Машины и оборудование нефтяной и газовой промышленности

Отличительной чертой трещин в призабойных зонах нагнетательных скважин является зависимость степени их раскрытости от давления нагнетания, вследствие чего они получили название «дашащих». Это оказывает значительное влияние на характер обводнения скважин и выработку запасов нефти. Установлено, что при давлении на забое нагнетательных скважин, близком к полному горному, начинается движение воды по каналам большого размера, величина работающей толщины и эффективность процесса вытеснения снижаются. Для определения необходимого качества закачиваемой воды, грязеемкости пласта и выравнивания профиля приемистости следует изучить состояние призабойной зоны, определить сжимаемость трещин.

Для получения высоких технико-экономических показателей использования подземных вод для интенсификации разработки нефтяных месторождений необходимо снижение капитальных и эксплуатационных затрат. Один из путей достижения этого - повышение производительности водозаборных скважин; однако этому препятствует интенсивный вынос породы призабойной зоны.

Количество песка в воде определяется выбранной схемой забора и закачки воды. Наилучшими способами устранения выноса песка являются принудительные внутрискважинные перетоки воды из пласта в пласт или использование для закачки воды водозаборов сравнительно небольшой единичной мощности.

Присутствие песка в воде вызывает эрозию оборудования водозаборных и нагнетательных скважин (особенно насосного), образование в скважинах песчаных пробок. Вынос песка из пласта связан с разрушением его призабойной зоны и может привести к деформации эксплуатационной колонны. Следовательно, возникает необходимость в ограничении выноса песка для увеличения работоспособности оборудования и предотвращения разрушения призабойных зон водозаборных и засорения призабойных зон нагнетательных скважин.

Сопоставление гранулометрического состава керна водоносных песчаников и извлекаемого из водозаборных скважин песка показывает, что его вынос происходит из-за разрушения призабойных зон пласта.

Интенсивный вынос песка в момент пуска скважин обусловлен высокими градиентами давления и скоростью фильтрации воды у перфорационных отверстий, а также тем, что приток воды, как правило, идет не по всему перфорированному интервалу пласта. Установлено, что основной объем жидкости поступает лишь из 10-30% перфорированной толщины, что значительно повышает действительную скорость ее движения в перфорационных каналах. При этом у стенок скважины, в интервале высокопродуктивных пропластков, она может превысить транспортирующую скорость, т.е. скорость, при которой переносятся песчинки из пласта в скважину.

Так, транспортирующая скорость воды для песка фракции 0,6 - 0,8 мм равна 18 см/с. При такой и больших скоростях частицы песка указанного размера перемещаются водой по фильтрационным каналам: она зависит, главным образом, от фракционного состава породы и степени ее сцементированности.

При разрушении призабойной зоны увеличивается ее проницаемость, поэтому градиенты давления в этой зоне уменьшаются и разрушение приостанавливается.

Для сохранения устойчивого свода в призабойной зоне пласта и предотвращения нарушения его скелета необходимо, чтобы 70-80% самых крупных фракций породы по весу оставались в пласте и только 20-30% частиц, причем мельчайших, выносились с потоком воды.

Оборудование для поддержания пластового давления

Для закачки воды в нефтяные пласты применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС), которые оборудованы насосными системами на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500 индустриальным способом. В зависимости от числа установленных насосных блоков подача БКНС составляет от 180 до 720 м3/сут. Конструкция насоса ЦНС-180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от 9,5 до 19 Мпа.

Насос ЦНС-180 - центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусной с односторонним расположением рабочих колесс подачей 280 м3/сут.

Насос ЦНС-500 - центробежный, горизонтальный, однокорпусной, восьмиступенчатый с подачей от 400 до 700 м3/сут.

В состав станции входят следующие технологические объекты: насосные блоки, блок дренажных насосов, блок низковольтной аппаратуры и управления, блоки напорных гребенок, распределительное устройство, трансформаторная подстанция, резервуар сточных вод, площадка для выката оборудования.

