использования среднего дистиллята («Нефрас А 120/200») для растворения АСПО возрастает (Табл. 4).



табл. 2

На практике это свойство среднего дистиллята нашло применение при реализации технологии последовательных пробковых закачек в трубопровод порций горячей нефти и среднего дистиллята для удаления АСПО. Работы, проведенные ООО «Нефтехимсервис» по удалению АС ПО из нефтепроводных коммуникаций фаинской группы месторождений, показали жизнеспособность данной технологии. Но существенным ее недостатком является снижение емкости среднего дистиллята отношении растворения АСПО из-за смещения с нефтяным потоком.

табл. 3



табл.4

Уфимским филиалом 000 «ЮганскНИПИнефть» с целью устранения недостатков, присущих выше названным способам удаления АСПО, предложена технология очистки трубопровода термохимическим методом, основанным на использовании тепла, выделяющегося в результате зкзотермической реакции окисления. Преимуществом термохимических методов является использование дешевых неорганических реагентов, образование экологически безопасных продуктов реакции.

Опытно-промысловые испытания термохимической технологии на ее нефтесборных коллекторах фаинской группы месторождений показа ли ее высокую эффективность в отношении удаления высокоплавких АСПО, По результатам обработок разработан технологический регламент на проведение промывок выкидных линий и трубопроводов термохимическим составом.

Как показывает практика, значительно эффективнее не удалять, а предупреждать появление АСПО. Задача предупреждения АСПО тесно связана с необходимостью прогноза их отложения в скважинах и коллекторах.

Выпадение парафина из нефти происходит при снижении температуры потока ниже температуры насыщения нефти парафином, которая для фаинской группы месторождений составляет 27-З1 С. В этой связи к коллекторам потенциально склонным к парафиноотложению, можно отнести т.е., в которых температура водонефтяного потока меньше 27°С.

Выявление участков нефтесборной сети, склонных к парафинизации, производилось путем моделирования изменения температуры потока нефтепромысловой продукции, перетекающей по сети нефтесборных коллекторов месторождения.

4. Тепловая обработка

Парогенераторные и водонагревательные установки должны быть оснащены приборами контроля и регулирования процес сов приготовления и закачки теплоносителя, средствами по прекращению подачи топливного газа в случаях нарушения технологического процесса.

Прокладка трубопроводов от стационарных установок к скважине для закачки влажного пара или горячей воды и их эксплуатации осуществляется с соблюдением требований "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды".

Расстояние от парораспределительного пункта или распределительного паропровода до устья нагнетательной скважины долино быть не менее 25 м.

Управление запорной арматурой скважины, оборудованной под нагнетание пара или горячей воды, должно осуществляться дистанционно. Фланцевые соединения должны быть закрыты кожухами.

В аварийных случаях работа парогенераторной и водогрейной установок должна быть остановлена, персонал должен действовать в соответствии с планом ликвидации возможных аварий. На линии подачи топлива в топку парогенератора предусматривается автоматическая защита, прекращающая подачу топлива при изменении давления в теплопроводе ниже или выше допустимого, а также при прекращении подачи воды.

Территория скважин, оборудованных под нагнетание пара или горячей воды, должна быть ограждена и об означена предупредительными знаками.

Закачку теплоносителя в пласт следует проводить после установки термостойкого пакера при давлении, не превышающем максимально допустимое для эксплуатационной колонны. Отвод от затрубного пространства должен быть направлен в сторону, свободную от техники и обслуживающего персонала. При закачке теплоносителя (с установкой пакера) задвижка на отводе от затрубного пространства должна быть открыта.

После обработки скважины должны быть проверены соединительные устройства, арматура должна быть покрашена. Обработка горячими нефтепродуктами. Установка для подогрева нефтепродукта должна располагаться не ближе 25 м от емкости с горячим нефтепродуктом.

