Термические методы интенсификации

6. Сравнение термических и других методов повышения нефтеотдачи в условиях месторождений Западной Сибири.

Для определения эффективности  методов повышения нефтеотдачи  проводят гидродинамические, геофизические  и другие геолого-промысловые исследования нагнетательных и добывающих скважин  до начала и в процессе осуществления мероприятия [3].

Объем и виды промысловых исследований устанавливаются в зависимости от применяемого способа повышения нефтеотдачи. Главными видами являются снятие индикаторных кривых добывающих и нагнетательных скважин, замеры устьевого и забойного давлений, дебитов нефти, воды и приемистости нагнетательных скважин, отбор и исследование проб нефти, газа и воды.

Наиболее важно в оценке эффективности методов установление прироста в добыче нефти, получаемой за счет внедряемого метода повышения нефтеотдачи. Эта задача решается сравнением фактически полученной добычи нефти с ожидаемой без осуществления метода повышения нефтеотдачи. Заметим, что эта задача может решаться по отдельным скважинам или группе скважин, на которых выявлено возрастание добычи в связи с проведением мероприятия повышения нефтеотдачи.

Расчет прироста в добыче нефти — основа для определения экономической эффективности мероприятий по повышению нефтеотдачи с оценкой себестоимости добычи нефти, прибыли, приведенных затрат.

Можно утверждать, что термические методы являются наилучшими при разработке месторождений нефти, вязкость которой в пластовых условиях превышает 1000 сПз при не слишком большой глубине залегания нефтеносного пласта (глубина залегания менее 1500 м). Они представляют интерес и для добычи менее вязкой нефти, так как поступающая в пласт тепловая энергия распространяется за пределы области, непосредственно обрабатываемой теплоносителем, что способствует повышению подвижности нефти даже в относительно неоднородных пластах.

Если вязкость нефти  в пластовых условиях составляет 10—1000 сПз, для увеличения добычи можно  прибегнуть к нагнетанию в пласт  частично растворимого СО₂ при условии существования неподалеку от месторождения источника дешевого углекислого газа достаточной мощности, а также при наличии требуемого уровня пластового давления.

Если на месторождении  возможно применение как термических, так и химических методов, первые из них предпочтительнее вследствие большей их изученности и, следовательно, меньшей степени связанного с их использованием риска.

Для месторождений, разрабатываемых  в условиях вечномерзлых грунтов, весьма актуальны вопросы предупреждения теплового загрязнения окружающей, среды, которое приводит к нарушению  экологического равновесия в природе с серьезными последствиями для безопасного ведения работ по разработке месторождения.

При разработке месторождений  с использованием тепловых методов  в условиях вечномерзлых пород должны проводиться мероприятия, снижающие  теплопотери в окружающую вечномерзлую среду. Это достигается использованием теплоизолирующих материалов с малой теплопроводностью, а в отдельных случаях заколонное пространство скважин охлаждается посредством специальных холодильных установок. Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью паропередвижных установок или электронагревателей. Практически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 — 30 м³ горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90 — 95 °С. Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

Продавливание горячей жидкости в  призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного  подъемного оборудования и спуска насосно-компрессорных  труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами.

Также весьма эффективным  и широко распространённым методом  увеличения нефтеотдачи в условиях Крайнего Севера является прогрев скважин  перегретым водяным паром.

 

7. Техника безопасности при проведении работ по термической интенсификации притока флюида к забоям скважин.

При проведении работ по повышению нефтеотдачи должны строго соблюдаться общие требования техники безопасности, вытекающие из действующих правил и инструкций нефтегазодобывающей промышленности.

Основные положения, регламентирующие технику безопасности [4]:

1. Техника безопасности  при внутрипластовом горении.

2. Техника безопасности  при тепловой обработке.

3. Техника безопасности  при обработке горячими нефтепродуктами.

4. Техника безопасности  при обработке забойными электронагревателями.

8. Мероприятия по охране труда и окружающей среды при осуществлении методов повышения нефтеотдачи.

Меры безопасности и охраны окружающей среды при тепловых методах повышения нефтеотдачи сводятся к следующему [3,4].

При закачке горячей  воды и пара наряду с общими мерами безопасности при работе с тепловыми источниками рабочие должны быть обучены обращению с запорной и измерительной аппаратурой, нагретой до высоких температур (100—200 °С). Кроме того, объекты теплоснабжения (печи, паровые котлы) — источники загрязнения окружающей среды продуктами сгорания топлива (S0₂, N0₂, СО), которые в благоприятных метеорологических условиях осаждаются в припочвенный слой и могут представлять опасность для обслуживающего персонала. Поэтому при реализации методов закачки горячей воды или пара подлежат разработке и внедрению мероприятия, направленные на уменьшение вредных выбросов в атмосферу.

При внутрипластовом  горении опасные для жизни человека и окружающей среды химические соединения (серный ангидрид S0₃, сероводород H₂S, оксид углерода СО, диоксид углерода СО₂ и др.) образуются непосредственно в пласте, но вместе с нефтью, водой и пластовым газом могут выноситься на поверхность. Для предупреждения их вредного воздействия должна быть обеспечена герметичная система сбора нефти и газа при полной очистке газа от вредных примесей. Непосредственно на нефтепромысле вблизи объектов сбора нефти и газа организуется систематический контроль загрязненности атмосферной среды газами, добываемыми вместе с нефтью.

Выводы и  рекомендации.

1. Термические методы являются наилучшими при разработке месторожде-ний нефти, вязкость которой в пластовых условиях превышает 1000 сПз при не слишком большой глубине залегания нефтеносного пласта (глубина залегания менее 1500 м).

2. Из сравнения методов  внутрипластового горения и закачки  теплоносителя можно утверждать, что общий энергетический баланс указывает на предпочтительность использования метода внутрипластового горения. Однако развитие новых технологий производства пара и, в частности, создание оборудования, работающего на дешевых видах топлива, дает новый импульс дальнейшему развитию метода нагнетания в пласт водяного пара.

3. Метод внутрипластового  горения предпочтительнее прочих термических методов при значительных глубинах залегания пластов-коллекторов.

4. Весьма эффективным и широко распространённым методом увеличения нефтеотдачи в условиях Крайнего Севера является прогрев скважин перегретым водяным паром.

5. При разработке нефтяных месторождений в зоне вечномёрзлых пород с достаточной эффективностью применяется прогрев призабойной зоны пласта методом создания циркуляции (горячей промывки) или продавливанием жидкости или водяного пара в пласт.

6. При разработке месторождений с использованием тепловых методов в условиях вечномерзлых пород должны проводиться мероприятия, снижающие теплопотери в окружающую вечномерзлую среду. Это достигается использованием теплоизолирующих материалов с малой теплопроводностью, а в отдельных случаях заколонное пространство скважин охлаждается посредством специальных холодильных установок.

 

 

 

 

 

Список использованной литературы.

1. Амелин И.Д., Андриасов Р.С., Гиматудинов Ш.К.и др. Эксплуатация и технология

      разработки нефтяных и газовых месторождений. М., «НЕДРА», 1978. 356с.

2. Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин: Учебник для техникумов, М. Недра, 1989. 480с.

3. Бурже Ж. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер.с франц. - М.: Недра, 1989. 422 с.

4.  Ростехнадзор. Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности.

    ПБ–08 –624–03. С.82–85.