Блочные кустовые насосные станции бывают с замкнутым или разомкнутым циклом вентиляции двигателя. Первые предназначены для закачки морских или нефтепромысловых очищенных сточных вод, а с разомкнутым циклом - для поверхностных и подземных вод, не содержащих активных примесей. Каждый вариант отличается числом насосных блоков и блоков напорных гребенок и, кроме того, системой смазки насосных агрегатов - принудительной или с применением консистентной смазки.

Отопление и освещение помещений БКНС - электрическое. Машинный зал, составленный из состыкованных насосных блоков и блоков дренажных насосов, обогревается за счет тепла, выделяемого электродвигателями.

Насосный блок, обеспечивающий нагнетание воды в скважины системы поддержания пластового давления, имеет следующее технологическое оборудование: центробежный насос ЦНС, синхронные или асинхронные электродвигатели, трубопроводы, систему охлаждения, пост местного управления агрегатами, маслоустановки, манометровую колонну, систему аварийной остановки агрегатов.

Блок дренажных насосов предназначен для откачки из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод насоса и для откачки протечек технологической воды из дренажного блока в резервуар сточных вод.

Блок напорной гребенки предназначен для распределения и измерения расхода и давления технологической воды, подаваемой на нагнетательные скважины.

Блок низковольтной аппаратуры и управления предназначен для автоматического управления работой БКНС.

Осн.: 1. [53-64], 3. [193-200]

Контрольные вопросы:

1. Перечислите элементы типовой схемы водоснабжения системы ППД?

2. Чем оборудуются кустовые насосные станции?

Лекция №3. Поддержание пластового давления закачкой газа. Тепловые методы воздействия на залежь

3.1 Поддержание пластового давления закачкой газа

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка воды для ППД малоэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания. Однако в этих же условиях закачка сухого углеводородного газа, не взаимодействующего с породами коллектора, может оказаться достаточно эффективной, так как при этом обеспечиваются технически приемлемые параметры процесса, такие как приемистость и давление.

С энергетической точки зрения ППД закачкой газа - процесс более энергоемкий по сравнению с закачкой воды. Это означает, что на вытеснение единицы объема нефти при закачке газа затрачивается энергии больше, чем при вытеснении нефти водой, которое объясняется двумя главными причинами.

1. При закачке воды необходимое забойное давление создается как давлением воды на устье нагнетательной скважины, так и большим гидростатическим давлением водяного столба в скважине. При закачке газа, плотность которого значительно меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба мало примерно в 7-15 раз меньше, чем водяного. Поэтому необходимое забойное давление приходится создавать за счет увеличения давления на устье, вследствие чего возрастают затраты энергии на закачку газа в пласт.

2. При закачке газа, вследствие его большой сжимаемости, необходимый объем газа нужно предварительно сжать до забойного давления, на что расходуется большое количество энергии. Так как при закачке воды, вследствие ее несжимаемости, энергия на сжатие равна нулю.

Кроме того, некоторое количество нагнетаемого углеводородного газа растворяется в пластовой нефти, отчего общее количество закачиваемого газа увеличивается.

Поэтому ППД закачкой газа не нашло широкого распространения и применяется главным образом на истощенных нефтяных месторождениях, пластовое давление которых мало, или на неглубоких месторождениях.

При наличии на данном месторождении или поблизости мощного источника природного газа достаточно высокого давления его можно эффективно использовать для ППД. Это приводит к большому сокращению капитальных вложений, так как отпадает необходимость в строительстве компрессорных станций, и к сокращению энергетических затрат на закачку газа, составляющих главные статьи расходов на осуществление ППД закачкой газа в пласт. В качестве рабочего агента может быть использован не только сухой углеводородный газ, но и воздух, а также и углекислый газ CO2, если имеются его источники.

Использование углеводородного и углекислого газов более предпочтительно, так как их высокая растворимость в нефти приводит к снижению вязкости нефти на контакте с газом в пласте и увеличению коэффициента вытеснения. Кроме того, закачка чистого углеводородного газа, а тем более углекислоты более безопасна, чем закачка воздуха, при котором возможно образование взрывоопасных смесей с углеводородами.

