Автор: Пользователь скрыл имя, 21 Февраля 2013 в 19:15, курсовая работа
Цель работы:
1. Изучить термические методы увеличения нефтеотдачи;
2. Рассмотреть методику и проблемы их реализации на практике;
3. Проанализировать эффективность применения тех или иных методов на месторождениях Западной Сибири и, в частности, на Ямале.
1.Горение вдоль разлома.
Применение внутрипластового горения после создания трещин в теле пласта. На одном из месторождений битуминозных осадочных пород в шт. Кентукки (США) была предпринята попытка изучения внутрипластового горения, инициированного после создания горизонтальных трещин в призабойных зонах четырех добывающих скважин, пробуренных на экспериментальном участке. Трещины были образованы при нагнетании воздуха и расширены с помощью закачанных в пласт геля и отсортированного песка, служащего закрепляющим веществом в песчаной слабосцементированной породе.
Горение распространялось в результате нагнетания воздуха под давлением, превышающим порог трещинообразования. Однако потери флюидов на расположенных поблизости границах пласта и значительная неоднородность распределения углеводородов препятствовали расширению работ.
2.Последовательное использование паротеплового воздействия и внутрипластового горения.
Последовательное использование методов паротеплового воздействия и внутрипластового горения весьма эффективно при добыче битумов, залежи которых обладают малой проницаемостью вследствие низкой подвижности пластовой нефти.
3. Внутрипластовое горение с нагнетанием воздуха, обогащенного кислородом.
Нагнетание в пласт воздуха, обогащенного кислородом, или чистого кислорода (возможно совместно с нагнетанием воды) может привести к повышению эффективности внутрипластового горения. Действительно, при нагнетании воздуха в пласт подается значительное количество азота, не принимающего участия в процессе. Более того, как было отмечено в ряде работ, приемистость скважины не всегда позволяет закачать в пласт требуемое количество воздуха. Снижение же газового фактора при нефтедобыче может привести к ухудшению продуктивности скважин - параметру, часто налагающему ограничения на разработку месторождений тяжелой нефти [3].
3. Нагнетание теплоносителей.
3.1. Теоретические основы процессов.
Для повышения нефтеотдачи
В промысловых условиях неоднократно ставились эксперименты по вытеснению нефти какой-либо нагретой жидкостью, водяным паром или непосредственно водой. При непрерывном нагнетании теплоносителя (система нагнетательная—добывающая скважины) не вся подводимая тепловая энергия расходуется на увеличение нефтеотдачи. Некоторая, достаточно заметная ее часть теряется из-за тепловых потерь: при течении теплоносителя по участку обсадной трубы скважины, проходящему через верхние слои грунта; в кровлю и подошву нефтяного пласта непосредственно в ходе нагнетания в пласт; при повышении температуры нефтяного коллектора.
Использование только одной скважины попеременно в качестве нагнетательной и эксплуатационной значительно снижает отрицательное влияние перечисленных факторов на тепловую эффективность данного метода, позволяя лучше использовать подводимую к месторождению тепловую энергию. Такой метод теплового воздействия называется циклическим. Как и при непрерывном нагнетании, в этом процессе теплоносителем обычно служит водяной пар.
При термическом воздействии на нефтяной пласт с помощью теплоносителя по профилю температур или по водонефтенасыщенности можно выделить несколько зон, где действуют различные физические механизмы.
3.2. Вытеснение нефти нагретой водой.
Нагнетаемая в пласт вода охлаждается при контакте с несущей породой и имеющимися в пласте жидкостями. При достаточно установившемся процессе различают две основные рабочие зоны [3]. В зоне 2 нефть вытесняется водой, температура которой равна температуре пласта. Нефтенасыщенность в заданной точке снижается с течением времени и при определенных условиях может достигнуть величины остаточного насыщения, зависящей от температуры в зоне 2. В каждой точке зоны 1 температура непрерывно растет, что обычно приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности.
Рис. 10. Профили водонасыщенности и температуры при одномерном вытеснении нефти горячей водой в отсутствии испарения легких фракций нефти.
3.3. Вытеснение нефти насыщенным водяным паром.