Электрооборудование, используемое на установке для подогрева нефтепродукта, должно быть во взрывозащищенном исполнении.

Емкость с горячим нефтепродуктом следует устанавливать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины с подветренной стороны.

В плане производства работ должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие безопасность работающих. Обработка забойными электронагревателями Забойные электронагреватели должны быть во взрывозащищенном исполнении. Сборка и опробование забойного электронагревателя путем подключения к источнику тока должны проводиться в электроцехе.

Разборка, ремонт забойных электронагревателей и опробование их под нагрузкой в полевых условиях не допускаются. Спуск забойного электронагревателя в скважину и подъем его должны быть механизированы и проводиться при герметизированном устье с использованием специального лубрикатора.

Перед установкой опорного зажима на кабель-трос электронагревателя устье скважины должно быть закрыто. Оборудованию электронагревателя только после подключения кабель-троса к трансформатору и заземления электрооборудования, проведения всех подготовительных работ в скважине, на устье и удаления людей. Депарафинизация скважин, труб и оборудования Нагнетательные трубопроводы теплогенерирующих установок должны быть:

- оборудованы предохранительным и обратным клапанами;

- опрессованы перед проведением работ в скважине на полуторократное давление от ожидаемого максимального, но не превышающее давление, указанное в паспорте установок.

Передвижные установки депарафинизации допускается устанавливать на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и 10 м от другого оборудования.

При пропаривании выкидного трубопровода подходить к нему и к устью скважины на расстояние менее 10 м запрещается. Розжиг парового котла и нагревателя нефти должен проводиться в соответствии с инструкцией по эксплуатации завода-изготовителя.

Для подачи теплоносителя под давлением запрещается применять резиновые рукава.

Сегодня на природоохранные мероприятия, в том числе и ликвидацию экологического ущерба, в округе ежегодно тратятся десятки и сотни миллионов рублей. Всерьез этим занялись только в 90-е годы, когда ХМАО добился значительной самостоятельности, благодаря чему две трети доходов от нефте- и газодобычи сегодня остаются в округе.

Однако за десятки лет выкачивания из здешних недр углеводородов скопилось обширное и во многом обременительное наследство. Только эксплуатационных нефтескважин в ХМАО пробурено больше 62 тыс. По его территории тянется почти 64 тыс. километров трубопроводов (в том числе магистральных). Вдобавок у нефтяников скопилось несколько миллионов тонн неутилизированных отходов.

К тому же треть трубопроводов изношена, то же самое можно сказать и почти о половине нефтепромыслового оборудования. Из-за этого мелких аварий каждый год в ХМАО происходит тысячи, но бывают и крупные: например, в 1996 г. вылилось сразу 12 тыс. тонн сырой нефти. Убыток (в тех ценах) составил 100 млрд. руб., и до сих пор ведутся очистные и восстановительные работы.

Технологии освоения месторождений изначально не отвечали требованиям экологии, а в горячке рекордов и погони за прибылью нарушали даже те несовершенные нормативы, потому-то сегодня у тех нефтяных компаний, которые хозяйствуют по устаревшим технологиям, утечки нефти неизбежны. По некоторым подсчетам, потери от них составляют 1,5-2 млн. тонн в год.

Нефтяные компании пытаются рекультивировать земли, утилизировать отходы, модернизировать свои технические системы. Некоторые из них обзаводятся турбинными электростанциями, работающими на попутном газе, чтобы не жечь его попусту в факелах. Стремятся нефтяники вводить и технологии, повышающие при добыче нефтеотдачу, что немаловажно и с точки зрения экологии.

Модернизация, однако, требует весьма значительных средств. Экологические проекты тоже не относятся к разряду дешевых. Так, в начале 1997 г. одна из крупнейших нефтяных компаний рассчитывала потратить на них в течение трех лет (включая рекультивацию земель) 200 млн. долл. Такие расходы, разумеется, могут осилить только считанные гиганты. Однако в 1999 г. на территории ХМАО вели деятельность 36 нефтегазодобывающих предприятий.