Газ в нагнетательные скважины обычно закачивают через НКТ, спускаемые до верхней части фильтра колонны. Кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной перекрывается пакером, устанавливаемым в нижней части НКТ. Это делается для изоляции колонны, которая не всегда выдерживает высокие давления закачки, а на истощенных месторождениях обсадные колонны из-за коррозии бывают негерметичными.

Прорывы нагнетаемого газа в отдельные добывающие скважины увеличивают его удельный расход и энергетические затраты на процесс. Поэтому важно своевременное их выявление и устранение. Прорывы газа в добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости. Для их выявления следят за величиной газового фактора в добывающих скважинах и за химическим составом газа. Особенно просто выявляются такие прорывы при закачке воздуха, когда в извлекаемом газе резко увеличивается содержание азота, сопровождаемое увеличением газового фактора.

Борьба с прорывами нагнетаемого газа ведется уменьшением отборов жидкости из скважин, в которых отмечается прорыв. В результате чего возрастает забойное давление в скважине и снижается или полностью прекращается поступление газа. Иногда приходится полностью закрывать скважину, в которую произошел прорыв газа. В некоторых случаях борьбу с прорывами ведут со стороны нагнетательной скважины, в которую вместе с газом закачивают воду, нефть или другую вязкую жидкость, заполняющую проницаемый прослой и таким образом затрудняющую фильтрацию газа по такому прослою.

Осн.: 1. [71-76], 3. [204-207]

Контрольные вопросы:

1. Условия применения закачки газа?

2. Главные причины энергоемкости ППД закачкой газа?

3. Использование каких газов наиболее предпочтительно?

3.2 Тепловые методы воздействия на залежь

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

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

Методы теплового воздействия на пласт являются методами увеличения нефтеотдачи пластов.

Различают следующие основные виды тепловых методов.

1. Закачка в пласт горячих теплоносителей.

2. Создание внутрипластового подвижного очага горения.

3. Циклическая тепловая обработка призабойной зоны пласта.

Первые два технологических процесса относятся к методам воздействия на пласт, а третий имеет большее отношение к методам воздействия на призабойную зону пласта.

Наилучшими теплоносителями среди технически возможных являются вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией, т.е. теплосодержанием на единицу массы. Теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьшаются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления.

Теплопередача в пласте осуществляется конвективным и диффузионным способами. Конвекция осуществляется за счет потока горячей воды или пара а диффузия за счет теплопроводности пористой среды. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т.е. движение теплового фронта, и массоперенос, т.е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окружающих пород.

При закачке горячей воды в пласте формируются две зоны: зона с падающей температурой и зона, не охваченная тепловым воздействием, с первоначальной пластовой температурой.

При закачке пара формируется три зоны: первая зона с примерно одинаковой температурой, насыщенная паром, температура которой зависит от давления в этой зоне. Вторая зона - зона горячего конденсата (воды), в которой температура снижается от температуры насыщенного пара до начальной пластовой. Третья зона - зона, не охваченная тепловым воздействием, с пластовой температурой.

Вследствие расхода теплоты, содержащейся в теплоносителе, на прогрев пласта и окружающих пород тепловой фронт отстает от фронта вытеснения теплоносителя, причем чем меньше толщина пласта, тем отставание больше при прочих равных условиях. Это объясняется тем, что при малой толщине пласта доля потерь теплоты в кровлю и подошву пласта больше и охлаждение теплоносителя происходит быстрее.

Однако такое отставание теплового фронта зависит еще и от теплофизических и коллекторских свойств пласта и теплоносителя, а также от эффективности вытеснения нефти водой.

При закачке пара также происходит отставание температурного фронта от фронта вытеснения. Однако за счет скрытой теплоты парообразования при конденсации пара прогретая зона пласта увеличивается в 3-5 раз в зависимости от сухости нагнетаемого пара и давления по сравнению с закачкой горячей воды. В этом заключается одно из преимуществ использования пара по сравнению с горячей водой в качестве теплоносителя.