Различают три основные зоны, пронумерованные в направлении течения теплоносителя [3]. Зона 1. В начале зоны конденсации сосуществуют три фазы: вода, смесь жидких углеводородов и газ. Температура близка к постоянной, медленно снижается при удалении от границы ввода пара в соответствии с зависимостью температуры насыщения от давления. Нефтенасыщенность также изменяется за счет гидродинамического вытеснения нефти из этой зоны или вследствие испарения легколетучих компонентов. Зона 2 (конденсация). В этой зоне пары воды и углеводородные фракции конденсируются при их контакте с холодным коллектором. Зона 3. Процессы в этой зоне аналогичны процессам, происходящим при вытеснении горячей водой. Однако объем, занимаемый единицей массы пара, гораздо больше, чем объем единицы массы воды; а так как объем зоны 1 (зоны пара) в ходе вытеснения возрастает, скорость воды в зоне 3 в данном случае значительно выше, чем при нагнетании внутрь залежи непосредственно воды той же температуры и с тем же массовым расходом.
3.4. Пароциклическое воздействие на скважину.
Этот метод, используемый иногда наравне с методом непрерывного вытеснения нефти, включает три последовательные фазы, образующие цикл, который может быть повторен [3].
Фаза нагнетания. Развитие процесса в этой фазе, когда пар нагнетают в область залегания нефтяного пласта, идентично развитию процесса вытеснения.
Фаза ожидания. В течение этой фазы скважина закрыта. Привнесенная тепловая энергия переходит в пласт, пар конденсируется, отдавая свое тепло коллектору и нефти, находящейся в зоне нагнетания.
Рис.11. Схема двух циклов паротеплового воздействия на скважину:
1 – нагнетание пара, 2 – время ожидания, 3 – извлечение нефти.
Фаза извлечения нефти. Уровень добычи нефти после откачки части сконденсировавшейся воды заметно превышает уровень ее добычи до нагнетания пара. В этот период (в отличие от процесса непрерывного вытеснения нефти) все текучие вещества - сначала сконденсировавшаяся вода, а затем нефть - нагреваются по мере приближения к нефтяной скважине. Эффективность процесса зависит от существования в этой зоне повышенной температуры, максимум которой достигается в непосредственной близости от скважины, т.е. в области, где тепловые потери при нагнетании пара наиболее существенны.
3.5. Технология нагнетания теплоносителей в промышленных условиях.
При нагнетании теплоносителя необходимо решить ряд специфических технологических проблем: размещение теплогенерирующего оборудования для обеспечения требуемого уровня теплофизических параметров теплоносителя — давления, температуры, сухости пара, предварительной обработки воды, поступающей в парогенератор, проектирования скважин так, чтобы они выдерживали любые термические нагрузки, обработки добытой нефти [2,3].
Рис 12. Одна из схем установки для подготовки воды.
1 - повторно используемая вода; 2 — резервуар; 3 — аварийный резервуар; 4 — струйный насос; 5 — флотационная камера; 6,7 — баки-отстойники; 8 — резервуар дли сбора воды объемом 800 м; 9 — фильтр насоса; 10 — фильтры из диатомовой крошки; 11 — блоки контроля примесей; 12 — блок-гаситель пены; 13 —блок подачи ингибитора; 14 — вакуумный деаэратор; 15 — вакуумные насосы; 16 — бустерный насос; 17 — блок подачи сульфата кобальта; 18 — резервуар с SO2 объемом 38 м3; 19 — резервуар с отфильтрованной водой объемом 800 м; 20 —питательные насосы; 21 — прибор для кислородного контроля; 22 — к блоку умягчения воды.
Сухость пара, получаемого на парогенераторах, используемых в промысловых условиях, составляет, как правило, 80-85%, что обусловливает требования к обработке воды, поступающей в них. Тщательность обработки воды зависит от того, из какого источника ее забирают.
Удаление из воды растворенных в ней кислорода и углекислого газа обычно достигается термической и химической обработками. Иногда же используют только химические методы связывания кислорода.
В парогенераторе давление обработанной воды доводится при помощи многоступенчатого насоса с постоянной пропускной способностью до величины, необходимой для нагнетания в скважины теплоносителя.
3.6. Специальные методы нагнетания пара.