В целом уровень нефтяного загрязнения в округе оценить сегодня сложно, а отследить происходящие аварии на столь обширной площади можно только с использованием аэрокосмических съемок. С этой целью Межрегиональная ассоциация "Сибирское соглашение" создала Координационный совет по космическому мониторингу Сибири. В Ханты-Мансийске и некоторых других городах уже создаются центры дистанционного зондирования земли. Положено начало и специализированному банку данных.

На основе сведений, полученных из космоса, можно быстро выявить утечку нефти из магистральных трубопроводов, а также очаги лесных пожаров, наводнения и различные аварии. Правда, система космического мониторинга Сибири разворачивается пока слишком медленно. ХМАО и другие сибирские регионы даже настаивают на создании в "Росавиакосмосе" для этого специального подразделения и готовы вкладывать деньги в его становление.

В окружающую среду Ханты-Мансийского автономного округа ежегодно выбрасывается огромное количество загрязняющих веществ. Главным источником загрязнения природной среды являются аварийные порывы трубопроводов, обусловленные в основном физическим износом технического оборудования; за 1997 год официально зарегистрировано 2014 аварий. Остаточное содержание загрязнителя в почвах, вследствие неудовлетворительного качества сбора нефти в местах аварийных разливов, по результатам обследований исчисляется десятками тонн на каждый гектар замазученных земель.

Наиболее негативными факторами воздействия на лес округа остаются пожары и нефтедобыча. При обустройстве месторождений, строительстве дорог, ЛЭП, трубопроводов, вырубаются леса, значительное количество древесины не вывозится, нарушая санитарное состояние лесов. Изменение гидрологического режима территории вследствие промышленного строительства, разливы нефти и подтоварных вод приводят к гибели лесов. Общая площадь погибших за 1997 год лесов составила 2,9 тысяч гектар; сгорело и повреждено на корню 61361 кубических метров на площади 2163 гектар.

Вследствие воздействия антропогенных факторов происходит трансформация естественных природных комплексов, видовое обеднение флоры и фауны, снижение био продуктивности.

Неблагоприятную экологическую обстановку в округе обостряет проблемы сбора, размещения, обезвреживания и утилизации токсичных отходов, являющихся вторым по значимости источником загрязнения окружающей среды.

Сложившаяся в округе экологическая ситуация требует регулирования техногенного воздействия на окружающую среду, учитывающего не только экономические потребности, но и состояние природных ресурсов. Решение проблем сохранения слабоустойчивой к антропогенному воздействию окружающей среды территории Ханты-Мансийского автономного округа возможно только на основе внедрения в практику эффективного хозяйственного механизма рационального природопользования.

Одним из приоритетных направлений оптимизации природоохранной деятельности является ускоренное внедрение экологического мониторинга в технологические схемы производственно-хозяйственных комплексов, деятельность природоохранных подразделений и ведомств.

5. Агрегат АДП

Агрегат АДП для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина. Агрегат может быть использован также для депарафинизации трапов, мерников, манифольдов и др. (рис. 69).

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А. Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля. Агрегатом управляют из кабины водителя. В качестве нагреваемой среды используют сырую нефть. Ресурс работы агрегата по запасу нефти равен 4 ч. Его обслуживают два человека.

Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикового типа, нагнетательного насоса, трансмиссии, вспомогательного оборудования, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и системы автоматики.

Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, состоящий из конвекционной и радиационной частей, заключенный в двухстенный кожух. В нижней части нагревателя выложена топка, в которую через специальный люк введена форсунка. Здесь же смонтировано запальное устройство и сделан ввод для подачи инертного газа.

Принцип работы агрегата заключается в следующем.

Нефть из емкости всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину.