При закачке горячей воды в зоне, не охваченной тепловым воздействием, происходит вытеснение нефти водой в изотермических условиях, а нагретой зоне, в которой температура изменяется от пластовой до температуры воды на забое скважины, - в неизотермических. При этом понижается вязкость нефти, улучшается соотношение подвижностей нефти и воды, происходит тепловое увеличение объема нефти и ослабление молекулярно-поверхностных сил. Все это приводит к увеличению нефтеотдачи.

При закачке пара в зоне конденсации механизм вытеснения аналогичен механизму вытеснения при закачке горячей воды. В первой зоне благодаря высокой температуре происходит частичная разгонка легких компонентов нефти и переход их из зоны пара в зону конденсаций, что также приводит к еще большему увеличению нефтеотдачи.

Роль каждого из перечисленных факторов зависит как от температурной обстановки в пласте, так и от физико-химических свойств пластовой нефти - плотности, вязкости, наличия легких компонентов и пр.

Техника закачки теплоносителя в пласт

Приготовление горячих теплоносителей для закачки их в пласт может осуществляться как на поверхности, так и на забое нагнетательной скважины.

Имеются нагреватели погружного типа. В них смесь газа с воздухом горит непосредственно в воде. Нагреватель устанавливается перед КНС. В нем осуществляется контактный нагрев морской воды, подаваемой центробежным насосом. Образующийся в нагревателе шлам периодически удаляют из котла продувкой. Нерастворимые газообразные продукты горения отделяются в специальном сепараторе и сбрасываются в атмосферу или используются для предварительного пологрева холодной воды. К.п.д. погружных нагревателей достигает 0,92 - 0,95. В подогревателе поддерживается небольшое давление, создаваемое насосом, для транспортировки воды и недопущения ее вскипания. Воздух и газ в горелки подается в необходимой пропорции и количествах, зависящих от расхода воды и установленного режима работы.

Насос, нагреватель и сепаратор снабжены соответствующей автоматикой, регулирующей параметры работы отдельных узлов установки и обеспечивающей необходимые соотношения между температурой, давлением, расходами воды, газа и воздуха.

При закачке горячей воды, особенно при высоких устьевых температурах, трубы, через которые ведется закачка, и все системы горячего водоснабжения испытывают значительные температурные деформации , так как при эксплуатации системы неизбежны остановки и охлаждения. В таких условиях аппаратура должна обеспечивать не только нужную прочность сооружения, так как вода закачивается при давлениях до 20 Мпа и температурах до 200 оС, но и возможность относительного перемещения НКТ в устьевом сальнике. Соединение арматуры с водоводом делается шарнирным.

При закачке теплоносителя в пласт, особенно такого как пар, башмак НКТ герметизируется специальным термостойким пакером для предотвращения попадания в затрубное пространство скважины закачиваемого пара или воды, что снижает теплопотери в стволе скважины.

Закачка пара в пласты используется в несколько больших масштабах, чем закачка горячей воды. Применяется как непрерывная закачка пара через систему нагнетательных скважин, так и циклическая в добывающие скважины для прогрева призабойной зоны и последующего перевода скважины на режим отбора жидкости. Для закачки пара используются передвижные и стационарные парогенераторные и котельные установки.

На каждой установке предусмотрены системы подготовки и подачи топлива (газ, нефть) и воздуха, а также необходимая автоматика и контрольно-измерительная аппаратура для автоматического или полуавтоматического регулирования подготовки пара. К обязательным элементам процесса подготовки пара в парогенераторной установке относятся:

1. Предварительная фильтрация питательной воды через осветительный фильтр для удаления механических примесей.

2. Фильтрация питательной воды через натрий-катионитовые фильтры для умягчения воды, т.е. для удаления из нее солей жесткости. При снижении смягчающей способности катионитов последнюю востанавлтвают пропусканием через катионит раствора поваренной соли.

3. Деаэрация для удаления из воды агрессивных газов и кислорода. Деаэрация может быть горячей и холодной, высокого и низкого давления. Для связывания остаточного кислорода в воду вводят химические реагенты (гидрозингидрат или гидрозинсульфат).