1. Нагнетание пара в водоносный слой, лежащий под нефтеносным. Нагнетание пара в водоносный слой небольшой толщины [3], расположенный под пластом, содержащим вязкую нефть, и связанный с этим пластом, позволяет повысить уровень нефтедобычи, преодолев трудности, вызываемые слабой прие-мистостью скважин. Эксперименты доказали возможность достижения высоких уровней нефтедобычи при таком методе нагнетания, если разрабатываемый нефтеносный пласт характеризуется повышенным содержанием битума.
Искусственное образование трещин — один из способов увеличения прие-мистости нагнетательной способности скважин. В таких условиях образование разломов между скважинами было достигнуто при нагнетании воды, в которую с учетом свойств коллектора не было введено никаких добавок или укрепляющих реагентов. После гидроразрыва пласта в него нагнетается пар под давлением, превышающим горное.
2. Нагнетание парогазовой смеси.
На ряде месторождений нагнетали в пласт парогазовые смеси различных концентраций [2,3]. Добавление газа приводит к изменению относительной проницаемости, способствует поддержанию давления, а также в известных случаях воздействует на саму нефть в результате растворения и химических реакций газа с ее фракциями. Для одновременного нагнетания в пласт пара и продуктов сгорания разработаны специальные парогазогенераторы. На вход в парогазогенератор горючий газ и вода подаются соответственно компрессором и насосом. В комплект установки входят камера сгорания высокого давления и испаритель, в котором из воды при ее непосредственном контакте с продуктами сгорания образуется пар.
Для повышения нефтеотдачи месторождений очень вязкой нефти предложено нагнетать совместно с паром метан (или природный газ), двуокись углерода или воздух. В лабораторных условиях исследовался эффект подачи в пласт во время цикла паротеплового воздействия небольших порций воздуха, метана или двуокиси углерода.
Рост извлечения нефти при нагнетании газа приходился на момент, когда уровень добычи из данного месторождения становился очень низким; наилучшие результаты получены при нагнетании воздуха и метана.
3. Нагнетание пара совместно с растворителем.
Этот метод особенно привлекателен при добыче очень вязкой нефти, когда невозможно получить необходимую вязкость только термической обработкой. Использование растворителей позволяет также создать связь между скважинами и повысить их приемистость и производительность. Растворители не должны осаждать асфальтены сырой нефти и обязаны эффективно понижать ее вязкость. Стоимость растворителей обусловливает их выбор.
4. Использование добавок при нагнетании пара.
Для решения некоторых специфических задач [1,3] (например, для стабилизации глинистого слоя и предотвращения его набухания) иногда в пласт вместе с паром подают некоторые химические добавки. Сила тяжести и неоднородность среды в равной степени оказывают неблагоприятное воздействие на эффективность вымывания нефти из пласта. Для сглаживания таких неблагоприятных эффектов прибегали к использованию пенообразования, добавляя к нагнетаемому пару поверхностно-активные вещества и, в некоторых случаях, неконденсирующиеся газы (азот, метан и т.д.). При этом необходимо следить за способностью используемых веществ к пенообразованию при термодинамических условиях, сформировавшихся в пласте.
Отметим, наконец, что предложено нагнетать растворы полимеров или их гелей и для ограничения проникновения пара в слои со слишком высокой проницаемостью. Эта методика успешно прошла испытания на месторождениях, нефтеносные пласты которых обрабатываются водяным паром низкого давления, причем термическая стабильность используемых веществ в данном случае была достаточно удовлетворительной.
4. Нетрадиционные области использования тепловой энергии при эксплуатации нефтяных месторождений.
Нагнетание в пласт водяного пара или горячей воды и внутрипластовое горение считаются традиционными термическими методами, но существуют также иные направления использования тепловой энергии при разработке нефтяных месторождений.
4.1. Прогрев скважин.
Прогрев скважин [2,3] - давно известный метод, широко используемый для улучшения нефтеотдачи малодебитных скважин при разработке месторождений вязкой нефти или для очистки скважин от отложений парафинов.
Повышение дебита скважины при ее прогреве можно достичь установкой в скважине в интервале пласта электронагревателя или горелки.
Прогрев паром является одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8—15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктивного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 35 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа·с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900 — 930 кг/м.
Перед закачкой пара проводят исследование скважин: замер дебита нефти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. Затем промывают забой, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500 — 600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компенсатора с телескопическим устройством.