6. Теплофизические методы воздействия на призабойную зону

Теплофизические методы воздействия на иризабойную зону (циклический и стационарный электропрогрев, термоакустические и электромагнитные обработки, циклическое паротепловое воздействие) применяют для улучшения фильтрационных свойств пород. Их назначение -- удаление парафина, смол и солей; периодический прогрев пород пласта вокруг скважины для сохранения фильтрационных свойств пород; ликвидация последствий проникновения в пласт фильтрата бурового раствора. Размер зоны с ухудшенной проницаемостью пород и причину снижения фильтрационных свойств устанавливают по результатам термогидродинамических исследований состояния и свойств прискважинной части пласта, а также по данным пробных обработок забоев контрольных скважин.

Стационарный электропрогрев осуществляется в процессе разработки месторождений, содержащих нефть вязкостью более 50 мПа-с с помощью электрических нагревателей, спускаемых в призабойную зону скважины на кабеле. Электронагреватель устанавливают под глубинным насосом, а кабель крепят к насосно-компрессорным трубам.

Циклический электропрогрев. В этом случае призабойная зона прогревается периодически. До охлаждения пород потоком нефти проводимость их в прогретой зоне значительно возрастает. Затем следует повторный цикл прогрева пород и т. д. Продолжительность и периодичность обработок определяют с учетом задаваемого радиуса, свойств пластовой системы, мощности электронагревателя, температуры в скважине, которая на забое поддерживается терморегуляторами, расположенными в корпусе электронагревателя. По расчетным данным при температуре в скважине 140 °С, мощности электронагревателя 25 кВт и начальной температуре пласта 40 °С для прогрева песчаника на глубину 0,45--0,5 м до 60 °С требуется 4--5 сут [6]. В этом случае эффект от термообработки может продолжаться несколько месяцев.

Термоакустическая обработка. Для сокращения времени, необходимого на прогрев пласта до заданной температуры, и увеличения эффективности воздействия тепловую обработку совмещают с акустической'. Волновое поле, создаваемое акустическим излучателем, способствует увеличению температуропроводности пласта, глубины обработки, выносу из пористой среды частиц парафина, бурового раствора и его фильтрата, твердых отложений солей. Глубина зоны воздействия при этом достигает 8 м. Применяемая аппаратура состоит из ультразвукового генератора и секционного термоакустического излучателя, который спускают в скважину на колонне НКТ или кабеле.

Циклическое паротепловое воздействие -- периодическое нагнетание в пласт по насосно-компрессорным трубам сухого пара (до 3000 т). Этот способ используют при глубине скважины до 1000 м и вязкости нефти более 50 мПа-с. Пласт удается прогреть на расстояние до 30 м. После возобновления эксплуатации повышенная температура в пласте сохраняется в течение 2--3 мес за счет накопленных запасов тепла во время нагнетания пара.

Литература

1. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования: Учебник для учащихся профтехобразования и рабочих на производстве. - 2-е изд., перераб. И доп. - М.: Недра, 1985 год.

2. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М., «Недра», 1977 год.

3. Рагулин В.В., Шавалеев Н.М., Латыпов О.А., Смолянец Е. Ф. К методологии выбора технологии предупреждения асфальтосмолопарафиновых отложений и очистки от них нефтепромысловых коммуникаций для месторождений нефти ОАО «Юганскнефтегаз» Модуль 21. г. Нефтеюганск 2001 год.

4. Закон ХМАО «Об охране окружающей природной среды и экологической защите населения автономного округа» от 23.01.98 г. Обзор «О состоянии окружающей среды ХМАО в 1997 году», Х-М: 1998 г. «Государственный комитет по охране окружающей среды ХМАО»

5. Обзор «О состоянии окружающей среды ХМАО в 1997 году», Х-М: 1998 г. «Государственный комитет по охране окружающей среды ХМАО»

6. Сборник инструкций по безопасности труда для рабочих цехов добычи нефти и газа и поддержания пластового давления. 2001 год.