4. Подача подгтовленной воды насосом высокого давления в прямоточный паровой котел для генерации пара нужной температуры и давления обычно с сухостью около 80 %. Это позволяет снизить требования к процессу смягчения воды, так как оставшиеся растворенные соли удерживаются в капельной влаге котловой воды и уносятся вместе с паром.

Применяются передвижные паронагревательные установки ППГУ-4/120, ППГУ-4/120М, «Такума», КSK, которые состоят из двух блоков: парогенераторного и водоподготовки, работа которых полностью автоматизирована.

При непрерывной закачке теплоносителя, даже такого как вода, пласт прогревается медленно. За год прогретая зона составляет несколько десятков метров, причем основное количество вносимой теплоты локализуется не перед областью вытеснения, а позади ее. При непрерывной закачке пара, на генерацию которого расходуется больше топлива, чем на подогрев воды, и массовое теплосодержание которого больше, чем у воды, зона прогрева будет несколько больше.

Таким образом, закачка теплоносителя может быть эффективной при малых глубинах залегания пластов и незначительных расстояниях между нагнетательными и добывающими скважинами.

Осн.: 1. [76-86]

Контрольные вопросы:

1. Основные методы теплового воздействия на пласт?

2. Сколько зон формируются в пласте при закачке горячей воды?

3. Какие зоны формируются в пласте при закачке пара?

3.3 Внутрипластовое горение

Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.

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

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

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

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

4.Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.

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

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

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

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

При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон.

1. Выгоревшая зона со следами несгоревшй нефти или кокса, в которой закаченный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне, после прохождения фронта горения.

2. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300-500 оС. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции.

3. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.

4. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как углекислый газ СО2, окись углерода СО и азот N2.

5. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента - нефть, воду и газы.

6. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной.

7. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой.

Термодинамический и гидродинамический расчеты процесса внутрипластового горения представляют сложную задачу, имеются приближенные методы расчета параметров процесса. Горение в пласте происходит в результате выгорания коксоподобного остатка, крекинга и разгонки нефти, на что расходуется от 5 до 15% запасов пластовой нефти. Это количество зависит от пластовых параметров, химического состава нефти и других факторов. Экспериментально определяется количество коксового остатка на единицу объема пласта. Затем расчетным путем или также экспериментально определяется количество окислителя - воздуха, необходимого для сжигания единицы массы коксового остатка. Причем считается, что не весь кислород воздуха используется на процесс, а только часть. Это учитывают введением коэффициента использования воздуха, равного 0,8 - 0,9. По мере расширения фронта горения в пласте количество нагнетаемого воздуха соответственно должно увеличиваться.

Горение косоподобного остатка нефти происходит при температуре около 375 оС. Для поддержания такой температуры, а следовательно, непрерывного горения необходимо сжечь от 20 до 40 кг кокса на 1 м3 породы. Такое количество кокса могут дать только тяжелые нефти с относительной плотностью выше 0,870. Легкие нефти не дают нужного для процесса количества коксоподобного остатка. С другой стороны, очень тяжелые нефти, с относительной плотностью свыше 1, также приводят к неэффективности процесса, поскольку в этом случае содержание кокса в нефти чрезмерно велико и объем вытесняемой нефти может оказаться незначительным.

Для сжигания 1 кг кокса требуется примерно 11,3 м3 воздуха при 100%-ном использовании кислорода воздуха. Однако для расчетов принимают коэффициент использования от 70 до 90%. Таким образом, для обеспечения процесса горения на 1 м3 породы, содержащей от 20 до 40 кг кокса, потребуется примерно от 325 до 500 м3 воздуха.

Воспламенение кокса в пласте происходит либо принудительно, либо самопроизвольно. Для розжига пласта используются забойные газовые горелки, забойные электронагреватели и зажигательные химические смеси. Дальнейшее поддержание горения осуществляется закачкой необходимого количества окислителя - воздуха.

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

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

Учитывая, что при генерации пара в зоне внутрипластового очага горения при испарении связанной воды пар способствует наиболее полному вытеснению нефти из плохопроницаемых зон, предложено в нагнетаемый воздух добавлять некоторое количество распыленной влаги для генерации пара в зоне горения. При избытке кокса и при малом количестве связанной воды такое мероприятие может привести к некоторому понижению температуры в зоне горения и переносу теплоты в зону, расположенную впереди фронта горения, за счет испарения воды и последующей ее конденсации. Кроме того, добавление некоторого количества воды снижает удельный расход воздуха, а следовательно, и мощности компрессорной станции. Имеются данные, указывающие, что при влажном горении удается снизить удельный расход воздуха в 1,5 - 3 раза.

Контроль за процессом горения в пласте осуществляется как с помощью измерения температур на забоях добывающих и специальных наблюдательных скважин, так и путем анализа выходящих газов, главным образом на содержание в них углекислого газа СО2 .

Осн.: 1. [86-89]

Контрольные вопросы:

1. Какие процессы происходят в результате создания теплового фронта в пласте?

2. Сколько зон формируются при внутрипластовом горении?

3. Что такое прямоточный процесс внутрипластового горения?

4. Что такое противоточный процесс внутрипластового горения?

5. Какие виды внутрипластового горения различают?

Лекция №4. Подготовка скважин к эксплуатации

4.1 Техника перфорации скважин

Конструкция скважины в виде сплошной эксплуатационной колонны, перекрывающей продуктивный пласт, с заливкой цементом затрубного пространства от забоя до нужной высоты для перекрытия верхних водяных горизонтов наиболее широко применяется из-за ее экономичности.

Против продуктивного пласта простреливают отверстия. Эта операция называется перфорацией, а применяемые аппараты - перфораторами. Для получения отверстий в обсадной колонне и цементном кольце применяют пулевые, торпедные (снарядные), беспулевые (или кумулятивные) и гидропескоструйные перфораторы.

Пулевые перфораторы имеют следующие разновидности.

1. Перфораторы залпового действия, у которых все стволы выстреливают одновременно - залпом. Такие перфораторы лучше всего применять при простреле мощных пластов, если не требуется избирательного прострела отверстий.

2. Перфораторы последовательного действия, у которых последующий ствол выстреливает лишь после выстрела предыдущего. Эти перфораторы применяют в тех случаях, когда необходимо ослабить действие выстрела на обсадную колонну, предохраняя ее от возможных деформаций или появления трещин.

3. Перфораторы селективного, или раздельного, выборочного действия, дающие возможность выстрелить по одной пуле поочередно из каждого ствола в любой последовательности. Такие перфораторы применяют для прострела тонких продуктивных пропластков, чередующихся с водоносными или глинистыми слоями.

Недостатком пулевой перфорации является то, что не всегда все выстрелы оказываются эффективными в связи с быстрой потерей энергии пулями при их ударе о трубы.

Торпедные перфораторы обеспечивают лучшее вскрытие пласта, имеющие большую пробивную способность. В отличие от пулевых торпедные перфораторы вместо пуль заряжаются небольшими снарядами замедленного действия. Снаряд, пробив колонну и цементное кольцо, входит на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, создавая дополнительные трещины.

Кумулятивные перфораторы создают отверстия в колонне не пулями и не снарядами, а фокусированной волной, образованной взрывным разложением кумулятивного заряда. Кумулятивный заряд это шашка мощного спрессованного порошкообразного взрывчатого вещества, которая имеет выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Поверхность выемки облицовывают тонким слоем меди. При взрыве создается направленная струя, состоящая из расплавленного металла кумулятивной выемки, смешанного с газообразными продуктами взрыва. Взрывная струя имеет большую пробивную силу.

Беспулевая (кумулятивная) перфорация обеспечивает более надежное вскрытие пласта и улучшает его проницаемость вследствие образования более глубоких каналов, а также создает отверстия в колонне и в цементном кольце без повреждения последних.

При выборе способа перфорации необходимо учитывать следующее:

- кумулятивную перфорацию целесообразно применять в твердых породах в условиях наиболее трудного сообщения ствола скважины с пластом;

- пулевую перфорацию применять при неплотных породах и слабо сцементированных песчаниках;

- снарядную перфорацию применять при относительно плотных и малопроницаемых породах;

Нужно иметь в виду, что пули и снаряды деформируют колонну и вызывают образование трещин в цементном кольце и в породе, хотя в отдельных случаях образование трещин в породе - благоприятный фактор, облегчающий приток жидкости к стволу скважины.

Для вскрытия пласта применяют гидропескоструйный метод перфорации. Аппарат, производящий перфорацию называется гидропескоструйным перфоратором. При такой перфорации жидкость, содержащую твердые абразивные частицы, прокачивают через ряд сопел аппарата с давлением от 15 до 30 МПа и выше. Превращение давления в кинетическую энергию сообщает очень высокую скорость зернам песка, которые истирают поверхность стенки обсадной трубы, потом пробивают цементное кольцо и далее проникают в пласт на значительную глубину. Сила струи по мере удаления от сопла уменьшается и на некоторой глубине становится равной нулю. В породе вымываются каверны, размеры которых зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи.

Песчано-жидкостная смесь готовится тремя способами:

- с повторным использованием песка и жидкости (закольцованная схема);

- со сбросом отработанного песка с повторным использованием жидкости:

- со сбросом жидкости и песка.

Наиболее экономична закольцованная схема, так как при этом расходы жидкости и песка минимальные. Кроме того, при использовании специальных жидкостей (нефть, раствор кислоты, глинистый раствор и др.) не загрязняется территория. Так на Узеньском месторождении при работе по кольцевой схеме было израсходовано 20 м3 воды и 4,1 т песка, а при работе со сбросом воды и песка потребовалось 275 м3 воды и 14 т песка.

Замкнутая схема предусматривает также необходимые операции по промывке скважин как через колонну НКТ, так и через кольцевое пространство. Обязательным элементом схемы обвязки является установка обратных клапанов на выкидных линиях агрегатов и лубрикатора для ввода шаров-клапанов пескоструйного аппарата.

В качестве рабочей используют различные жидкости, исходя из условий ее относительной дешевизны, предотвращения ухудшения коллекторского свойства пласта и открытого фонтанирования. Состав жидкости устанавливают в лабораториях. Для целей гидропескоструйной перфорации используют воду, 5-6%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, дегазированную нефть, пластовую сточную или соленую воду с поверхностно-активными веществами, промывочный раствор. В случае если плотность рабочей жидкости не обеспечивает глушение скважины, добавляют утяжелители: мел, бентонит и др.

Осн.: 1. [100-113], 3. [43-61]

Контрольные вопросы:

1. Что такое перфорация?

2. Какие существую перфораторы?

3. Сколько существуют способов приготовления песчано-жидкостной смеси при гидропескоструйной перфорации?

4.3 Методы освоения нефтяных скважин

Освоение скважины -- комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения -- восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальные давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока:

- тартание,

- поршневание,

- замена скважинной жидкости на более легкую,

- компрессорный метод,

- прокачка газожидкостной смеси,

- откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

Тартание--это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества.

Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень или сваб спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25--37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3--4 шт.), армированные проволочной сеткой; При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75-- 150 м. Поршневание в 10--15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину

(1)

где --плотность глинистого раствора; --плотность промывочной жидкости; L --глубина спущенных НКТ; --средний угол кривизны скважины.

Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением и при наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из формулы (1), при смене глинистого раствора ( =1200 кг/м3) на нефть ( =900 кг/м3) максимальное снижение давления составит всего лишь 25 % от давления, создаваемого столбом глинистого раствора.

Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, применяют дополнительно поршневание для отбора части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.

Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора.

При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое рз. При рз<рпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины. Однако применение компрессорного способа освоения ограничено в скважинах, пробуренных в рыхлых и неустойчивых коллекторах. В некоторых районах возникает необходимость освоения скважин глубиной 4500--5500 м, а увеличение глубины также ограничивает использование компрессорного способа.

Для более полного использования пластовой энергии, выноса жидкости с забоя и возможных промывок скважин башмак НКТ опускают до верхних перфорационных отверстий. Чтобы оттеснить уровень жидкости до башмака НКТ, особенно при больших глубинах, нужны компрессоры, развивающие давление в несколько десятков мегапаскалей. Это осложняет освоение. Поэтому в колонне труб на заранее определенной глубине делают так называемое пусковое отверстие (пусковые муфты или пусковой клапан). Опускающийся в межтрубном пространстве уровень жидкости обнажает это отверстие, нагнетаемый газ поступает через него в НКТ и разгазирует столб жидкости выше отверстия. Если давление внутри НКТ на уровне отверстия после разгазирования обозначить р1, то забойное давление рс будет равно

, (2)

где H -- глубина забоя (до верхних перфораций); L -- глубина пускового отверстия; -- плотность скважинной жидкости; -- средний угол кривизны скважины.

Забойное давление до нагнетания газа равно

. (3)

Вычитая из (3) (2), найдем депрессию на пласт

(4)

Чем больше давление, развиваемое компрессором, тем на большей глубине L может быть предусмотрено пусковое отверстие или башмак НКТ, а следовательно, больше при прочих равных условиях.

Однако с увеличением L увеличивается и р1, которое, вообще говоря, зависит от расхода газа, но оно не может быть снижено менее чем до 7--10% от гидростатического давления, определяемого первым слагаемым в (4). Поэтому для освоения глубоких скважин требуются компрессоры, развивающие высокое давление. В момент оттеснения уровня жидкости к башмаку НКТ или пусковому отверстию давление в межтрубном пространстве, а следовательно и на выходе компрессора максимально. По мере разгазирования жидкости а НКТ давление р1 (внутри НКТ на уровне отверстия) будет снижаться и давление на забой падать.

Поэтому процесс освоения рассчитывают на этот, так сказать, критический момент.

Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление.

Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре. Процесс этот сложный. Однако можно записать уравнение баланса давлений с усредненными параметрами смеси и расхода.

При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3--0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных, расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8 -- 1 м/с.

Для выноса с забоя тяжелых осадков (глинистого раствора, утяжелителя и частиц породы) обычно применяется обратная промывка. Поэтому закачка ГЖС, которая осуществляется после промывки, также производится по схеме обратной промывки без изменения обвязки скважины.

Освоение скважинными насосами. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШСН или ПЦЭН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины рс<рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости--нефти и размещения насосного агрегата и емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В заключение необходимо отметить, что в различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

Осн.: 1. [113-133], 3. [62-94]

Контрольные вопросы:

1. Что такое освоение нефтяных скважин?

2. Что является целью освоения?

3. Сколько существуют основных способов вызова притока?

Лекция №5. Методы воздействия на призабойную зону скважины

5.1 Химические методы воздействия на призабойную зону скважины

Призабойная зона скважины (ПЗС) является областью, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. В этой области линии тока сходятся при извлечении жидкости и расходятся при закачке; скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Важно сохранить ПЗС в таком состоянии, чтобы энергия, расходуемая на преодоление фильтрационных сопротивлений ПЗС, была бы мала как при отборе жидкости из пласта, так и при нагнетании в пласт. Бурение скважины уже влияет на напряженно-деформированное состояние горной породы призабойной зоны. Перфорация обсадной колонны сопровождается кратковременным воздействием на ПЗС ударных волн различных частот, которые воздействую на кристаллы, слагающие породу, и вызывают пьезоэлектрический эффект на гранях этих кристаллов. Возникающее электрическое поле, в зависимости от его полярности, интенсивности и продолжительности существования, может либо тормозить, либо способствовать фильтрации, влиять на формирование аномальных жидкостных слоев на границе с поверхностью пор пласта.

В процессе добычи нефти вся извлекаемая пластовая жидкость проходит через призабойные зоны добывающих скважин и вся нагнетаемая в пласты вода - через ПЗС нагнетательных скважин.

Эти процессы происходят при температурах и давлениях, отличных от тех, при которых эти жидкости были первоначально на поверхности или в пласте. В результате в ПЗС, как в фильтре, могут откладываться как различные углеводородные компоненты - смолы, асфальтены, парафины и др. - , так и различные соли, выпадающие из растворов в результате нарушения термодинамического равновесия.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится гидравлический разрыв пласта.